Argentina inaugura una nueva forma de comercializar gas natural: el Mercado Electrónico de Gas

La comercialización del gas natural en la Argentina no había sufrido demasiadas modificaciones desde la privatización del upstream y de los sectores de transporte y distribución durante las últimas dos décadas del siglo pasado. En los últimos 13 años, la mayor parte del gas natural se ha vendido mediante contratos de mediano y largo plazo celebrados entre productores y distribuidores o grandes usuarios con la intermediación en muchos casos de los comercializadores.

El Mercado Electrónico de Gas (“MEG”), inspirado principalmente en los alentadores resultados de los mercados de plazo diario o inmediato ‘Spot’ y on-system del Reino Unido, que significaron un mejoramiento en la cantidad y calidad de los servicios disponibles y una caída de los precios para los sujetos de ese mercado, brinda una alternativa a la forma tradicional de comercializar gas natural.

Desde comienzos de 2004 el marco regulatorio del gas natural ha sufrido diversas modificaciones que procuran mitigar los efectos adversos que sufrió la industria del gas con motivo de la devaluación y las medidas de emergencia adoptadas por el gobierno en 2002 y que produjeron la crisis de abastecimiento que afecta principalmente a las exportaciones y a los consumidores industriales locales. Mientras algunas de las nuevas regulaciones se dictaron con el objeto de mejorar la infraestructura de transporte y asegurar el abastecimiento a ciertos consumidores protegidos, otras medidas, como la creación del MEG, procuran hacer más transparente, eficiente y competitiva a la industria del gas natural.

A pesar de que el Decreto Nº 180 fue dictado en febrero de 2004, el MEG (el primer mercado spot de gas natural en Sudamérica) comenzó a operar en mayo de 2005 gracias al esfuerzo de los reguladores, varios sujetos de la industria y la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que es la encargada de su constitución, implementación, operación y gestión.

Para el cumplimiento de sus fines, el MEG está autorizado a requerir y publicar en tiempo real información del despacho de los sistemas de transporte y distribución. Asimismo, el MEG publica información comercial sobre los contratos de compra venta de gas y de transporte, incluyendo precios e información estadística.

A través del MEG se celebran de manera exclusiva y en tiempo real las siguientes transacciones (i) compra venta de gas natural de plazo diario e inmediato ‘Spot’, con punto de entrega tanto en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte como en City Gate[1]; y (ii) las transacciones de los mercados secundarios de transporte y de distribución de gas natural. Hasta el comienzo de las operaciones del MEG, el mercado secundario de transporte de gas natural era administrado por el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”).

Asimismo, durante los cinco primeros años de operación el MEG será el foro exclusivo para la negociación de derivados (futuros, opciones, swaps, forwards y otros instrumentos financieros similares) sobre gas natural y derechos de transporte y distribución, y para la negociación de otros productos y servicios energéticos. La experiencia del Reino Unido en este sector demuestra que siete meses después de que el primer contrato de futuros de gas natural fuera creado por el International Petroleum Exchange de Londres, los volúmenes negociados bajo ese tipo de contratos alcanzaron casi el 40% de la producción diaria de gas natural del Reino Unido.

En el caso del mercado ‘Spot’, el gas natural para el mismo día operativo o el día inmediato posterior es negociado en subastas, en las que oferentes y demandantes realizan electrónicamente ofertas de compra y venta, especificando volúmenes y precios mínimos y máximos de compra y de venta, según el caso. El precio de la última oferta abastecida total o parcialmente determina el precio marginal del sistema, el que es aplicable a todas las operaciones de la ronda. De tal manera el MEG actúa como un agente de compensación y liquidación de las transacciones cursadas que se instrumentan sobre la base de contratos ‘modelo’ estandarizados.

La negociación a través del MEG es bilateral, y las operaciones pueden ser celebradas directamente por los productores, usuarios y distribuidores, o a través de comercializadores o intermediarios.

Sólo las personas autorizadas pueden operar como agentes en el MEG. Existen dos tipos de licencias para operar: licencias para Agentes de Cartera Propia (“ACP”) y licencias para Agentes Libres (“AL”). Los ACP pueden operar únicamente por propia cuenta, a diferencia de los AL, quienes pueden operar tanto por cuenta propia como de terceros. Durante el primer año de operaciones el número de licencias para AL para operar en el MEG estará limitado a 20. No se admite más de una licencia por agente, y éstas pueden ser transferidas con la previa autorización del MEG.

Mientras que las licencias para ACP pueden ser obtenidas por cualquier persona que reúna ciertos requisitos legales y financieros–excepto licenciatarias de transporte o sociedades vinculadas-, con el propósito de ganar en transparencia y evitar distorsión en el mercado y las prácticas abusivas, las licencias para AL no pueden ser obtenidas por ciertos sujetos de la industria del gas -productores, transportistas, distribuidores, subdistribuidores, usuarios directos, y sus controlantes, controladas y sociedades sujetas a control común, en forma directa o indirecta. Esta limitación admite ser salvada mediante la presentación de una declaración jurada manifestando que se excluyen voluntariamente de realizar operaciones en las que resulten ser comitentes aquellas sociedades vinculadas a la requirente.

La implementación y puesta en marcha del MEG ha sido prevista en etapas. En mayo de 2005 comenzó a operar el mercado secundario de transporte de gas natural y desde entonces todas las operaciones de intercambio, reventa o cesión de servicios de distribución de gas natural y todas las transacciones de reventa o cesión de servicios de transporte de gas natural, que se realizaban hasta entonces con la intervención del ENARGAS, se realizan en el ámbito del MEG. Agosto fue el turno del mercado Spot de gas natural para transacciones con punto de entrega en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte. El próximo paso será la realización a través del MEG de las operaciones Spot de gas natural con punto de entrega en City Gate -gas más transporte-. Finalmente, el mercado de derivados, el desafío más importante del MEG, se implementará en una etapa ulterior.