REGULACION TARIFARIA DEL TRANSPORTE DEL GAS NATURAL

(1)

REGULACION TARIFARIA DEL TRANSPORTE DEL GAS NATURAL

Miguel Révolo

Gerente de Gas Natural (e) – GART - OSINERGMIN

Octubre 2014

(2)

Principios económicos de la Regulación del

Transporte de Gas Natural

(3)

Principios Económicos

• Garantizar la recuperación de las inversiones de la infraestructura del sistema de transporte de gas natural por ductos durante el periodo de concesión.

• Permitir una rentabilidad razonable.

• Dar señales económicas que incentiven la prestación del servicio en

forma eficiente.

(4)

Actividades Reguladas

• Actividades libres:

– Producción

– Suministro de gas natural

• Actividades Reguladas

– Transporte – Distribución – Regasificación

– Almacenamiento subterráneo

(5)

Mecanismos de Inversión en Perú

• Las instalaciones que forman parte del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos se están desarrollado a través del

mecanismo de APP.

• Para la entrega en concesión es obligatorio efectuar un concurso

público y la concesión se extiende por un plazo de 30 años, dicho

concurso tendrá un valor máximo de referencia a ser aprobado por

PROINVERSION considerando los precios y tecnología vigentes.

(6)

Mecanismo de Inversión

• Considerando que la Base Tarifaria es el principal producto de la licitación, se reducirán las complejidades y la incertidumbre para determinar las tarifas que deben pagar los usuarios y las

compensaciones que deben recibir los titulares de los sistemas de transporte.

• Una vez recuperada y pagada la inversión en el periodo de 30 años, la componente de inversión de la Base Tarifaria será igual a cero.

• Las instalaciones en dicho caso son transferidas al Estado.

• BOOT

(7)

Mecanismo de Inversión

• En el caso de las instalaciones de refuerzo o ampliaciones, los concesionarios de transporte o interesados tienen la opción de ejecutarlas directamente;

• En estos casos, OSINERGMIN deberá establecer la Tarifa de Transporte

• De no ejercerse esta opción, los refuerzos serán licitados.

• Las compensaciones por estas instalaciones se efectuarán sobre la

base del beneficio que otorgan a los agentes.

(8)

Transporte de Gas Natural en el Perú

Regulación Tarifaria del Transporte del Gas Natural

(9)

Fuente: Libro de Reservas del MINEM 2013

Reservas de Gas Natural en el Perú

(10)

• Explotación de las

reservas del Yacimiento de Gas de Camisea, la construcción y

operación de dos ductos, uno para gas natural seco

(Gasoducto) y otro para líquidos de gas natural- LGN (Poliducto) y la red de distribución para gas natural en Lima y Callao.

Proyecto Camisea

City Gate

Yacimiento

Regulación Tarifaria del Transporte del Gas Natural en el Perú

(11)

Fuente: MEM

Concesión del Sistema de Transporte del Gas Natural de Camisea al City Gate

• En febrero del año 2000 el consorcio Transportadora de Gas del Perú conformada por Tecgas, Sonatrach, Pluspetrol, Hunt Oil, SK Corporation y Graña y Montero se adjudicaron el gasoducto desde Camisea hasta Lima.

• Plazo del contrato: 33 años para operar.

• Costo del Servicio : MMUS$ 956.

• Capacidad mínima por años de operación del 1 al 11.

– En punto de derivación: 205 hasta 450 MMPCD.

– En el City Gate: 155 hasta 400 MMPCD.

• Capacidad mínima del año 12 y siguientes: 450 y 400 MMPCD respectivamente en los dos puntos.

• Está en proceso de ampliar la capacidad a 920 y 1,270 MMPCD con la instalación de un “loop” de 32” y una planta de compresión.

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Gasoducto de Camisea con Ampliaciones

Fuente: TGP

COSTA SIERRA SELVA

Lurín 18” 24” 32”

Camisea Ayacucho

Loop Costa Turbocompresoras

Ducto de PLNG 34”

PC Chiquintirca 24”

Loop Costa + Turbocompresora GN: 610 MMPCD

LGN: 88 000 BPD

14”

Pisco 10”

Sistema de Transporte 2013

GN

Líquidos

Flujo

(13)

Construcción del Gasoducto

(14)

Construcción de Ductos

(15)

Loop Costa durante Construcción

Fuente TGP

(16)

Planta Compresora PS3 durante construcción

Fuente TGP

(17)

Planta Compresora PS3

Fuente TGP

(18)

Regulación del Gas Natural

(19)

Ley

Reglamento

Regulador Período de Regulación

Precios Tarifa

Explotación de Reservas Probadas de Gas

Transporte Distribución

LOH Ley 27133 y Reglamento

Libre mercado, excepto Camisea.

Precio Máximo

LOH Ley 27133 y Reglamentos

OSINERGMIN (TB) Actualización

cada 2 años.

(TR) Definido por el Regulador

(TB) Tarifa Base de Concurso Público (TR)Tarifa Regulada

LOH Ley 27133 y Reglamentos

OSINERGMIN

4 años Tarifa Regulada

Formación de Precios

Precio del Gas

Tarifa de Transporte

Tarifa de Distribución

+ +

=

(20)

Productores de Gas Natural

Compañía Transportista

Independientes

“Consumidores Industriales”

Independientes

“Generadores Eléctricos”

Comercializadores de Gas Natural

Compañía Distribuidora

Local

Consumidor Regulado

Consumidor Independiente

Comer cio Físico

Esquema Actual del Gas Natural

(21)

Cadena de Valor del Gas Natural

Producción y

Tratamiento Transporte Distribución

Pequeña Industria

Consumidor Residencial Consumidor

Comercial Generación

Eléctrica Gran Industria

Consumidor GNV Exportación

(GNL)

Precios de Gas en Boca de Pozo (Libres)

Tarifas de Transporte (Regulado por OSINERGMIN)

Tarifas de Distribución (Regulado por OSINERGMIN)

+ + =

^{Precio de}Venta Final al

Consumidor

(22)

Valor del Gas Natural en Lima

Producción de Gas

1.7 Transporte

0.9 Distribución

0.3 Cliente GE 2.9

El Cliente compra por separado el Gas, Transporte y Distribución, porque Toda la Cadena del Gas Natural (Gas + Transporte + Distribución) es Conocida de tal forma que sabe si el

Gas Natural puesto en su Predio es Competitivo respecto al Combustible Substituto (Residual, Diesel, GLP y otros)

+ + =

US$ / MMBTU

(23)

Principios de Cálculo de la Tarifa de Transporte de Gas Natural en el Perú

(24)

Reserva de Gas Natural

Red Troncal de Distribución

Red de Transporte De Gas Natural

Selva Sierra - Costa

- City Gate – Estación de Recepción y Regulación

del gas natural - Inicio del Sistema de Distribución del Concesionario de

Distribución Boca de pozo

Producción

Transporte

Red Secundaria de

Distribución

•El concesionario de transporte de gas natural presta el servicio de

transporte por ducto desde la Boca de Pozo del Productor hasta el punto de retiro del gas que solicite el consumidor o el distribuidor de gas natural.

•El solicitante del servicio de transporte, consumidor o distribuidor de gas natural, debe presentar al concesionario de transporte el Contrato de suministro de gas que tiene con el Productor.

•El concesionario de transporte factura por los servicios que presta (Firme o Interrumpible).

Distribución

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Tipos de Concesiones de Transporte de Gas Natural en el Perú

• Por concurso público (Sin Riesgo de Mercado)

• Caso: con MIG (TGP)

• Garantía en la Recuperación de Inversiones.

– Reconocimiento de Baja Tasa de Retorno del Capital

– No hay preocupación por Gas Transportado.

– Normativa: Ley 27133 DS 040-99-EM

• Hay GRP

• Hay Garantía de Capacidad al Estado (hay retorno de inversiones)

• El Costo y la Tarifa son producto de una Licitación.

• A solicitud de parte (Con Riesgo de Mercado):

• Caso: Sin MIG

– No hay Garantía en la Recuperación de Inversiones.

– Se reconoce una Alta Tasa de Retorno del Capital.

– El Transportista se preocupa por el Gas Transportado y por la ubicación de las Reservas Probadas.

– Normativa: DS 041-99-EM DS 081-2008-EM

• No hay GRP

• El Inversionista define el tamaño del Proyecto.

• El Costo y la Tarifa es definida por el

Regulador.

(26)

Esquemas Tarifarios del Transporte

• Tarifa de Red Principal de Transporte por concurso público – Con GRP (MIG)

– Aplica beneficios de la Ley 27133 – Garantía en la Recuperación de

Inversiones por medio de ingresos garantizados (Régimen Especial).

– La GRP es cubierto por todos los usuarios del sector eléctrico.

– La seguridad del ingreso puede resultar en una menor Tasa de Retorno del Capital

• Tarifa de Red de Transporte a Solicitud de Parte – Sin GRP (sin MIG)

– No aplica beneficios de la Ley 27133 – No existe garantía de ingresos, se rige

por lo establecido en el Reglamento de Distribución (Régimen General).

– Reconocimiento de costos eficientes – Ingresos según la demanda

proyectada.

– Tasa de Retorno del Capital de 12%

Desarrollo y Regulación del Transporte del Gas Natural en el Perú

(27)

Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (sin GRP)

 

1 1 ^



 

TA = Tasa de Actualización = 12%

_N

i i n i

Costo del Servicio Tarifa Re gulada

Demanda Re al TA

Según la Ley 27133 la Demanda Real (llamada también Capacidad Contratada) se revisa cada 2 años y se reajusta de tal forma que cuando la GRP sea igual a CERO la Tarifa Regulada será igual a la Tarifa Base.

En cada revisión tarifaria, sólo se observa el Periodo que falta por recuperar, es decir, si el Periodo de Vida Útil es 30 años y se encuentra en la 3ra revisión (ya pasaron 6 años) entonces el valor de “N”

sería igual a 24 años.

(28)

Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (con GRP)

 

1

^



 

TA = Tasa de Actualización = 12%

N = Vida Útil del Proyecto (25 a 30 años)

n = desfase entre el Valor de la Oferta y el Inicio de Operac

_N

i i n

i

Costo del Servicio Tarifa Base

Capacidad Garantizada TA

ión

Según la Ley 27133 el Costo del Servicio es el Valor Ofertado por el Inversionista y la Capacidad Garantizada es la Capacidad que debe instalar el Inversionista en el tiempo que establece el Contrato.

Se puede decir que la Tarifa Base se calcula asumiendo que el gasoducto esta lleno (100% de uso)

desde el Primer Día. La Tarifa Base requiere de la GRP para compensar los ingresos al Inversionista.

(29)

Tarifa de Red Principal

Costo del Servicio Demanda

Tarifa Red Principal =

Costo del Servicio (CS)

CS = Costo del servicio ofertado por el Concesionario

Implica Inversión + O&M durante los años de operación

(30)

La Tarifa Base es un caso especial de la

Tarifa Regulada

Costo del Servicio

Capacidad Garantizada Total Tarifa

Base = Generadores

Eléctricos

Otros Usuarios (Industria,

Comercio, Residencial,

etc.)

Costo del Servicio

Capacidad Contratada Total Tarifa

Regulada =

Tarifa de Red Principal

(31)

Evolución de las Tarifas Máximas por Transporte en la Red Principal

20 25 30 35 40 45 50

ma y ‐ 04 ma y ‐ 05 ma y ‐ 06 ma y ‐ 07 ma y ‐ 08 ma y ‐ 09 ma y ‐ 10 ma y ‐ 11 ma y ‐ 12 ma y ‐ 13 ma y ‐ 14

US $/ M il m3

Tarifa Regulada Tarifa Base

(32)

Garantía de Red Principal (GRP)

(33)

¿Qué es la GRP?

• Es un mecanismo creado con la Ley 27133 , con el objeto de garantizar los ingresos a los concesionarios de transporte y distribución a través de la Red Principal del Proyecto Camisea, mediante la aplicación un cargo en el Sistema Principal de transmisión eléctrica a los usuarios de electricidad.

(34)

Capacidad Garantizada de Camisea

La GRP significa que el Concesionario tiene CGD

7 30

Años 225

380 255

450 Millón

PC / Día

8 TGP Cálidda

0 La Capacidad Garantizada se traduce en Ingresos Garantizados que se pagan “si o si”

al Transportista

(35)

Funcionamiento de la GRP: Caso TGP

7 30

Años

Millón US$ / Año

8 0

24 40

70 94 GRP = IGA - IRS

146 124

GRP

¹

= IGA

¹

– IRS

¹

= 124 – 24 = 100

IRS = Ingreso Real del Servicio

IGA = Ingreso Garantizado Anual

GRP = Garantía

de Red Principal

(36)

Opciones de Pago del Ducto

Opción 1

-Según Demanda Real -Alta Volatilidad

-Alta Tasa de Descuento -Necesidad de Contratos Ship or Pay

-Tarifa Alta de T GN - Alto CMg de EE

Opción 2

-Ducto Lleno + GRP -No hay Volatilidad

-Baja Tasa de Descuento -No es necesario Contratos Ship or Pay

-Tarifa Baja de T GN - Bajo CMg de EE

GRP

(37)

¿Qué pasaría si no existiera la GRP?

Con GRP Sin GRP

Gas

Red Principal

Energía Eléctrica

Transmisión Eléctrica

Energía Eléctrica

Transmisión Eléctrica Ducto Lleno

Bajo Riesgo Td = 12%

Ducto sujeto A Demanda Alto Riesgo Td > 18%

Pago de los Usuarios Eléctricos

(38)

Balance Final al Usuario Eléctrico

GRP

US$

Pago por Ducto Vacío (GRP) Ahorro por Energía

Ducto lleno

Años

(39)

Funcionamiento de la GRP

Pago Garantizado

Garantía de Uso del Gasoducto

Uso Real del Gasoducto

Años Flujo

(dinero ó volumen)

(40)

Funcionamiento de la GRP

Años Flujo

(dinero ó volumen)

Costo de la Garantía

pagada por el Usuario Eléctrico

Fin de la Garantía

Garantía de Uso del Gasoducto

Uso Real del Gasoducto

(41)

Aplicación de la GRP

• Cada año se estima los ingresos de los concesionarios de la Red Principal.

• El resultado anterior se resta del Ingreso Anual Garantizado. Esta diferencia es la GRP anual que recibirán los concesionarios.

• Se divide el monto de la GRP entre la demanda eléctrica para convertirlo en peaje de transmisión eléctrica.

• Este peaje por GRP se agrega al peaje por conexión a la Red Principal de Transmisión Eléctrica.

• Lo recaudado es depositado a una cuenta administrada por una Fiduciaria, que efectúa el reparto de los montos involucrados.

• Si algún generador no deposita la GRP, la Fiduciaria ejecuta el fondo de garantía de Perupetro y paga a los Concesionarios (TGP y Cálidda).

(42)

Aplicación de la GRP

(43)

Adelanto de la GRP

• Para evitar un salto abrupto en las tarifas eléctricas, se empezó a realizar el pago adelantado de la GRP antes de la POC de la Red Principal (PAT).

• Dichos pagos adelantados se traducen en ajustes en las tarifas de transporte de gas natural a través de un Factor de Descuento (FD).

• Actualmente, a pesar que la GRP se extinguió, las tarifas de transporte en la red principal están afectas al factor de descuento.

• El PAT recaudado entre noviembre de 2002 y agosto de 2004 asciende a US$ 98,4 millones (89,8 a TGP y 8,6 a Cálidda).

• Desde noviembre de 2002 hasta diciembre de 2010 la GRP ha recaudado US$ 433,5 millones, de los cuales US$ 402,6 millones correspondieron a TGP y US$ 30,9 millones a Cálidda.

(44)

Ductos de Seguridad y

Gasoducto Sur Peruano (GSP)

(45)

Antecedentes

• Ley N° 29970, Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico del Sur – Ley LASE.

• Decreto Supremo N° 005‐2014‐EM, Reglamento de la Ley N°

29970, en lo referente al Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos.

• Decreto Supremo N° 014‐2014‐EM, Establecen Disposiciones

Complementarias para la aplicación de la Ley N° 29970, en lo

referente al adelanto de los Cargos CASE, SISE y Tarifas

Reguladas de Seguridad.

(46)

Incrementar la confiabilidad de

la cadena de suministro de

energía Reducir la

dependencia externa Diversificar las

fuentes energéticas

La Ley N° 29970, Ley que afianza la seguridad energética y promueve el desarrollo de polo petroquímico en el sur del país

Se basa en 3 pilares

Seguridad Energética Desarrollo del Polo Petroquímico

Alcance

Ley LASE

(47)

Principios para el Afianzamiento de la Seguridad Energética

Desconcentrar geográficamente la producción de energía;

Lograr una mayor capacidad de producción respecto a la demanda (margen de reserva);

Explotar varias unidades de producción y/o usar combustibles alternativos en las unidades de producción;

Adoptar diversos modos de transporte;

Brindar redundancia en el modo de transporte;

Interconectar los diversos modos de transporte;

Incluir mayores almacenamientos de energía; y

Promover el uso eficiente y/o sostenible de las energías renovables.

1 2 3 4 5 6 7 8

Todos los Proyectos podrán ser beneficiados con el

Mecanismo de Ingresos Garantizados

(48)

Proyectos necesarios para incrementar la seguridad energética, según Ley LASE

Nodo Energético en el Sur del Perú Sistema Integrado

de Transporte

Sistema de Abastecimiento de

GLP para Lima y Callao

Sistema de Abastecimiento de

LNG para el Mercado Nacional

Adjudicados En proceso

Proyectos para la Seguridad Energética

(49)

Zona de Seguridad y GSP

Fuente: Proinversión

(50)

Sistema Integrado de Transporte

MALVINAS MALVINAS PC

A1

A2 CHIQUINTIRCA

CHIQUINTIRCA

QUILLABAMBA

MOLLENDO

ILO

MOQUEGUA TACNA AREQUIPA

AREQUIPA C B

Sistema Existente de Transporte Sistema de Transporte

Tramo C

Gasoductos Regionales

PUNO

Zona de Seguridad

Gasoducto Sur Peruano

APURIMAC

APURIMAC ANTA URCOS

(51)

Zona de Seguridad

MALVINAS MALVINAS PC

ANTA

A1 CHIQUINTIRC

A CHIQUINTIRC

A

QUILLABAMBA

URCOS C B

Tramo B: Un gasoducto y un poliducto (desde las Malvinas hasta el PC ubicado entre el Kp 73 y el Kp 90 del Sistema de TGP)

Tramo A1: Un gasoducto (desde PC hasta Urcos) y Gasoductos Secundarios a Quillabamba, Anta y Cusco.

Tramo C: Un gasoducto y un poliducto (desde el PC hasta Chiquintirca)

STG: Gasoductos del Tramo B, Tramo C y

Tramo A1. STL: Poliductos del Tramo B y Tramo C.

Por lo que los Sistemas de Seguridad de Transporte están conformados por:

(52)

Proceso de Promoción de la Concesión Sistema de Transporte correspondiente al Tramo A y Tramo B

MALVINAS MALVINAS

ANTA

A1

A2 QUILLABAMBA

MOLLENDO

ILO URCOS

B

PC

Proyecto: “Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano”

Comprende:

• Tramo B (Gasoducto y Poliducto)

• Tramo A1 y Gasoductos Secundarios a Quillabamba, Anta y Cusco

• Tramo A2 y Gasoducto Secundario a la CT de Molleno

El Concesionario debe elaborar Estudios FEED (Front End Engineering Design) y de Línea Base ambiental, para el Tramo C y los Gasoductos Regionales hacia las regiones de Apurímac, Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna.

Costo de Servicio: MMUS$ 7 328,00

Plazo de Concesión: 34 años

Construcción : 4 años 8 meses Operación : 29 años 4 meses

Esquema del Contrato: DFBOOT (Design, Finance, Build, Own, Operate and Transfer)

(53)

Costo del Servicio del STG, STL y GSP

• Costo del Servicio a la Oferta Pública

Es el Costo total adjudicado al postor ganador, incluye el costo de inversión, el costo de O&M y otros costos necesarios para la prestación del servicio.

Dicho costo se asigna por tramo (B, A1 y A2) con los factores f1, f2 y f3.

• Costo del Servicio Reajustado a la POC

A la POC el Costo del Servicio se reajusta por:

 Demora en la POC, máximo 6 meses

 Riesgos en la ejecución del proyecto (FAR), máximo 10%

(54)

Ingreso Garantizado Anual

• IGA del STG y del STL en el año k

• IGA del GSP

(55)

DATOS DEL PROYECTO

Costo de Servicio 7328 MMUS$

f1 16%

f2 27%

f3 57%

Tasa de Descuento: 12% anual

Fases del Proyecto

Construcción (56 meses) 4,7 años Operación 29,3 años Plazo 34 años Factores de Asignación

(56)

Costo de Servicio por Tramo e IGA por Sistema

Tramo

Costo de Servicio por Tramo (MMUS$)

IGA por Tramo (MMUS$)

Tramo B 1172,48 146,0

Tramo A1 1978,56 246,3

Tramo A2 4176,96 520,0

Total: 7328 912,2

Zona Seguridad IGA por Sistema (MMUS$) Zona de Seguridad 392,2

Sistema IGA por Sistema (MMUS$)

STG 196,1

STL 196,1

GSP 520,0

Total: 912,2

(57)

Las tarifas del STG y STL no consideran los ingresos por la prestación de servicio.

La Tarifa de TGP a Lima es 0,98 US$/MMBTU

Demanda de Gas Natural y Combustibles por Sistema - Tarifas aplicables por Sistema - 2019

Capacidad Garantizada Diaria del GSP Demanda Beneficiada del STG

920 de TGP + 250 Nodo Energético Sur Demanda promedio diaria de

Combustibles a nivel nacional Demanda Diaria

Sistema

STG 1170 MMPCD

STL 220 MBPD

GSP 500 MMPCD

Demanda Anual

Sistema IGA por Sistema

(MMUS$)

STG 396 589 036 MMBTU 196,1 Tarifa Base del STG: 0,49 US$ / MMBTU STL 80 300 000 Barriles 196,1 Cargo SISE del STL : 2,44 US$ / barril GSP 169 482 494 MMBTU 520,0 Tarifa Base del GSP: 3,07 US$ / MMBTU

Demanda Anual Demanda diaria

Tarifas

(58)

Cargos Tarifarios Aplicables para el AIG

 Los Adelantos se recaudaran a partir del 01 de mayo de 2015 y concluyen en la POC.

 Los Adelantos se liquidaran de manera preliminar antes de la POC y de

forma definitiva después de la POC

(59)

Remuneración del STL y GSP

• Servicios y Tarifas del STL

• Servicios y Tarifas del GSP

(60)

Remuneración del STG, STL y GSP

IGA - STG

Servicio de Seguridad

CASE

Ingresos

Año de Cálculo

IGA - STL

Cargo SISE

Ingresos

Año de Cálculo

IGA - GSP

CASE

Ingresos

Año de Cálculo

Servicio de Transporte Adicional

Servicio de Transporte

(61)

Impacto en Tarifas de Gas Natural (aplicables a partir 2019)

MALVINAS MALVINAS CHIQUINTIRCA

CHIQUINTIRCA

PC

ILO

A1

A2

B

C

URCOS LIMA

LIMA

Tarifa TGP: 0,98 US$/MMBTU TRS: 0,49 US$ / MMBTU Total: 1, 47 US$ / MMBTU

Tarifa GSP: 3,07 US$/MMBTU TRS: 0,49 US$ / MMBTU Total: 3,56 US$ / MMBTU

TRS: 0,49 US$/MMBTU Cargo SISE: 2,44 US$ / barril

Zona de

Seguridad

(62)