regulación tarifaria del transporte del gn-mrevolo final · 2018-09-18 · fuente: mem concesión...

REGULACION TARIFARIA DEL TRANSPORTEDEL GAS NATURAL

Miguel RévoloGerente de Gas Natural (e) – GART - OSINERGMIN

Octubre 2014

Principios económicos de la Regulación del Transporte de Gas Natural

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.

Actividades Reguladas• Actividades libres:

– Producción– Suministro de gas natural

• Actividades Reguladas– Transporte– Distribución– Regasificación– Almacenamiento subterráneo

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.

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

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

Fuente: Libro de Reservas del MINEM 2013

Reservas de Gas Natural en el Perú

Regulación Tarifaria del Transporte del Gas Natural 9

• 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 10

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.


Gasoducto de Camisea con Ampliaciones

Fuente: TGPCOSTA SIERRA SELVA

Lurín 32”24”18”

CamiseaAyacuchoLoop Costa Turbocompresoras

34”Ducto de PLNG

PC Chiquintirca24”

Loop Costa + TurbocompresoraGN: 610 MMPCD LGN: 88 000 BPD

14”10”Pisco

Sistema de Transporte 2013

GN

Líquidos

Flujo


Construcción del Gasoducto


Construcción de Ductos


Loop Costa durante Construcción

Fuente TGPRegulación Tarifaria del Transporte del Gas Natural 15

Planta Compresora PS3 durante construcción


Planta Compresora PS3


18

Regulación del Gas Natural


LeyReglamento

Regulador

Período deRegulación

PreciosTarifa

Explotaciónde Reservas

Probadas de GasTransporte Distribución

LOHLey 27133 yReglamento

Libre mercado, excepto Camisea.

Precio Máximo

LOHLey 27133 y

Reglamentos

OSINERGMIN

(TB) Actualización cada 2 años.

(TR) Definido por el Regulador

(TB) Tarifa Base deConcurso Público

(TR)Tarifa Regulada

LOHLey 27133 y

Reglamentos

OSINERGMIN

4 años

Tarifa Regulada

Formación de Precios

Precio del Gas

Tarifa de Transporte

Tarifa de Distribución+ +=

1919Regulación Tarifaria del Transporte del Gas Natural

20

Productores de Gas Natural

CompañíaTransportista

Independientes “Consumidores

Industriales”

Independientes“Generadores

Eléctricos”

Comercializadores de Gas Natural

CompañíaDistribuidora

Local

Consumidor Regulado

Consumidor Regulado

Consumidor IndependienteC

omer

cio

Físi

co

Esquema Actual del Gas Natural


Cadena de Valor del Gas Natural

Producción y Tratamiento DistribuciónTransporte

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

ClienteGE

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 deGas

Natural

Red Troncal deDistribución

Red de Transporte

De Gas NaturalSelva Sierra - Costa

- City Gate – Estación deRecepción y Regulación

del gas natural - Inicio del Sistemade Distribución delConcesionario de

DistribuciónBoca de pozoProducción

Transporte

Red Secundaria de

Distribución

•El concesionario de transporte de gas natural presta el servicio detransporte por ducto desde la Boca de Pozo del Productor hasta elpunto de retiro del gas que solicite el consumidor o el distribuidor degas natural.

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

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

Distribución


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 delCapital

– 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 deMercado):

• 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 lasReservas 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.


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 ingresosgarantizados (Régimen Especial).

– La GRP es cubierto por todos losusuarios del sector eléctrico.

– La seguridad del ingreso puederesultar en una menor Tasa deRetorno del Capital

• Tarifa de Red de Transporte aSolicitud de Parte – Sin GRP (sinMIG)

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

por lo establecido en el Reglamento deDistribución (Régimen General).

– Reconocimiento de costos eficientes– Ingresos según la demanda

proyectada.– Tasa de Retorno del Capital de 12%

26Desarrollo y Regulación del Transporte del Gas Natural en el Perú

Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (sin GRP)

1 1

TA = Tasa de Actualización = 12%

N

ii n

i

Costo del ServicioTarifa ReguladaDemanda Real

TA

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

En cada revisión tarifaria, sólo se observa el Periodo que falta por recuperar, es decir, si el Periodo deVida 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.


Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (con GRP)

1 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

ii n

i

Costo del ServicioTarifa BaseCapacidad Garantizada

TA

ión

Según la Ley 27133 el Costo del Servicio es el Valor Ofertado por el Inversionista y la CapacidadGarantizada 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

DemandaTarifa 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 TotalTarifaBase =

GeneradoresEléctricos

Otros Usuarios(Industria, Comercio,

Residencial, etc.)

Costo del Servicio

Capacidad Contratada Total

TarifaRegulada=

Tarifa de Red Principal


Evolución de las Tarifas Máximas por Transporte en la Red Principal

31

20

25

30

35

40

45

50ma

y‐04

may‐0

5

may‐0

6

may‐0

7

may‐0

8

may‐0

9

may‐1

0

may‐1

1

may‐1

2

may‐1

3

may‐1

4

US$/Mil m

3

Tarifa Regulada Tarifa Base


32

Garantía de Red Principal (GRP)


¿Qué es la GRP?

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


34

Capacidad Garantizada de Camisea

La GRP significa que el Concesionario tiene CGD

7 30Años

225

255380

450Millón

PC / Día

8

TGP

Cálidda

0

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

al Transportista


Funcionamiento de la GRP: Caso TGP

7 30Años

MillónUS$ / Año

80

24

40

70

94

GRP = IGA - IRS

146

124

GRP1 = IGA1 – IRS1 = 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 ContratosShip 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 ContratosShip 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

RedPrincipal

EnergíaEléctrica

TransmisiónEléctrica

EnergíaEléctrica

TransmisiónEléctrica

Ducto LlenoBajo Riesgo

Td = 12%Ducto sujetoA DemandaAlto Riesgo

Td > 18%

Pago de los Usuarios EléctricosRegulación Tarifaria del Transporte del Gas Natural

38

Balance Final al Usuario Eléctrico

GRP

US$

Pago por Ducto Vacío (GRP)

Ahorro por Energía

Ducto llenoAños


39

Funcionamiento de la GRP

PagoGarantizado

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 Garantíapagada por el Usuario Eléctrico

Fin de laGarantía

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 diferenciaes la GRP anual que recibirán los concesionarios.

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

• Este peaje por GRP se agrega al peaje por conexión a la Red Principal deTransmisión 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 degarantía de Perupetro y paga a los Concesionarios (TGP y Cálidda).


42

Aplicación de la GRP


Adelanto de la GRP

43

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

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

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

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

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


44

Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano (GSP)


Antecedentes• Ley N° 29970, Ley que Afianza la Seguridad Energética y

Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico del Sur – LeyLASE.

• Decreto Supremo N° 005‐2014‐EM, Reglamento de la Ley N°29970, en lo referente al Sistema Integrado de Transporte deHidrocarburos.

• Decreto Supremo N° 014‐2014‐EM, Establecen DisposicionesComplementarias para la aplicación de la Ley N° 29970, en loreferente al adelanto de los Cargos CASE, SISE y TarifasReguladas de Seguridad.

4503/06/2014

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


Zona de Seguridad y GSP

Fuente: Proinversión


Sistema Integrado de Transporte

50

MALVINASMALVINASPC

A1

A2

CHIQUINTIRCACHIQUINTIRCA

QUILLABAMBA

MOLLENDO

ILO

MOQUEGUA

TACNA

AREQUIPAAREQUIPA

BC

Sistema Existente de Transporte

Sistema de Transporte

Tramo C

Gasoductos Regionales

PUNO

Zona de Seguridad

Gasoducto Sur Peruano


APURIMACAPURIMAC ANTA URCOS

Zona de Seguridad

51

MALVINASMALVINASPC

ANTA

A1

CHIQUINTIRCA

CHIQUINTIRCA

QUILLABAMBA

URCOS

BC

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:


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

5252

MALVINASMALVINAS

ANTA

A1

A2

QUILLABAMBA

MOLLENDO

ILO

URCOS

B

PC

Proyecto: “Mejoras a la Seguridad Energéticadel País y Desarrollo del GasoductoSur 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 hacialas regiones de Apurímac, Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna.

Costo de Servicio: MMUS$ 7 328,00Plazo de Concesión: 34 años

Construcción : 4 años 8 mesesOperación : 29 años 4 meses

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


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 deinversión, el costo de O&M y otros costos necesarios para la prestacióndel servicio.Dicho costo se asigna por tramo (B, A1 y A2) con los factores f1, f2 y f3.

• Costo del Servicio Reajustado a la POCA 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%


Ingreso Garantizado Anual• IGA del STG y del STL en el año k

54

• IGA del GSP

03/06/2014

DATOS DEL PROYECTO

55

Costo de Servicio 7328MMUS$

f1 16%f2 27%f3 57%

Tasa de Descuento: 12% anual

Fases del ProyectoConstrucción (56 meses) 4,7 años

Operación 29,3 añosPlazo 34 años

Factores de Asignación

Costo de Servicio por Tramo e IGA por Sistema

56

TramoCosto de Servicio

por Tramo(MMUS$)

IGA por Tramo(MMUS$)

Tramo B 1172,48 146,0Tramo A1 1978,56 246,3Tramo A2 4176,96 520,0

Total: 7328 912,2

Zona SeguridadIGA por Sistema

(MMUS$)Zona de Seguridad 392,2

SistemaIGA por Sistema

(MMUS$)STG 196,1STL 196,1GSP 520,0

Total: 912,2

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

57

Capacidad Garantizada Diaria del GSP

Demanda Beneficiada del STG920 de TGP + 250 Nodo Energético Sur

Demanda promedio diaria de Combustibles a nivel nacional

Demanda Diaria

Sistema

STG 1170 MMPCDSTL 220 MBPDGSP 500 MMPCD

Demanda Anual

SistemaIGA por Sistema

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

Demanda Anual

Demanda diaria

Tarifas

Cargos Tarifarios Aplicables para el AIG

03/06/2014 58

Los Adelantos se recaudaran a partir del 01 de mayo de 2015 y concluyenen la POC.

Los Adelantos se liquidaran de manera preliminar antes de la POC y deforma definitiva después de la POC

Remuneración del STL y GSP• Servicios y Tarifas del STL

59

• Servicios y Tarifas del GSP

03/06/2014

Remuneración del STG, STL y GSP

60

IGA - STG

Servicio de Seguridad

CASE

Ingr

esos

Año de Cálculo

IGA - STL

CargoSISE

Ingr

esos

Año de Cálculo

IGA - GSP

CASE

Ingr

esos

Año de Cálculo

Servicio de Transporte Adicional

Servicio de Transporte Adicional

Servicio de Transporte

03/06/2014

61

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

MALVINASMALVINASCHIQUINTIRCACHIQUINTIRCA

PC

ILO

A1

A2

B

C

URCOS

LIMALIMA

Tarifa TGP: 0,98 US$/MMBTUTRS: 0,49 US$ / MMBTU

Total: 1, 47 US$ / MMBTU

Tarifa GSP: 3,07 US$/MMBTUTRS: 0,49 US$ / MMBTU

Total: 3,56 US$ / MMBTU

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

Zona de Seguridad

62

Muchas [email protected]


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