Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria OSINERG · Sustento de Fijación Tarifaria Red de...

AUDIENCIA PÚBLICA

Sustento de Fijación Tarifaria Red de Transporte de Camisea

Primer Periodo TarifarioMayo 2004 – Abril 2006

Lima, 14 de Mayo de 2003

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaOSINERG

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Temario

1. Objetivo y Marco Legal

2. IntroducciónCadena del valor del Gas NaturalGas Natural de Camisea¿ Porque OSINERG regula las Tarifas de T&D ?

3. Criterios, Metodología y Cálculo TarifarioAdelanto de la GRPAnálisis y proyección de la demandaCalculo de Tarifa ReguladaFormulas de Actualización

4. Resumen

3

Objetivo

Presentación de los Criterios, metodologia y estudios técnicos que sustentan la Fijación Tarifaria de la Red de Transporte de Camisea al City Gate (parte de la Red Principal)

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Marco Legal

Ley 27133, de Promoción el Desarrollo de la Industria del Gas Natural

Reglamento de la Ley de Promoción D.S. N° 040-99-EM.

Contrato BOOT de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate

Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados

Resolución OSINERG N° 0030-2003-OS/CD, Norma Fecha máxima para presentar las Propuestas Tarifarias de los Concesionarios

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Introducción

6

Flujo del gas Natural

Exploración

Producción

Separación

Recursos y Reservas

Petróleo yGas Natural Tratamiento

Gasoducto y Transporte GN

Gas Natural

Petróleo

Oleoductos

CO2, H2O, H2S,N2, otros

Fraccionamiento

Refinación

Cuencas SedimentariasLicuefacción

LNG

DistribuidoraGLP

Petroquímica

GasoductosTransporte

yDistribución

Metano

Centrales Eléctricas

ResidencialComercioIndustria

Transporte

Exportación

C1

C2

C3

C4

C5+

GAKEJETDOFO

Otros

Estacionesde

ServicioGNC y

Líquidos

7

Cadena del gas NaturalProductores

Cuencas gasíferasPlantas de tratamientoAlmacenamiento

Sistema de TransportePlantas compresorasGasoductos de transporteDerivaciones y recompresión

Sistemas de DistribuciónRedes de Alta, media y baja presiónNodos y Estaciones de RegulaciónConsumos finales (Industriales, residenciales, etc.)

8

La Cadena del Gas

Ciclo de Innovación

Ciclo Postventa

Cadena del Valor del Gas Natural

Ciclo de Operaciones

Producción:

(Processing, Gathering

and Storage )

Transporte:

(Gasoductos, GNC, LNG)

Distribución:

Redes, GTL, Fuell Cell,

Identifica

Mercados

Servicio al

Cliente

9

Fabricac. materiales

Fabricación / venta accesorios

Fabricac. y venta de equipos

Servic. técnico

Servicios construcción

Conversión vehículos

Serviciosingeniería

Desarrolloproductos

Desarrollo del Gas

Gas Natural y Desarrollo

10

GeneraciónEléctrica

FábricasHotelesEdificios

EscuelasUniversidades

Comercio

Industrial

Comercial yTransporte

TransportePúblico

Los Segmentos del Mercado

Residencial

11

Distribución BP(GNLC)

Distribución APGNLC)

Comercialización(GNLC)

Producción(Pluspetrol)

Transporte(TGP) Transporte

Red Principal

Upstream

Downstream

Actividades de Camisea

Objetode la

Audiencia

12

Proyecto Camisea

13

¿Por qué OSINERG Regula las Tarifas de Transporte de Gas?

La Ley N° 27116 de fecha 17.05.99, otorga a la ex Comisión de Tarifas de Energía (Hoy OSINERG) la facultad de fijar y regular las siguientes tarifas :

Transporte de Gas Natural por ductos y Distribución de Gas Natural por red de ductos,Transporte de Hidrocarburos líquidos por ductos

14

Proceso de Fijación de Tarifas de Transporte de Gas Natural de Camisea

DIASHABILES

FECHALIMITE

15

Metodología y Cálculo Tarifario

16

Sustento Metodológico

El Marco de sustento de La Metodologia Tarifaria usada, esta dado por :

La Ley 27133 de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural y su Reglamento, que definen las tarifas Reguladas en su Articulo 11° y

Los Contratos BOOT de Transporte y Distribución.

17

Garantía por Red Principal (GRP)

La Ley 27133 de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, señala en su artículo 6° que:

Los proyectos de Red Principal podrán incluir un mecanismo para garantizar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el Costo del Servicio a los inversionistas.

Para acceder a la Garantía el gasoducto debe cumplir, entre otras cosas, que la relación Beneficio – Costopara los usuarios del servicio eléctrico que reciben energía de los generadores que usan el gas natural sea superior a la unidad, es decir, que el Beneficio sea mayor que el Costo.

18

Adelanto de la GRP

El Artículo 9° del Reglamento de la Ley 27133 (D.S. 040-99-EM) define los Pagos Adelantados por concepto de GRP.

El D.S. 046-2002-EM, en su Articulo 3°, adelanta el Pago por concepto de GRP al 1° de Noviembre del 2002, según lo previsto en la Ley 27133 y su Reglamento.

Los montos por el Adelanto por GRP son aquellos efectivamente recibidos por los Concesionarios antes de la Puesta en Operación Comercial.

El Adelanto por GRP se actualiza a la tasa definida en los Contratos de Concesión (Contratos BOOT) suscritos al amparo de la Ley 27133 y su Reglamento (12% anual en US$).

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Efecto del Pago Adelantado

Efecto del Pago Adelantado en el Costo del Servicio (CS) y la Tarifa Regulada

Tarifa = Costo / Demanda

Pagos garantizados

Pagos Adelantado

Actualización01.03.2003

Fecha Inicio Op. Comercial

Reducción del CS por Pagos Adelantados

El Efecto Final es la Reducción en el Costo del Servicio y en las Tarifas Aplicables

Menor Costo Menor Tarifa

20

Tarifa de Transporte

Nuevo Costo del Servicio

DemandaTarifa Regulada =

NCS = CS - PAT

CS = Costo del servicio ofertado por el Concesionario

PAT = Pagos Adelantados Actualizados al 1° marzo 2003

Menor Costodel Servicio

Menor Tarifa

21

Adelanto de la GRP

Pago Adelantado Mensual (PAM)

PAM k = Peaje GRP k x MDM k

Donde:PAM k = Pago Adelantado referido al mes k Peaje GRPk = Es el peaje correspondiente a la GRP y

definido en el D.S. N°046-2002-EMMDM k = Es la máxima demanda mensual del sistema

eléctrico, referido al mes k.

22

Adelanto de la GRP

Pago Adelantado Total (PAT)Los Pagos Adelantados Mensuales (PAM), son actualizados a la fecha de definición del Costo del Servicio (1° de Marzo del 2003) y sumados de acuerdo a la formula siguiente:

m = Días transcurridos entre el día de vencimiento de la facturación y el 1° de Marzo del 2003. Es negativo si la recaudación es anterior al 01.03.2003 y positiva en caso contrario.

M = Días transcurridos entre la fecha de vencimiento de la primera facturación y el 01.03.2003

N = Días transcurridos entre la fecha de vencimiento de la última facturación y el 01.03.2003

ß = Tasa de Descuento Anual definida en 12% en los Contratosγ = Tasa de Actualización Diaria determinada como: (1+ ß)1/365 – 1

( )∑=

+=

N

MmmkPAM

PATγ1

23

Adelanto de la GRP

El Costo del Servicio (CS) se reduce en el monto del Pago Adelantado Total (PAT)

Esta reducción se expresa como un Factor de Descuento (FD) en las Tarifas Reguladas. Dicho factor se calcula como :

FD = 1 – PAT / CS

El FD se aplica a las Tarifas Reguladas (TR) para incluir el Beneficio del Pago Adelantado en dichas tarifas

TR = TR(sin adelanto de la GRP) x FD

24

Adelanto de la GRP:Factor de Descuento

Determinación del FDPAT

CSFD = 1 -

FD = 1 -79 707 122

956 340 000

FD = 1 - 0,08335

FD = 0,9166

US$

US$

25

Esquema de Tarifas

Tarifa de Transporte

GeneradoresEléctricos

Otros Usuarios(Industria, Comercio,

Residencial, etc.)

Tarifa Base

Tarifa Regulada

Otros Usuarios

La Tarifa Base es un caso especial de la Tarifa

Reguladas

26

Tarifa Regulada para Generadores Eléctricos:Tarifa Base

Costo del Servicio

Capacidad Garantizada Total

Tarifa Base(Sin adelanto GRP) =

Nuevo Costo del Servicio

Capacidad Garantizada TotalTarifa Base

(Con adelanto GRP) =

Tarifa Base(Con adelanto GRP) = Tarifa Base

(Sin adelanto GRP)x FD

Efecto del Adelanto de la GRP

El CS y la CGT son calculadas como valores totales al 1° de marzo del 2003

27

Capacidad Garantizada

450 MMPCD

450 MMPCD

380 MMPCD

CAPACIDAD GARANTIZADA

año 7 30Años

Volumen Garantizado

Fecha Inicio Op. Comercial

28

Capacidad Garantizada Total

CGMi = Capacidad Garantizada Mensual del mes i CGDi = Capacidad Garantizada Diaria del mes i, Di = Numero de días calendario del mes iPR = Periodo de Recuperación en mesesn = 17 (Cuarta Cláusula Ad. de los Contratos)i = Numero del mes en operaciónα = Tasa de Actualización Mensual : (1+ ß)1/12 – 1

( )∑=

+

+=

PR

ini

CGMiCGT1 1 α

29

Tarifa Regulada para Generadores Eléctricos: Tarifa Base

956 340 000

1 077 664 993

Tarifa Base(Sin adelanto GRP) =

876 632 878

1 077 664 993Tarifa Base

(Con adelanto GRP) =

Tarifa Base(Con adelanto GRP) = Tarifa Base

(0,8874) x FD(0,9166)

Efecto del Adelanto de la GRP

El CS y la CGT son calculadas como valores totales al 1° de marzo del 2003

0,8874=

0,8134=

0,8134=

US$

MPC

US$

MPC

30

Tarifa Regulada para Otros Usuarios

Costo del Servicio

Capacidad Contratada TotalTarifa

(Sin adelanto GRP) =

Capacidad Garantizada TotalTarifa(Sin adelanto GRP)= Tarifa Base

(Sin adelanto GRP) Capacidad Contratada Totalx

Equivalente

31

Equivalencias entre TR y TB

TR =CS

CCT

TB =CS

CGTCS = TB CGTx

TR =CCT

TB CGTx = TB x CGTCCT

32

Tarifa Regulada para Otros Usuarios

Tarifa(Con adelanto GRP) = Tarifa

(Sin adelanto GRP)x FD

Efecto del Adelanto de la GRP

El CCT y la CGT son calculadas como valores totales al inicio de la Operación Comercial

Capacidad Garantizada TotalTarifa(Sin adelanto GRP)= Tarifa Base

(Sin adelanto GRP) Capacidad Contratada Totalx

33

Proyecciones de Demanda

Proyecciones de Demanda OSINERG Y Capacidad Garantizada

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29

Año

MMPCD

380MMPCD

450MMPCD

Proyección de Demanda

Capacidad Garantizada

Capacidad Contratada

34

Capacidad Contratada

CCT = Se determina a partir de Proyecciones de Demanda Contratada actualizados a 01.03.2003

CCMi = Capacidad Contratada Mensual del mes i , en millones de pies3 por mes

CCAi = Capacidad Contratada Anual, en millones de pies3 por año, del Estudio de Capacidades Contratadas anuales, referida en el Articulo 11.2 literal b) del Reglamento de la Ley de Promoción y en la Cláusula 14.6.3 de los Contratos BOOT´

( )∑=

+

+=

PR

ini

CCMiCCT1 1 α

35

Tarifa Regulada para Otros Usuarios

Tarifa(Con adelanto GRP) = Tarifa

(Sin adelanto GRP)x FD

Efecto del Adelanto de la GRP

El CCT y la CGT son calculadas como valores totales al inicio de la Operación Comercial

Capacidad Garantizada TotalTarifa(Sin adelanto GRP)= Tarifa Base

(Sin adelanto GRP) Capacidad Contratada Totalx

1 277 352 638 Tarifa(Sin adelanto GRP)= 0,8874

895 165 349x = 1,2663

Tarifa(Con adelanto GRP) = x1,2663 0,9166 = 1,1608

36

Tarifa Regulada para Otros Usuarios

Costo del Servicio

Capacidad Contratada TotalTarifa

(Sin adelanto GRP) =

Nuevo Costo del Servicio

Capacidad Contratada TotalTarifa

(Con adelanto GRP) =

Tarifa(Con adelanto GRP) = Tarifa

(Sin adelanto GRP)x FD

Efecto del Adelanto de la GRP

El CS y la CCT son calculadas como valores totales al 1° de marzo del 2003

37

Proyecciones de Demanda en MMPCD

Demanda Total de Gas Natural

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1,000.0

1,200.0

1,400.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032

MMPCD

Generación EléctricaTotal Otros clientesTotal Demanda Proyectada OSINERG

38

Proyecciones de Demanda en MMPCD

Demanda de Gas Natural de Otros Clientes

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032

MMPCD

Clientes Iniciales Clientes IndustrialesConsumo Vehicular Comercial y ResidencialConsumos en la Ruta

39

Formula de Actualización

Tiempo

Año 0 Año 1 Año 2

1° de Marzo de 2003

...... ...... ......

Actualización Mensual por TC

Actualización por Inflación USA (1 vez al año)

40

Formula de Actualización

El Costo del Servicio (CS), la Capacidad Garantizada Total (CGT) y la Capacidad Contratada Total (CCT) son valores actualizados al 1° de marzo del 2003 (cláusula 11 del Contrato BOOT).

Las Tarifas Reguladas, son definidas a valores del 1° de marzo del 2003, por lo que el Contrato define un factor de actualización que recoge la inflación USA.

FA1 =PPIx (WPSSOP3500) a marzo de año “x”

PPIo (WPSSOP3500) a marzo de año 2003

FA2 = Tipo de Cambio del mes

41

Resumen

42

Comparación de Proyecciones de Demanda en MMPCD

Comparación de Demanda Total OSINERG - TGP

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1,000.0

1,200.0

1,400.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032

MMPCD

Total Demanda Proyectada OSINERG Total Demanda Proyectada TGP

43

Comparación de Resultados

TGP (US$/MPC)

OSINERG (US$/MPC)

Variación(%)

Tarifa Base 0,8874 0,8874

Tarifa Regulada 1,2906 1,2663 -1,88%

Pago AdelantadoTotal US$ 79 309 871 79 707 122 0,50%

Factor deDescuento 0,917 0,9166 -0,04%

Tarifa BaseAplicable 0,8138 0,8135 -0,04%

Tarifa ReguladaAplicable 1,1835 1,1608 -1,92%

Muchas Gracias