comisiÓn de regulaciÓn de energÍa y gas … · tiempo de redespacho de las plantas térmicas....
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CRITERIOS DE CONFIABILIDAD Y REGLAS PARA LA EVALUACIÓN Y REMUNERACIÓN DE LOS PROYECTOS DE INVERSIÓN EN CONFIABILIDAD DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS NATURAL
Julio 10 de 2012
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Contenido
1. Antecedentes
2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
3. Beneficios en el Sector eléctrico
4. Conclusiones
5. % Participación por sectores
6. Propuesta regulatoria
Definiciones
Metodología y Procedimiento
Esquemas de remuneración
Transición
Coordinación Operativa
7. Aspectos que deben ser regulados posteriormente
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Contenido
1. Antecedentes
2007: se presenta escasez de GAS FIRME en el mercado
2008: Decreto MME 2687 de 2008: los Agentes podrían incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad
Resolución 075 de 2008:
Garantizar suministro demanda Regulada
Incentivos distribuidoras-comercializadoras adelanten proyectos que garanticen la continuidad en el suministro de gas
2009: Sólo Gas Natural presenta proyecto Planta Peak-shaving en Bogotá
2010: Estudio para “Determinación y valoración económica de alternativas técnicas para asegurar la continuidad y confiabilidad de la prestación del servicio de gas natural”
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1. Antecedentes
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1. Antecedentes
Resultados estudio realizado en 2010
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1. Antecedentes
Resultados estudio realizado en 2010
Las propuestas que ofrecen una solución de confiabilidad durante unos
pocos días (Peak-Shaving) tienen un mayor costo que el beneficio por los costos evitados solución alternativa sería un mercado de cortes.
Resultan más eficientes las plantas de GNI que solucionan tanto el problema, de confiabilidad como el de abastecimiento en “El Niño”. ( Se logran economías de alcance)
La planta en la costa del Pacífico, al incorporar un punto alternativo de suministro en el extremo del sistema de transporte, presta una solución eficiente para problemas que se llegaran a ocasionar en el sistema de transporte desde el centro hacia el sur occidente del país
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1. Antecedentes
Resultados estudio realizado en 2010
PROYECTOCostos de
Gas
Costos de
Restric.
Exportac.
Costos de
Restric.
Costos
Comb.
P.Confiab.
Costos de
Transp.
Costo de
Inversion
Costo
Total
MMu$s
/año
MMu$s
/año
MMu$s
/año
MMu$s
/año
MMu$s
/año
MMu$s
/año
MMu$s
/año
Situación a fines del 2011 con Buque Regasificador
GNL en el Pacífico 1,825.1 140.5 31.5 - 206.6 68.0 2,271.7
Situación a fines del 2011 con Almac. Subterráneo 1,576.8 203.0 166.0 100.4 274.1 19.1 2,339.4
Situación a fines del 2011 con Buque Regasificador
GNL en el Atlántico 1,635.8 242.1 167.6 - 299.9 47.6 2,393.0
Situación a fines del 2011 con inversión de
confiabilidad en Cusiana1,566.2 230.9 306.1 - 281.9 12.8 2,397.9
Situación a fines del 2011 sin proyectos de
confiablidad1,574.3 242.1 309.7 - 283.1 - 2,409.1
Situación a fines del 2011 con Planta de PS GNL en
Bogota1,574.3 241.4 294.2 7.6 283.4 27.5 2,428.5
Situación a fines del 2011 con 7 plantas de Propano -
Aire1,574.3 242.1 309.7 - 283.1 42.4 2,451.5
* Evaluación en condiciones críticas
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Muchas plantas térmicas de gas se han convertido a diésel
Los productores sólo ofrecen Take or pay y OCGs
Estudio demuestra que como país es mejor una solución de GAS FLEXIBLE
1. Antecedentes
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Demanda Contingente durante “El Niño”:
Opción de gas importado para el cargo por confiabilidad
CREG establece incentivos 2010-2011
Térmicas que opten por gas flexible para el CxC 2015-2016 el Período de Vigencia de la Obligación será hasta 10 años (Res. 121/2011) ( o hasta 11 años si lo adelantan al 2014)
1. Antecedentes
En 2011 dos grupos de inversionistas presentaron dos proyectos
Inversionistas manifiestan que estos proyectos tienen beneficios no considerados en el incentivo propuesto como son:
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1. Antecedentes
Gas flexible
Costo de las generaciones de seguridad en el sector eléctrico
Confiabilidad y seguridad de abastecimiento para el sector gas natural
Demandas contingentes
1. Cambios política de confiabilidad
Decreto 2100 de 2011 :
Los Agentes Operacionales podrán incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio Análisis costo beneficio
Mercado de Cortes
Costo de oportunidad para suspensión de exportaciones
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1. Antecedentes
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ntecedentes
2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
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2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
En 2016 la Oferta firme de gas y la demanda se encuentran en equilibrio
Sin GNI la ocurrencia de un «El Niño» en 2015 implicaría un desabastecimiento
Si las plantas térmicas optan por una oferta de gas flexible en el mercado internacional, la oferta doméstica sería superavitaria hasta 2019.
Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A - UPME
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Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A y cálculos propios para la inversión
Resumen Año 2016
Demanda
Total Costos de Gas
Costos de
Restricc.
Costos de
Transp.
Costo de
Inversión Export. Costo total
MPCD MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año
Normal Sin GNL 1,088.4 2,001.8 869.0 229.4 143.1 1.3 3,242.0
Normal GNL Atl 1,088.4 2,445.6 126.2 279.8 228.4 1.3 3,078.7
Normal GNL Pac 1,088.4 2,467.8 113.7 243.8 235.6 13.0 3,047.9
Normal GNL Atl y Pac 1,088.4 2,544.2 5.2 234.1 320.8 22.1 3,082.2
"La Niña" Sin GNL 1,088.4 2,001.8 913.8 228.5 143.1 2.8 3,284.4
"La Niña" GNL Atl 1,088.4 2,434.5 189.7 277.4 228.4 2.8 3,127.2
"La Niña" GNL Pac 1,088.4 2,463.8 123.8 242.5 235.6 14.8 3,050.9
"La Niña" GNL Atl y Pac 1,088.4 2,544.3 6.2 233.9 320.8 22.7 3,082.5
2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
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2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
Cifras en US$ MM
Beneficios
Reducción en restricciones 870.4
Costos
Inversión + Opex 177.7
Compras GNI 542.4
otros 4.7
Diferencia 145.5
16 Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A
2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
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3. Beneficios en el sector eléctrico
Uso en plantas térmicas Diesel vs. GNI
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Implicaciones si las térmicas optan por diesel
Incremento del costo marginal de la electricidad - problemas de concentración de la oferta para hacer desafiable el mercado
Generaciones de Seguridad
incentivos para que generadores térmicos opten por gas natural nacional para servirlas (Costo de oportunidad de la demanda : GNI)
Se pierden las economías de alcance que ofrece el proyecto a los dos sectores
Oportunidad de disminuir el costo de confiabilidad para el sector gas natural
3. Beneficios en el sector eléctrico
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Contenido
4. Conclusiones
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Asignación de riesgos dado que las plantas GNI abastecen demandas contingentes: El Niño
interrupciones en producción o transporte de gas,
Interrupciones el STN (con eventos de difícil pronóstico ej. voladura de torres)
Los sectores eléctrico y gas tienen beneficios adicionales no cuantificados:
Disminución del costo marginal en el mercado eléctrico y gas
tiempo de redespacho de las plantas térmicas.
Competencia gas-gas
Seguridad de abastecimiento en el sector gas natural
Se deben dar incentivos para: Demanda de gas natural y eléctrica participen en la financiación de las plantas GNI (x
beneficios de la confiabilidad en gas y racionalización de los costos de la generación de seguridad )
4. Conclusiones
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Contenido
5. % Participación por sectores
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Principio para la definición de la participación en el pago de la inversión:
𝑃𝑎𝑟𝑡𝑖𝑐𝑖𝑝𝑎𝑐𝑖ó𝑛 % =𝑉𝑃𝑁𝑊𝐴𝐶𝐶 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜𝑖
∗
𝑉𝑃𝑁𝑊𝐴𝐶𝐶 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜𝑖∗
𝑖
Beneficio*: Excluye el costo de inversión y OPEX de la solución a implementarse
WACC: 12,55%
5. % de Participación por sectores
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Beneficios por confiabilidad
Cifras en US$ MM
Normal La Niña Ponderado
Sin proyectos 3,242.0 3,284.4 3,248.4
GNL Atl. 2,993.4 3,041.9 3,000.7 247.7
GNL Pac. 2,955.4 2,958.4 2,955.9 292.5
GNL Atl. y Pac. 2,904.5 2,904.8 2,904.5 343.8
Costo Total sin Inversión Año
2016 Beneficios
Prob. Normal: 85% Prob. La Niña: 15%
Proyección: 20 Años
5. % de Participación por sectores
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Beneficios por generaciones por seguridad
Ver Probabilidad Niño
Proyección: 4 Años
Generación
de
Seguridad
(MPCD)
Costo de
Líquidos
(US$/MMBt
u)
Costo Anual
Líquidos
(MM US$
/MMBtu)
Costo del GNL
(US$/MMBtu)
Costo Anual
de GNl
(MMUS$/año
)
Beneficio x
Probabilidad
Clima
Normal
GNL Atl. 157.1 21 1023.5 9.8 477.7 545.9
5. % de Participación por sectores
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Beneficios por respaldo para las OEF
BENEFICIOS PARA RESPALDO DE LAS OEF PARA GENERACIÓN DURANTE "EL NIÑO"
Probab. de
"EL Niño"
Respaldo de
OEF (MPCD)
Costo de
Líquidos
(US$/MMBtu)
Costo Anual
de líquidos
(MMu$s
/año)
Costo del
GNL (US$/
MMBtu)
Costo
Anual de
GNL
(MMu$s
/año)
Beneficio
(MMu$s
/año)
GNL Atlantico 0.15 320.0 21.0 367.9 9.8 171.7 196.2
GNL Pacífico 0.15 227.0 21.0 261.0 9.8 121.8 139.2
GNL Atlantico y Pacífico 0.15 547.0 21.0 628.9 9.8 293.5 335.4
Ver Probabilidad Niño
Proyección: 20 Años
5. % de Participación por sectores
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Distribución de los beneficios y aportes a la inversión
5. % de Participación por sectores
Por generación
por seguridad Por OEF
Beneficios
demanda de gas
sector
termoeléctrico
Beneficios
demanda de gas
sin sector
termóeléctrico Total
Proyecto GNI en el Atlántico 41.5% 35.9% 1.8% 20.8% 100.0%
Proyecto GNI en el Pacífico 0.0% 38.7% 9.3% 52.0% 100.0%
Beneficios de los proyectos de GNI
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Contenido
6. Propuesta Regulatoria
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Criterio de confiabilidad:
Reducir los costos de restricción por no prestación continua del servicio al usuario final en un sistema de gas, hasta por un monto igual al costo de la inversión en aumento de la continuidad del servicio.
En caso que la inversión tenga un mayor costo que el de las restricciones se optará por un mercado de cortes
Costos de restricción:
Costo de sustitución de la demanda de gas que se raciona por cortes del servicio programados o no.
6. Propuesta regulatoria: Definiciones
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Confiabilidad Mínima en transporte
Proyectos para mitigar las interrupciones del servicio de Transporte asociadas a rupturas de gasoductos
Alcanzar una confiabilidad
mínima cualquiera sean las condiciones
ambientales
parte del costo y riesgo normal de
la industria
Abastecimiento del sistema en forma
alternativa
inversión de confiabilidad
6. Propuesta regulatoria: Definiciones
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Metodología
Modelo de flujo de costo mínimo
Un proyecto será aceptable si al incluirlo reduce o iguala el costo total de abastecimiento del sistema simulado (incluye el costo de restricciones y costos de operación)
6. Propuesta regulatoria: Metodología de Evaluación
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Procedimiento
6. Propuesta regulatoria: Competencia en la entrada para definición de
Ingreso Regulado
CREG da a conocer de manera
indicativa, las áreas del sistema de
gas que se podrían encontrar en
situación de vulnerabilidad
Se reciben
proyectos
Ene.
año t Oct.
año t
Análisis de complementariedad
o exclusión de los proyecto Se abre
concurso
Cierre y
definición de
ingreso
regulado
Todos los participantes deberán
presentar una garantía de seriedad
de la propuesta por un valor igual al
diez por ciento (10%) del valor del
proyecto.
Nov.
año t
Nov.
año t+1
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Concurso para determinar el oferente de mínimo costo:
1,5% del valor de inversión para remunerar estudios de proponente inicial. (si el proponente inicial es diferente al ganador)
Otro 1.5% del valor de inversión, si el proponente inicial presenta la licencia ambiental además del diagnóstico ambiental de alternativas
La CREG podrá contratar una banca de inversión para la definición de requisitos de precalificación, garantías y calificación
6. Propuesta regulatoria: Competencia en la entrada para definición de
Ingreso Regulado
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usuarios
Inversión x Confiabilidad que defina la propuesta de regulación de cargos de esta actividad para el próximo período tarifario
Tipo de Proyecto Remuneración
En Distribución
Esquemas de remuneración
6. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración
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usuarios
Compresores redundantes en
Transporte
• La CREG definirá el valor de la inversión por confiabilidad y gastos AOM por comparación (Res. CREG 126 de 2010,)
• Sin acotar la inversión por factor de utilización.
• El proyecto deberá ser presentado y desarrollado por el Transportador que cuente con cargos aprobados en el tramo del SNT correspondiente.
• Se determinará un cargo por el concepto de confiabilidad de la actividad de Transporte.
• * Siguiente período tarifario: inversiones y gastos AOM del proyecto remunerados acorde a la metodología para determinación del cargo de Transporte que la Comisión establezca.
Esquemas de remuneración
6. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración
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usuarios
Tipo de Proyecto Remuneración
Planta GNI
Esquemas de remuneración
Ingreso regulado fijado por la CREG Recaudado por los Transportadores del SNT
• Los Remitentes de la red tipo 1 de transporte con contratos firmes de transporte
• Pagan a prorrata de su capacidad contratada en firme respecto del total en firme contratado en la sección del SNT beneficiado.
Representado por un Operador del
servicio de confiabilidad de
gas natural (OSC)
Transportadores
6. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración
Gasoductos Redundantes
• Representado
por un
Transportador
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Esquemas de remuneración
• Se contabilizará la capacidad contratada en firme desde el punto de entrada al punto de salida de cada remitente
• El incumplimiento en el pago de este cargo al transportador será causal del
corte del servicio al respectivo Remitente y dará lugar al cobro de los intereses de mora permitidos por la Ley colombiana
6. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración
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Garantías (proyectos GNI o gasoductos redundantes)
EL OSC y/o representante de un gasoducto redundante deberá constituir garantías bancarias equivalentes a una anualidad del proyecto a favor de los Transportadores con los que suscriba contratos por el servicio de Confiabilidad, por la no entrada en operación del proyecto en el tiempo y capacidad de entrega en MPCD y volumen de almacenamiento en metros cúbicos ofrecidos
Cada garantía para cada Transportador será en proporción del volumen, si es del caso, y capacidad contratados
6. Propuesta regulatoria: Garantías
Compensaciones
(Plantas GNI o Gasoductos exclusivos de confiabilidad)
A la empresa que representan los proyectos de confiabilidad se le establecerá un cargo por compensación en caso de no prestar el servicio de confiabilidad, equivalente al costo de restricciones ocasionado
El cumplimiento de esta obligación se revisará trimestralmente
La compensaciones a pagar podrá ser máximo:
%𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 × 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑝𝑜𝑟 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛
4× 0,9
Esta compensación será en todo caso lo máximo que podrá reconocerse por perjuicios o indemnizaciones
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6. Propuesta regulatoria: Compensaciones
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6. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
A la CREG se han presentado 3 proyectos:
Planta Peak Shaving
Planta GNI Atlántico
Planta GNI Pacífico- Gasoducto B//ventura Yumbo Beneficios de los proyectos GNI
Propuesta:
Aplicar el estudio realizado durante 2010 para la evaluación de estos proyectos y aceptar como proponentes iniciales a los que los presentaron
concurso de 4 meses
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6. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
Cumplen Criterio de Confiabilidad:
Planta Peak Shaving: NO
Planta GNI Atlántico: SI
Planta GNI Pacífico- Gasoducto B//ventura Yumbo: SI
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Remuneración y Recaudo
Sector Eléctrico
(Generación por restricciones)
Sector Eléctrico (Respaldo
OEF)
Demanda de gas no
Termoeléctrica
OSC Transportadores ASIC
• Demanda con
contratos en firmes
de la red de tipo 1
• A prorrata de su
capacidad
contratada respecto
del total contratado
en el SNT
Ingreso
regulado Ingreso
regulado
6. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
Contrato
Bilateral
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Derechos de uso de la capacidad
Derechos de uso de la capacidad
Cada segmento de demanda que paga un valor por derecho de las plantas GNI será titular en todo momento de la capacidad de almacenamiento y volumen de vaporización de las mismas en la misma proporción de su participación en el pago
6. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
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Requisitos para recibir el Ingreso Regulado por Generaciones de Seguridad:
Proyecto Atlántico deberá entrar en operación a más tardar el 1 de enero de 2015.
Podrá presentar para el primer año mientras entra en operación:
i) el Jetty, un buque FSU de 160,000 m3 y el gasificador en tierra;
6. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
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Requisitos para recibir el Ingreso Regulado por Confiabilidad:
Proyectos de GNI (Atlántico y Pacífico) : en operación infraestructura de regasificación e infraestructura de almacenamiento a más tardar el 1 de enero de 2017
6. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
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Actualización Ingreso Regulado La anualidad final para la remuneración de las inversiones de continuidad en el servicio se ajustará mensualmente conforme la siguiente fórmula:
Am = A0/12 * PPI m-1 / PPI0
m = Mes para el que se calcula el pago del ingreso regulado Am = Valor de la remuneración por inversión para el mes m A0: Valor de la anualidad en Dólares de los Estados Unidos del diciembre de 2010 PPI m-1 = PPI del mes m-1 PPI0 = PPI del mes de diciembre del año de valoración de los proyectos PPI (Producer Price Index): Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200)
6. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
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Bidireccionalidad sistema de Transporte
Se solicitará a los transportadores que presenten proyectos para garantizar la bidireccionalidad de los gasoductos conforme al posible uso de las plantas GNI.
6. Propuesta regulatoria: Otros
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Solicitar al CNOG la elaboración de :
1. Un protocolo para coordinación de mantenimientos que debe basarse en los siguientes principios:
Los productores deberán presentar un plan de mantenimiento programado del año.
En el tiempo sólo puede estar en mantenimiento un campo de producción de oferta de gas
Mantenimientos de infraestructura de gas correspondientes con las plantas térmicas a gas
6. Propuesta regulatoria: Coordinación Operativa
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Evento El Niño: no se harán mantenimientos en el sistema de gas
2. Un protocolo de operación de las plantas de GNI y la infraestructura de transporte y producción de gas
En caso de requerirse las plantas de GNI por interrupciones:
Intercambios automáticos de capacidad de transporte en firme entre los remitentes que cuenten con derechos de confiabilidad sobre la planta de GNI
6. Propuesta regulatoria: Coordinación Operativa
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7. Aspectos que deben ser regulados posteriormente
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Aspectos que deben ser regulados posteriormente
1. Intercambios sobre los derechos de uso
2. Esquema de comercialización de gas
3. Requisitos Concurso
¡ MUCHAS GRACIAS !