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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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2
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
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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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4
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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5
Introducción
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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
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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.)
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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
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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
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10
GeneraciónEléctrica
FábricasHotelesEdificios
EscuelasUniversidades
Comercio
Industrial
Comercial yTransporte
TransportePúblico
Los Segmentos del Mercado
Residencial
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11
Distribución BP(GNLC)
Distribución APGNLC)
Comercialización(GNLC)
Producción(Pluspetrol)
Transporte(TGP) Transporte
Red Principal
Upstream
Downstream
Actividades de Camisea
Objetode la
Audiencia
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Proyecto Camisea
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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
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14
Proceso de Fijación de Tarifas de Transporte de Gas Natural de Camisea
DIASHABILES
FECHALIMITE
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Metodología y Cálculo Tarifario
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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.
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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.
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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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19
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
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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
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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.
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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
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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
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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$
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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
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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
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27
Capacidad Garantizada
450 MMPCD
450 MMPCD
380 MMPCD
CAPACIDAD GARANTIZADA
año 7 30Años
Volumen Garantizado
Fecha Inicio Op. Comercial
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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
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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
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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
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31
Equivalencias entre TR y TB
TR =CS
CCT
TB =CS
CGTCS = TB CGTx
TR =CCT
TB CGTx = TB x CGTCCT
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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)
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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
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41
Resumen
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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
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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%
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Muchas Gracias