Regulación de las Tarifas del Gas Natural en el Perú

Transcripción

1 Diciembre 2009 Regulación de las Tarifas del Gas Natural en el Perú t Marco Normativo e Institucional t Tarifas de Transporte t Esquema Tarifario t Tarifas de Distribución t Precios en Boca de Pozo t Otros Cargos Tarifarios La División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Osinergmin, dentro de su objetivo de contribuir al fortalecimiento de la cultura del gas natural en el país, ha elaborado el folleto denominado Regulación del Gas Natural en el Perú, con la finalidad de contribuir al mejoramiento de los niveles de conocimiento y comprensión de las actividades de la industria del gas natural, de los elementos que componen la tarifa que se aplica a los consumidores finales y de la actividad regulatoria del Estado para que los servicios de esta industria lleguen a los usuarios en las mejores condiciones de calidad, cantidad, oportunidad y precio. Este material contiene información relevante sobre la regulación del precio del gas natural, y las tarifas de transporte y distribución del gas natural de Camisea en Lima y Callao. Asimismo, brinda detalles sobre los otros gasoductos que se han concesionado en el país, como el Gasoducto Andino del Sur, y el gasoducto de distribución de gas natural para el departamento de Ica.

2 Marco NORMATIVO El marco normativo de la industria del gas natural está conformado por un conjunto de leyes, reglamentos y resoluciones de carácter obligatorio. Los actores que participan en el desarrollo y desenvolvimiento de esta industria deben cumplirlo a cabalidad. Las principales normas de la industria del gas natural en el Perú son las siguientes: Ley Nº Ley Orgánica de Hidrocarburos.- Norma las actividades de hidrocarburos en el territorio nacional. Ley Nº Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural (publicada el 04 de junio de 1999).- Establece las condiciones específicas para la promoción del desarrollo de la industria del gas natural. Decreto Supremo Nº EM. Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural (publicado el 15 de setiembre de 1999).- Norma la actividad comercial de la industria de gas natural y la Garantía por Red Principal. Decreto Supremo N EM Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.- Compila la normatividad de la actividad del servicio público de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos. Dicho reglamento fue aprobado anteriormente mediante el Decreto Supremo Nº EM. Marco Institucional El Ministerio de Energía y Minas (MINEM), es el organismo del Estado que tiene competencia normativa y facultad concedente. La Dirección General de Hidrocarburos (DGH) es la dependencia especializada del MEM en temas de hidrocarburos dentro de este ministerio, y la Dirección General de Asuntos Ambientales del MEM tiene bajo su responsabilidad el cumplimiento de la normatividad medio ambiental. PERUPETRO, es la institución que tiene a su cargo la suscripción de los contratos de exploración y explotación en el segmento upstream de la industria. OSINERGMIN, a través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), tiene la facultad de regular las tarifas de transporte y distribución 2 Decreto Supremo Nº EM. Normas del Servicio de Transporte de Gas Natural por Ductos (publicado el 16 de junio de 2004).- Establece las condiciones para la prestación del servicio de Transporte de Gas Natural por Ductos. Decreto Supremo Nº EM. Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos (publicado el 22 de noviembre de 2007).- Norma la actividad del servicio público de Transporte de Gas Natural por Ductos. Decreto Supremo N EM Normas para promover el consumo masivo de gas natural.- Establece condiciones favorables para facilitar el acceso de los consumidores al uso del gas natural. Decreto Supremo Nº EM (publicado el 28 de setiembre de 2008).- Modifica el Reglamento de la Ley Nº 27133, aprobado mediante D.S EM y dicta disposiciones para unificar procedimientos tarifarios. Mayor referencia en: www2.osinerg.gob.pe, y Las instituciones públicas comprometidas en la ejecución de las funciones normativas, promocionales, concedentes, regulatorias, supervisoras y fiscalizadoras de la industria del gas natural, son las siguientes: de gas natural. La Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) tiene por misión supervisar y fiscalizar las condiciones de calidad y seguridad de las instalaciones y operaciones de la industria de gas natural, así como el cumplimiento de las normas medio ambientales. INDECOPI, tiene a su cargo la elaboración de las normas técnicas para la construcción, instalación, uso y funcionamiento de las facilidades de distribución de gas natural en baja presión, así como del equipamiento que se requiere en la residencias, centros comerciales e industriales.

3 Fuente: antecedentes La industria del gas natural es aquella que hace posible extraer este hidrocarburo de sus depósitos naturales en las profundidades subterráneas y traerlo a la superficie para luego acondicionarlo y transportarlo hasta las instalaciones de los consumidores finales. La industria de gas natural comprende principalmente las siguientes actividades: la exploración y extracción; la producción; el transporte; el almacenamiento y la distribución. cada de los 80, pero a partir de agosto de 2004, el gas natural proveniente de Camisea recorre 730 kilómetros y es distribuido en Lima y Callao, evento de gran relevancia en el cambio de la matriz energética del país. La magnitud de sus reservas y los proyectos que se desarrollan con el empleo del gas natural, impulsan el desarrollo económico del país, de manera sostenible, con menor dependencia del petróleo y mayor competitividad. La industria de gas natural en el Perú tiene tres polos de desarrollo: uno en la costa norte, en la cuenca de Talara, Piura; otro en la Selva Central, en la cuenca del Ucayali; y un tercero en la cuenca de Camisea, Cusco. Para extender los beneficios del gas natural de Camisea a todo el país, el Estado peruano ha concesionado recientemente el transporte de gas natural a la sierra sur del país (Cusco, Arequipa, Tacna, Moquegua y Puno), y la distribución de gas natural por red de ductos a Ica. En la provincia de Talara, específicamente en la localidad de Punta Arenas, desde hace 40 años se cuenta con una red de distribución de gas natural que hace posible que la población de esa zona goce de los beneficios de este combustible en las cocinas domésticas. Estas nuevas concesiones darán un impulso adicional al desarrollo de estas regiones. Las industrias existentes se beneficiarán con el uso del hidrocarburo y surgirán nuevos proyectos que mejorarán la calidad de vida de la población a través de la generación de nuevos puestos de trabajo. En la cuenca del Ucayali, desde hace 10 años, se explota el gas natural, para la generación eléctrica gracias al proyecto gasífero de Aguaytía. Finalmente, es preciso destacar que desde la entrada en operación del Proyecto Camisea, el mercado del gas natural ha evolucionado constantemente. La cantidad de consumidores y la demanda del hidrocarburo crecen significativamente a medida que se expande la red de distribución. El yacimiento de Camisea, en Cusco, es el de mayor importancia en el Perú y fue descubierto en la dé- 3

4 Necesidad de la Regulación En el Perú se regulan las tarifas de los servicios públicos como el transporte y la distribución de gas natural, porque estas actividades tienen características monopólicas que hacen necesario la intervención del Estado. Para regular las tarifas de las actividades con éstas características, como la electricidad, el agua, y el gas natural, se crearon diversos organismos reguladores. La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN fija las tarifas de gas natural a través de procedimientos regulatorios en los que debe tener en Por qué se regula? El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) regula las tarifas de transporte y distribución de gas natural porque estas actividades son servicios públicos con características de monopolios naturales. Para qué se regula? Las tarifas de los servicios públicos se regulan para: Promover un equilibrio que asegure la inversión privada y la protección de los consumidores. Establecer tarifas justas y garantizar un servicio de calidad y seguro. cuenta tres fuentes para su decisión tarifaria: El contrato de concesión entre el Estado peruano y la empresa regulada (el concesionario del transporte o el concesionario de la distribución); Lo dispuesto en la legislación del sector hidrocarburos (referido al gas natural) mediante leyes o decretos supremos; y Las resoluciones emitidas por el Consejo Directivo de OSINERGMIN. Las actividades monopólicas se originan en un mercado imperfecto donde existen distorsiones que pueden generar conflictos entre los intereses públicos (buen servicio a bajo costo) y los intereses privados (maximizar utilidades). Controlar actividades importantes para la sociedad por medio de un sistema regulatorio. Fuente: 4

5 Fuente: esquema TarIFarIo La tarifa de gas natural que se aplica al consumidor final está compuesta básicamente por el precio de gas en boca de pozo, la tarifa de red principal, y la tarifa de distribución. Precio del gas Natural al público El precio fi nal al usuario del gas de natural en Lima y Callao está compuesto por los siguientes cargos: Precio del gas natural en boca de pozo (en Camisea), cuyos valores máximos se han defi nido en el contrato de licencia de explotación. Tarifa de la Red Principal, compuesta por la tarifa de transporte (desde Camisea hasta Lurín) y de distribución en alta presión (desde Lurín hasta la central de Etevensa, en Ventanilla). Tarifa de distribución de Otras Redes, constituida por las construcciones adicionales que se requieran para brindar el servicio a los usuarios industriales, comerciales y residenciales. Los cargos máximos por la Tubería de Conexión 2 (la que une la acometida ubicada en el predio y la Red Común del concesionario), cargo que es regulado, y la acometida (incluye el regulador de presión, válvulas y medidor, y está ubicada dentro o en el límite del predio), la cual es regulada para el caso de los usuarios residenciales (Categoría A). Las instalaciones internas no son reguladas por OSINERGMIN ni son monopolio del Concesionario (los consumidores pueden contratar a un instalador independiente registrado en OSINERGMIN). 2. Conjunto de tuberías y válvulas ubicadas fuera del predio y sirve para conectar la acometida con la red común del Concesionario. La tubería de conexión es parte del Sistema de Distribución del concesionario. 5

6 En resumen, el precio del gas natural en Camisea, a la salida de la planta de gas donde se produce la separación de los líquidos, no se encuentra regulado por el OSINERGMIN y sólo está sometido a los topes máximos definidos en los contratos de licencia. Por otro lado, las tarifas de la Red Principal (transporte y distribución en alta presión), y de distribución (Otras Redes), así como los cargos de la acometida (topes máximos), son regulados por OSINERGMIN, en procedimientos específicos que se tratan con más detalle en las siguientes páginas. Precios de gas natural en boca de pozo En general la Ley Orgánica de Hidrocarburos Ley Nº en su artículo 77º señala que los precios de los hidrocarburos se rigen por la oferta y la demanda. En el caso del gas natural de Camisea (Lote 88), en el contrato de licencia se establece una fórmula de precios máximos de gas natural para el mercado interno dependiendo de la naturaleza del cliente (generador eléctrico y otros usos). El precio del gas natural en boca de pozo no es materia regulada por OSI- NERGMIN, por lo que una especie de regulación se ha introducido en el contrato de licencia para establecer precios máximos según el tipo de consumidor. De acuerdo con dicho contrato, los precios máximos básicos fueron de 1,0 y 1,8 dólares americanos por millón de BTU 3, para los generadores eléctricos y los demás usuarios, respectivamente. Red Principal de Camisea El procedimiento para determinación de las tarifas de la Red Principal está definido en la Ley y en su reglamento aprobado mediante Decreto Supremo EM. La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN regula las tarifas de la Red Principal y desde el año 2003, el organismo regulador ha publicado las tarifas para los generadores eléctricos y para el resto de consumidores. Este diseño busca incentivar la inversión y el consumo en cada segmento. Así, los generadores obtienen un precio inferior por el gas en relación al precio pagado por el resto de clientes. El Cuadro Nº 2 presenta la Tarifa por Red Principal aprobada por OSINERGMIN mediante Resolución Nº OS/CD, publicada el 15 de abril de Cuadro Nº2 Tarifas por Red Principal Tarifas Maxímas en Moneda extranjera US$ / millar de m 3 Tipo TGP Cálidda Tarifa Base 31,4384 5,1755 Tarifa Regulada Generador Eléctrico Tarifa Regulada Otros Usuarios 31,4384 5, ,9167 6,7656 Los precios actuales del gas natural 4, luego de la aplicación del factor de ajuste contenida en el contrato de licencia, se muestra en el Cuadro Nº1. Cuadro Nº1 Precios vigentes del gas natural, aplicado el factor de ajuste Tipo de usuario Factor de ajuste Precio Final US$/MMBTU Generador eléctrico 1,5834 1,5834 GNV 5-0,800 Otros 1,4246 2,5642 Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88 Claúsula Octava Numeral literal a) Fuente: Cabe mencionar que mediante carta PPC-GG , del 06 de setiembre de 2006, Pluspetrol se comprometió a mantener un precio máximo de 0,8 US$/MMBTU, para el gas natural vehicular, por un periodo de seis años. 3. BTU = British Thermal Unit = Unidad Térmica del Sistema Inglés. 4. A partir del 01 de enero de Adenda por la quinta modificación del contrato de licencia. 6

7 Red de Distribución de Lima y Callao Tarifas de Distribución En Lima y Callao las tarifas de distribución de gas natural son las siguientes: Tarifas de Alta Presión por la Red Principal; Tarifas de las Otras Redes, expresadas por categorías volumétricas; Tarifas por la tubería de conexión para los consumidores menores a 300 m 3 por mes; Tarifas por la acometida (inversión y mantenimiento) para los consumidores menores a 300 m 3 por mes; La instalación interna no está sujeta a regulación de precios, ni tampoco es una actividad monopólica del concesionario. Categorías de consumidores Los consumidores de gas natural se dividen en dos grandes grupos: Consumidores Independientes: Aquellos que adquieren el hidrocarburo directamente del productor, siempre que sea por un volumen mayor a los m 3 /día y un plazo contractual no menor a 6 meses. Consumidores Regulados: Aquellos que adquieren gas natural del consesionario de distribución por un volumen igual o menor a m 3 /día. Mediante la Resolución OSINERGMIN OS/ CD se fijaron las tarifas de distribución por Otras Redes, y se establecieron las categorías tarifarias para los consumidores regulados, según su consumo mensual de gas natural (Ver Cuadro Nº3). Cuadro Nº3 Categorías Tarifarias Fuente: El GNV fue definido como una categoría especial que, a manera de promoción, contaría con el precio más bajo de todas las otras categorías. Red Común Desde el punto de vista tarifario, la red de distribución se divide en una red común, o accesible a todos los consumidores, y una red privada o de acceso restringido para un solo cliente. La red común está diseñada para suministrar gas natural a todos los clientes sin especificar un punto de conexión, ya que la red obedece al criterio de abastecer la demanda de acuerdo con el desarrollo de cada área. Las tarifas de la red común son tarifas volumétricas sin importar la conexión efectiva del cliente y, además, deben permitir que las categorías de consumidores consideradas sean competitivas para que puedan acceder al gas natural. Si lo último no se garantiza, entonces, no se puede asumir que todas las categorías permanecerán en el tiempo, ya que el gas natural se hace más rentable conforme se incrementa el volumen. Categoría Rango de Consumo (m 3 /mes) A Hasta 300 B De 301 a C De a D De a GNV Entre C y D Fuente: / 7

8 Tarifas de Otras Redes Las Tarifas de Distribución en baja presión (Otras Redes) vigentes, se fijaron en la regulación tarifaria del año 2004 con la Resolución OSINERG N OS/CD y son aplicables para el periodo tarifario que comprende entre el 2004 y el año Mediante la Resolución Nº OS/CD se aprobó el ajuste de componentes de la tarifa de distribución de la concesión de Lima y Callao. Dicha norma determinó el factor F2 definido en el artículo 8 de la Resolución OS/CD, el cual se calcula en función a la actualización del valor revisado de la demanda proyectada considerada en la regulación tarifaria del Por otro lado, mediante Decreto Supremo EM, se dictaron normas para promover el uso masivo del gas natural, estableciéndose en el artículo 34º, que para fines de incluir dentro de la tarifa de distribución los costos de las acometidas y de la tubería de conexión así como los costos de operación, mantenimiento, inspección y habilitación de las acometidas, para los consumidores con consumo menor o igual a 300 m 3 el OSI- NERGMIN debía realizar el recálculo respectivo, el mismo que se realizó mediante la Resolución Nº OS/CD. El cuadro Nº 4 muestra las tarifas de distribución de Otras Redes. En dicho cuadro se aprecia que la tarifa se divide en un margen comercial y margen de distribución. El margen de distribución cubre la inversión y los costos de operación y mantenimiento de la red, mientras que el margen comercial cubre únicamente los costos de comercialización por la venta del gas natural. Cuadro Nº4 Tarifas de Distribución en Baja Presión (Otras Redes) Concepto Unidades Categoría Consumidor A B C D D - GNV Margen Variable de Distribución (MD) (*) US$/mil m 3 135,14 62,25 29,81 21,51 24,66 Margen Fijo de Distribución (MFD) (**) Acometida (TMA1) Tubería de Conexión (TMA2) Mantenimiento Quinquenal Acometida US$/cliente - mes US$/cliente - mes US$/cliente - mes 1,21 1,24 0,20 Margen Comercial (MC) (*) (*) Resolución Nº OS/CD. (**) Resolución Nº OS/CD. Otros componentes regulados Tubería de conexión US$/cliente - mes 0,99 13,05 US$/(m 3 -día)-mes 0,234 0,168 0,193 Gráfico Nº 1 Tubería de conexión Para el caso de la tubería de conexión, OSINERG- MIN ha definido una tubería estándar y una longitud referencial para evaluar la inversión comprometida. Por ejemplo, en Lima se usa como tubería estándar el polietileno de 63 mm y como longitud aceptada, 6 metros. Teniendo en cuenta estos parámetros se obtiene una inversión media en tubería de conexión de US$ 119 lo cual equivale a un pago mensual de US$ 1,17, calculado con un retorno a 30 años y a una tasa del 12% anual. Tapinng Tee Red de PE Acople de reducción Cinta de seguridad Medición y regulación Tubería de PE Cajilla Tubo Cu o Ac Acople de reducción Tubería de conexión Gripar 8

9 Acometida La acometida es el elemento que permite controlar y medir el flujo del gas natural que abastece a un determinado cliente. OSINERGMIN, mediante dos resoluciones 5, estableció los valores máximos a pagar por la acometida para los consumidores de Lima y Callao. Gráfico Nº 2 Acometida Regulador de presión Empalme Red interior Válvula de servicio Medidor El 28 de diciembre de 2005, se publicó el Decreto Supremo N EM, por el cual se dictaron normas para promover el consumo masivo del gas natural y se aprobaron modificaciones al Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos. De acuerdo al artículo 71º del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, los consumidores regulados cuyo consumo es inferior o igual a 300 m 3 /mes (Categoría A), la acometida será proporcionada e instalada por el concesionario. Los consumidores asumirán los costos de la acometida, respetando los topes máximos establecidos por OSI- NERGMIN. Cuadro Nº 5 Topes máximos de acometida Parámetro Categoría del consumidor TMA TMA 2 64 Resolución OSINERG N OS/CD, artículo 4 A Fuente: natural El concesionario será responsable de reponer algún componente debido a defectos de fabricación antes de cumplir su vida útil. Al cumplirse la vida útil de los componentes de la acometida, éstos serán reemplazados por el concesionario a costo del consumidor. Para el resto de consumidores regulados (Categorías B, C y D), ubicados dentro del área de concesión, los componentes de la acometida se podrán adquirir de cualquier proveedor. En este caso, el consumidor podrá elegir si el concesionario o un instalador registrado en OSINERGMIN, realizará la instalación de la acometida. Asimismo, el artículo 37º de la Resolución Nº OS/CD establece que dentro de los costos de la acometida se incluye la inversión y su mantenimiento quinquenal, los cuales se presentarán de forma separada, y que los costos de mantenimiento de la acometida sólo deben asignarse a los consumidores menores a los 300 m 3 /mes Resoluciones de OSINERGMIN números OS/CD y OS/CD. 6. Según artículo 26º de la Resolución Nº OS/CD. 9

10 Importes Máximos por Corte y Reconexión De acuerdo al reglamento de distribución de gas natural 7 la empresa distribuidora está autorizada a realizar el corte del servicio al consumidor por los siguientes motivos: Cuando éste deba dos facturas consecutivas. Si consume el gas natural de forma indebida o sin autorización. Si impide la lectura del medidor de su domicilio. Cuando revende el gas natural a terceros vía redes de distribución no autorizadas. Si pone en peligro la seguridad de las personas o la propiedad de terceros al realizar instalaciones fraudulentas. Si impide la revisión de las instalaciones internas, equipos y acometida correspondientes a su domicilio. Cuando manipula indebidamente cualquier instalación de la concesionaria. A continuación se explican las modalidades de cierre y corte del servicio de gas natural y se consigna, asimismo, los cargos correspondientes establecidos en la última regulación 8 de los mismos. Cierre del servicio Esta modalidad es aplicable en los casos que se encuentren pendiente de pago dos recibos o cuotas de servicio, debidamente notificadas. Comprende el cierre de la válvula de entrada, la verificación de posibles fugas y el precintado. (Ver Cuadro Nº 6). Cuadro Nº 6 Corte Tipo I: Cierre del servicio Cargos Máximos por Corte (S/.) Categoría Nuevos Soles A y B - Comerciales 17,99 B - Industriales, y C 68,89 D y GNV 83,71 Corte del servicio Esta modalidad es aplicable cuando el usuario impide el acceso al gabinete de la acometida para ejecutar el cierre del servicio o el retiro de sus componentes; impide la lectura del medidor; o el acceso a las instalaciones internas, equipos y acometida, para su revisión. Asimismo, procede el corte por reconexión indebida del servicio luego del retiro de los componentes de la acometida. En función de las características de la acometida, los cortes del servicio se clasifican en: Para categorías A y B-comercial (residenciales): Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, el cierre de la válvula de entrada (de ser el caso), prensado y corte de la tubería, venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo. Para categorías B-industrial, C, D y GNV, con tubería de polietileno: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, cierre de la válvula de entrada (de ser el caso), prensado corte de la tubería de polietileno, venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo. Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de acero: Comprende el destapado de la cámara o la realización de un pozo para acceder a la válvula enterrada, cierre de la válvula de entrada, colocación de placa ciega, verificación de pérdidas en la zona de intervención y tapado de la cámara o de la válvula. 7. Artículo 75 del D.S EM, Reglamento de Distribución de Gas Natural por Redes de Ductos, de fecha 15 de septiembre de Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD. 10

11 Cuadro Nº 7 Corte Tipo II: Corte del servicio Cargos Máximos por Corte (S/.) Categoría Nuevos Soles A y B - Comerciales 348,75 B - Industriales, C, D y GNV * 495,92 B - Industriales, C, D y GNV ** 616,39 * polietileno ** acero Retiro de los componentes de la acometida Esta modalidad es aplicable cuando el usuario consuma gas natural sin autorización de la concesionaria, vulnere las condiciones del servicio, ponga en peligro la seguridad de las personas o la propiedad de terceros, haga instalaciones fraudulentas, dañe la acometida o el sistema de distribución, manipule indebidamente cualquier instalación de la distribuidora, revenda gas natural a terceros y por causales de resolución del contrato. En función de las características de la acometida, los retiros de los componentes de la acometida se clasifi can en: Para categorías A y B-comercial: Comprende el cierre de válvula de entrada, el retiro del medidor y regulador según sea el caso, taponado de la tubería de conexión, la verifi cación de pérdidas en la zona de intervención y el precintado. Para la categoría B-industrial, C, D y GNV: Comprende el cierre de válvula de entrada, el retiro del medidor, la instalación de una placa ciega y de una junta cuando corresponda, el ajuste de bridas y la verifi cación de pérdidas. Cuadro Nº 8 Corte Tipo III: Retiro de los componentes de la acometida Cargos Máximos por Corte (S/.) Categoría Nuevos Soles A y B - Comerciales 21,81 B - Industriales, y C 206,30 D y GNV 332,45 * Reemplazado mediante la Resolución OSINERG N OS/CD Fuente: Modalidades de Reconexión del servicio Reconexión por cierre de servicio, para todas las categorías (residenciales, industriales y GNV): Comprende la reapertura de la válvula de entrada, verifi cación de entrada de gas a equipos y el precintado. El Cuadro Nº 9 muestra los cargos máximos de reconexión por cierre de servicio: Cuadro Nº 9 Reconexión Tipo I: Cierre del servicio Categoría Nuevos Soles A y B - Comerciales 13,65 B - Industriales, y C 114,63 D y GNV 168,65 Reconexión por corte de servicio: Esta modalidad se clasifi ca de acuerdo a la categoría tarifaria del consumidor. Para categorías A y B-comercial: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería, prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, la verifi cación de pérdidas gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y el relleno del pozo. 11

12 Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de polietileno: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, la verificación de pérdidas de gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y el relleno del pozo. Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de acero: Comprende el destapado de la cámara o la realización de un pozo para acceder a la válvula enterrada, cierre de la válvula de entrada, retiro del disco ciego, apertura de válvula de entrada, verificación de pérdidas zona de intervención y tapado de la cámara o relleno del pozo. Los cargos máximos de esta modalidad de reconexión del servicio se presentan en el cuadro Nº 10. Cuadro Nº 10 Reconexión Tipo I: Corte del servicio Categoría Nuevos Soles A y B - Comerciales 348,16 B - Industriales, C, D y GNV (politileno) 586,44 B - Industriales, C, D y GNV (acero) 803,91 La reinstalación de los componentes de la acometida: Para cada caso se realiza un presupuesto particular que considere el trabajo complementario que involucre la normalización de la acometida con la reutilización del medidor, dependiendo de su estado de conservación. Los costos unitarios a emplear son los considerados en la regulación de tarifas máximas de corte y reconexión. Costos Extras de Distribución Los Costos Extras de Distribución (CED) son los costos relacionados con los permisos municipales y cargos medio ambientales, que algunos municipios imponen al concesionario de la distribución de gas natural por instalarse en sus distritos, y que al momento de definir las tarifas de distribución no fueron incluidos. Los CED se calculan en función de la sumatoria de los cargos que paga la concesionaria al respectivo municipio para que le permita la instalación de las tuberías de gas natural en las vías públicas de su distrito. En el caso de no existir dichos pagos, el concesionario no adicionará cargo alguno por este concepto en la factura de los consumidores. Además, el Decreto Legislativo 1014 en su artículo 4º establece un tope de hasta el 1% de la Unidad Impositiva Tributaria (UIT) 9, equivalente a 35,50 nuevos soles, para los cobros municipales referidos al acceso o conexión domiciliaria de gas natural. Actualización de precios y tarifas De acuerdo con el contrato de licencia de explotación (lote 88), el precio del gas natural en boca de pozo incluye fórmulas de actualización para que dicho precio conserve su valor en el tiempo. La actualización de precios máximos en boca de pozo se realiza el primer día de cada año. Las tarifas de transporte y distribución de gas natural por ductos en alta presión de Camisea (Red Principal) se fijan cada 2 años, mientras que las tarifas de distribución en Lima y Callao correspondiente a Otras Redes se fijan cada 4 años. Las resoluciones que fijan las tarifas incluyen fórmulas de actualización para los periodos comprendidos entre regulaciones. 9. Una UIT es igual a nuevos soles. 12 Fuente:

13 a) Factores de actualización del precio de gas natural en boca de pozo Factor de reajuste del precio del gas natural del Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88 (Camisea) En el segundo semestre del año 2006 se renegoció el Contrato de Licencia de Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88 10, mediante el cual el Productor (Consorcio Pluspetrol) y el Estado peruano fi rmaron una quinta addenda a dicho contrato. La citada modifi cación establece una nueva metodología para el cálculo del Factor de Reajuste, desvinculando el cálculo del Factor de Ajuste de la canasta de precios internacionales de tres residuales, y vinculándola a índices internacionales relacionados con la industria del gas natural y la energía. Esta fórmula es aplicada a partir del 01 de enero de En enero de 2009 se actualizó el Factor de Ajuste en 1,7939, pero según la quinta modifi cación al contrato de licencia literal c) párrafo 2 durante los primeros 6 años contados a partir del 01 de enero de 2007, la aplicación del factor de ajuste determinado en el literal b) no representará un incremento acumulado anual en el precio máximo realizado superior al 5%, por lo tanto el factor de ajuste es 1,5834. Según las modifi caciones introducidas en dicha addenda la nueva fórmula de actualización es la siguiente: Ecuación 1 Donde: Ind1 = Promedio aritmético del índice Oil Fiel and gas Field Machinery (WPS1191), publicado por el Department of Labor - USA. Ind2 = Promedio aritmético del índice Fuel and related products and power (WPU 05), publicado por el Department of Labor - USA. Factor de reajuste del precio del gas natural aplicable a los generadores eléctricos De acuerdo al Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88 de Camisea 11 se establece que a la fecha del inicio de la extracción comercial el precio realizado máximo para el generador eléctrico será de 1,0 US$/ MMBTU. Fuente: ickr.com/gas natural De acuerdo con el Contrato de Suministro de Gas Natural a las centrales de Ventanilla y Santa Rosa originalmente el precio base del gas se reajusta mensualmente. En enero de 2009 se fijó el Factor de Ajuste para los generadores eléctricos en 1, La Cláusula , literal b) del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88 defi ne el factor de actualización para el precio máximo de gas natural en boca de pozo. 11. Cláusula inciso a) del contrato. 13

14 Factor de reajuste del precio del gas natural aplicable al distribuidor de gas natural Con fecha 26 de julio de 2004 se suscribió el contrato de suministro entre el Productor y la empresa concesionaria de distribución de gas natural en Lima y Callao (Cálidda). De acuerdo con la cláusula décima y el Anexo II del respectivo contrato el precio del gas natural, a partir de la puesta en operación comercial y hasta el 31 de diciembre de 2005, fue 1,80 US$/MMBTU. De acuerdo con el Contrato vigente, a partir del 01 de enero de 2006 y anualmente cada primer día de los años calendarios subsiguientes, el precio aplicable será el precio base ajustado, el cual surgirá a partir del producto del precio base por el factor de ajuste, cuya fórmula de cálculo fue presentada anteriormente en la ecuación 1 (Ver página 13). Sin embargo, mediante carta número GC/MCH/ de fecha 29 de diciembre de 2008, el concesionario de distribución de gas natural en Lima y Callao comunicó a OSINERGMIN que a partir del 01 de enero de 2009 el precio de gas natural en boca de pozo para los consumidores generadores eléctricos y no generadores eléctricos (a excepción de los consumidores de GNV) se incrementará e 5%, resultando en 1,5834 US$/MMBTU y 2,5642 US$/MMBTU respectivamente. En febrero de 2009 se actualizó el Factor de Ajuste en 1,3567. b) Factores de actualización para la Red Principal de Camisea De acuerdo a la normativa vigente, las Tarifas de la Red Principal de Camisea (Tarifa de Transporte y Tarifa de Distribución de Gas Natural en Alta Presión) tienen como factores de actualización 12 a los siguientes: FA1 se aplica una vez al año y se actualiza el 01 de marzo de cada año y en enero último se fijó en 1,0941. FA2 se aplica una vez por mes, y en febrero último se fijó en 3,1560. c) Factores de actualización para Otras Redes El cuadro siguiente muestra el Factor F1 aprobado en febrero de 2009 por el organismo regulador. Cuadro Nº 11 Factor F1 F1 Margen de Distribución (MD) Margen Comercial (MC) Feb 09 1,1312 1,2358 El procedimiento para efectuar la actualización se aplicará cuando cualquiera de los parámetros del factor F1 y/o el tipo de cambio superen el 3%, resultando la nueva tarifa en moneda nacional después de aplicar el factor F1 y el tipo de cambio actualizados a la fecha de cálculo. En el caso que varíe el precio del gas natural suministrado por el Productor al Distribuidor (parámetro PG definido en el Artículo 7 ) o las Tarifas de la Red Principal de Camisea (TA_MN), las Tarifas de Distribución de Otras Redes así como los Topes Máximos de la Acometida podrán ser reajustados por el factor F1. Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/ CD se fijó el Factor F2 para cada categoría tarifaria. La determinación del Factor F2 se hace reemplazando las nuevas demandas actualizadas en el modelo tarifario utilizado en la regulación del año Fuente: 12. Según el artículo 2 de la Resolución OSINERG N OS/CD El cuadro siguiente muestra el Factor F2 aprobado por OSINERGMIN en febrero de Cuadro Nº 12 Factor F2 por categoría tarifaria F2 Categoría Tarifaria A B C D D - GNV Feb ,0050 1,0520 1,3980 1,6650 1,

15 Precio del gas natural al usuario final El precio final del gas natural para un consumidor residencial (categoría A) sería igual a: (0,91 + 1,05 + 4,50) x (1 + IGV) = 6,46 US$ por GJ. Para el resto de consumidores (categorías) se repite el mismo proceso y se obtiene el Cuadro Nº 13. Cuadro Nº 13 Precios del gas natural en Lima (octubre 2009) Valores equivalente a US$/GJ (Giga Joule) Gas Productor Alta Presión Red de Ductos (Concesionarios) Media y Baja Presión Tubería de Conexión Acometida Categoría de Consumidor Precio Libre (No Regulado por OSINERGMIN) Tarifas Reguladas por OSINERGMIN Topes Máximos Regulados por OSINERGMIN Independiente Libre acuerdo dentro de Tope Máximo regulado por el Contrato de Licencia Todos pagan Pagan según punto de Conexión y Volúmen Acuerdo de Partes, Dirime OSINERGMIN 1,05 US$ / GJ En el 2004 no se definió las tarifas para consumos mayores a 30 mil m 3 /d Regulados A B C D GNV Traspaso de Contrato entre el Productor y el Distribuidor 0,91 2,43 2,43 2,43 0,76 US$ / GJ US$ / GJ US$ / GJ US$ / GJ US$ / GJ Red Principal de TGP + Cálidda 1,05 US$ / GJ 1,05 US$ / GJ 1,05 US$ / GJ 1,05 US$ / GJ 1,05 US$ / GJ Regulados por OSINERGMIN Resoluciones , y ,50 US$ / GJ 1,82 US$ / GJ 0,93 US$ / GJ 0,67 US$ / GJ 0,77 US$ / GJ Incluye reajuste por F2 Los costos de la Red Interna (dentro del predio) no son regulados por OSINERGMIN ni es monopolio del concesionario Regulados por OSINERGMIN Resoluciones , , y Depende de la Característica y Exigencias del Cliente El cuadro siguiente muestra el precio del sustituto (GLP, BT5 = Electricidad residencial, D2 = Diesel 2, R6 = Residual 6, G90 = Gasolina 90 octanos) convertido a la misma unidad energética (GJ). Cuadro Nº 14 Gas Natural vs. Sustitutos Categoría / Combustible US$ / GJ GN Sustituto Ahorro A - GLP 7,7 20,5 63% A - BT5 7,7 42,2 82% B - GLP 6,3 18,51 66% B - D2 6, % C - GLP 5,2 21,42 76% C - D2 5,2 19,71 73% D - D2 5,2 19,71 75% D - R6 5,2 12,03 59% GNV - G90 11, % GNV - D2 11,6 21,9 47% GNV - GLP 11,6 18,6 38% Nota: El precio de los sustitutos incluyen el IGV (19%) y se encuentran afectados por el Fondo de Combustibles. Fuente: 15

16 Fuente: Gasoducto de transporte de gas natural de Camisea El ducto de la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) para el transporte de gas natural recorre 730 kilómetros. El recorrido de este ducto empieza en Camisea, distrito de Echarate, provincia de La Convención, en el departamento de Cusco y cruza los departamentos de Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima, hasta llegar al City Gate en Lurín. Paralelamente al ducto que transporta gas seco, corre otro que transporta los líquidos de gas natural. Este último recorre 540 kilómetros desde Camisea hasta llegar a la Planta de Fraccionamiento ubicada en Pisco. El siguiente mapa muestra el recorrido del ducto de transporte de gas natural hacia Lima y Callao. Red de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao JUNÍN LIMA Camisea Lima Lurín HUANCAVELICA CUSCO Cañete Pisco Gasoducto de GN Poliducto de LGN Humay AYACUCHO APURÍMAC ICA Válvulas Controladores de presión Estaciones de bombeo AREQUIPA 16

17 Red de Transporte de gas natural del Gasoducto Andino del Sur El 06 de octubre de 2008 el Estado peruano firmó el Contrato de Concesión del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al Sur del país con la empresa Kuntur Transportadora de Gas S.A.C. Mediante dicho contrato 13 el concesionario tiene el derecho y la obligación de diseñar, financiar, suministrar bienes y servicios, construir, operar y mantener el sistema de transporte y prestar el servicio de transporte. El Gasoducto Andino del Sur que transportará gas natural desde la zona denominada Malvinas, en la provincia de La Convención en el Cusco, se extenderá hasta las ciudades de Juliaca (Puno), Matarani (Arequipa) e Ilo (Moquegua). El gasoducto tendrá una longitud aproximada de Km. y será el eje del desarrollo socio-económico de las regiones Cusco, Arequipa, Tacna, Moquegua y Puno, e incrementará la confiabilidad del sistema nacional de suministro de gas natural por tratarse de un ducto independiente del existente. La construcción del Gasoducto Andino del Sur se iniciaría en el año 2010, para ello se realizaría una inversión de aproximadamente millones de dólares. El mapa que se presenta en esta página muestra el recorrido del gasoducto. En tanto, OSINERGMIN en cumplimiento de sus funciones fijará la tarifa de transporte de gas natural por el gasoducto andino del sur. El Procedimiento de Fijación de la Tarifa de Transporte de Gas Natural del Gasoducto Andino del Sur se inició el 08 de junio de 2009 con la presentación de la propuesta tarifaria y los estudios técnicos económicos realizada por el concesionario. El 23 de octubre de 2009, OSINERGMIN publicó la Resolución Nº OS/CD que fijó las tarifas básicas iniciales de transporte del gasoducto andino del sur. Posteriormente, el 29 de diciembre de 2009 se publicó la Resolución Nº OS/ CD que dejó sin efecto la Resolución Nº OS/CD, y a su vez ordenó retrotraer el procedimiento a la etapa de prepublicación, que se realizará como máximo el 31 de enero de Gasoducto Andino del Sur PASCO LIMA Lima Lurín JUNÍN Camisea MADRE DE DIOS Cañete Chincha Pisco Humay Ica ICA Océano Pacífico HUANCAVELICA AYACUCHO Nazca Estación de Compresión Red de Transporte y Distribución de gas natural de la Sierra Sur Quillabamba CUSCO APURÍMAC AREQUIPA Cusco Arequipa Pampa Huagri Matarani Tinta Tejada Ilo Urcos Juliaca MOQUEGUA Puno TACNA PUNO Chile Bolivia 13. Cláusula del contrato de concesión. 17

18 Red de distribución de gas natural en Ica En el marco del Concurso Público Internacional para la entrega en Concesión del Sistema de Distribución de gas natural por Red de Ductos en el departamento de Ica, el 25 de abril de 2008 se adjudicó la Buena Pro al consorcio EBB-TGI conformado por las empresas Energía de Bogotá S.A. ESP y Transportadora de Gas del Interior S.A. ESP, el que conforme a las Bases del referido concurso, constituyó la sociedad concesionaria denominada Transportadora Internacional del Perú S.A.C. Mediante Resolución Suprema Nº EM, publicada el 22 de octubre de 2008 en el Diario Oficial El Peruano, se otorgó a Transportadora Internacional del Perú S.A.C. la concesión del Sistema de Distribución de gas natural por Red de Ductos en el departamento de Ica. De acuerdo al Contrato BOOT 14 la empresa concesionaria es responsable por el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y operación del Sistema de Distribución, incluyendo su mantenimiento y reparación, y por la prestación del servicio. Red de Distribución de Gas Natural en Ica LIMA Ventanilla Lurín Cañete Pisco Red de Transporte de gas natural Red de Distribución de gas natural en Ica Chincha ICA PASCO HUANCAVELICA Humay Ica Marcona JUNÍN AYACUCHO Nazca Camisea CUSCO APURÍMAC AREQUIPA La sociedad concesionaria, Transportadora Internacional del Perú S.A.C., nombró a Transcogas como empresa encargada de la operación del ducto de distribución de gas natural hacia Ica. El mapa que ilustra esta página muestra el recorrido del ducto de distribución de gas de Ica operado por el consorcio Transcogas. El proyecto se iniciará en la localidad de Humay, punto en el cual el ducto principal de Camisea, que opera Transportadora de Gas del Perú (TGP), cambia de dirección para dirigirse a Lima y Callao. Este gasoducto recorrerá las localidades de Pisco, Nazca y Marcona, en el departamento de Ica. El gasoducto regional de Ica, de unos 280 kilómetros de longitud, y tendrá dos ramales, el primero de una longitud de 40 kilómetros hacia Pisco y Chincha, y el segundo de 240 kilómetros hacia Ica, Nazca y Marcona. La construcción del gasoducto de Ica demandará una inversión total de 200 millones de dólares aproximadamente, y estaría culminado a finales del año 2011 (Sujeto a prórrogas). El organismo regulador ha previsto las siguientes categorías de consumidores para la distribución de gas natural en Ica. Cuadro Nº 15 Categoría de Consumidores Categoría de Consumidor A - Residenciales Hasta 300 B - Comercio y Pequeña Industria Rango de Consumo m 3 /mes De 301 a C - GNV De a D - Gran Industria De a E - Generador Eléctrico De a F - Petroquímica Mayor a Según Cláusula del contrato de concesión. 18

19 Procedimientos Regulatorios El cuadro siguiente muestra los procedimientos regulatorios sobre gas natural efectuados por OSINERGMIN. Periodo Regulación Resoluciones Tarifas de Red Principal de Camisea Nº OS/CD Nº OS/CD Tarifas de Distribución de gas natural en Baja Presión (Otras Redes) para Lima y Callao Nº OS/CD Nº OS/CD Tarifas de Red Principal de Camisea Nº OS/CD Ajuste de componentes de tarifas de distribución de gas natural en Lima y Callao Nº OS/CD Topes máximos de acometida y cargos para su mantenimiento Nº OS/CD Nº OS/CD Importes máximos de corte y reconexión de gas natural Tarifas máximas del servicio de distribución de gas natural en el distrito de Pariñas - Talara Costos extras de distribución de gas natural en la concesión de Lima y Callao Nº OS/CD Nº OS/CD Nº OS/CD Nº OS/CD Nº OS/CD Tarifas de Red Principal de Camisea Nº OS/CD Nº OS/CD Nº OS/CD Tarifas de Distribución de gas natural por Red de Ductos de Lima y Callao Tarifas de Distribución de gas natural de Lima y Callao (Otras Redes y Sistema Unificado) Tarifa del Sistema de Transporte del Gasoducto Andino del Sur Procedimiento suspendido mediante Decreto Supremo Nº EM Nº OS/CD Nº OS/CD Nº OS/CD Nº OS/CD Tarifa de Red Principal de Camisea En proceso 19

20 consumo El desarrollo del mercado del gas natural en el país empieza con Camisea, en agosto de Este mercado tiene como principales clientes a los generadores eléctricos, que cuentan con el 70% de participación /09 02/09 11/08 08/08 05/08 02/08 11/07 08/07 05/07 02/07 11/06 Independiente Otros Inicial Independiente Otros Resto Independiente GGEE Inicial Independiente GGEE Resto Cálidda Independiente GGEE Resto TGP Como se puede apreciar en el gráfico, la aplicación del gas natural en sustitución de otros combustibles o fuentes de energía resulta más económico. 42,2 40 US$ / GJ 08/06 Regulado Gas Natural (GN) y Sustitutos 50 BT , /06 02/06 11/05 08/05 05/05 02/ /04 En el gráfico siguiente se observa que las variaciones mensuales en el consumo se deben al comportamiento de los generadores eléctricos, ubicados en Lima, quienes enfrentan la volatilidad de la generación hídrica. Consumo Promedio Mensual de Lima (millón PC/D) /04 La demanda de gas natural se ha incrementado de 0,5 millón m³/día en el mes de agosto del 2004, hasta 8,4 millones de m3 en junio de La mayor demanda se presentó en la red de la empresa concesionaria de la distribución de gas natural en Lima y Callao ,51 GLP BT5 GLP 7,7 7,7 GN GN 6,3 6,3 GN GN 0 Categoría A Categoría B Publicación de distribución gratuita editada por Teps Group S.A.C. por encargo de OSINERGMIN - GART, según CLS OSINERGMIN - GART , de 01 de setiembre de Participaron en su elaboración: Gerente Adjunto GART: Gerente de División de Gas Natural: Asesor Técnico GART: Asesoría Legal: Especialistas: Asesor Técnico Externo: Por ejemplo, un usuario residencial que emplea gas natural en su hogar gas natural en vez de GLP tendrá un ahorro de 12,8 US$/GJ. Pero si reemplaza la electricidad por gas natural tendrá un ahorro de 34,5 US$/GJ. Víctor Ormeño Salcedo Luis Espinoza Quiñones Carlos Palacios Olivera María del Rosario Castillo Silva Daniel Hokama Kuwae Virginia Barreda Grados Óscar Echegaray Pacheco Edición: OSINERGMIN Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria - GART División de Gas Natural Av. Canadá San Borja - Lima 14; Tel ; Ax: 2001/2019 Fax: Impreso en los talleres gráficos de Mad Corp S.A. en diciembre de Copyright OSINERGMIN - GART 2009 La reproducción total o parcial de este documento y su tratamiento informático están permitidos, siempre y cuando se cite la fuente.