Proyecto KUNTUR Gasoducto Andino del Sur

Transcripción

1 Kuntur Transportadora de Gas Propuesta de Tarifa de Transporte Inicial Gasoducto Andino del Sur Julio -2009

2 Agenda Introducción Metodología de Cálculo Diagnóstico y Estimación de la Demanda Trazado y Diseño del Gasoducto Conclusiones

3 Aspectos Técnicos El Gasoducto Andino del Sur inicia su traza en los yacimientos gasíferos del Cusco para llegar a Matarani (Arequipa) e Ilo (Moquegua). Recorre 16 provincias del Sur del país. 7 de Cusco, 3 de Arequipa, 2 de Moquegua y 4 de Puno. Longitud total de 1,080 Km. Fecha de Puesta en Operación Comercial (POC): 2013

4 Detalle de la región de selva (hasta el 183 km)

5 Beneficios del Gasoducto Andino del Sur Proyecto Nacional La Ley Nº declaró de Necesidad e Interés Público el gasoducto por la Sierra del país. Impacto Social y Desarrollo Sostenible (data preliminar de Apoyo Consultoría) Empleo directo, indirecto e inducido: Cerca de 29 mil puestos de trabajo al año en la etapa de construcción y alrededor de 4 mil puestos anuales en la etapa de operación. Ahorros para los usuarios: Más de US$ 5,000 (*) millones por la sustitución de combustibles en hogares, comercios, industrias y transporte durante todo el período de concesión. Impacto directo, indirecto e inducido sobre la actividad económica nacional: cerca de US$ 9,000 (*) millones en todo el período de la concesión. (*) en US$ corrientes del 2009 y valor presente a una tasa de descuento anual de 11% real.

6 Beneficios del Gasoducto Andino del Sur Desarrollo y confiabilidad del sistema eléctrico Nacional Otorgará mayor confiabilidad al SEIN (30% de la generación total del país depende de un solo sistema de abastecimiento de gas). Menores costos de transmisión (menores pérdidas técnicas) Permitirá el desarrollo de industrias a lo largo de sus 1,080 km y en el Sur del país, así como la instalación (reconversión) de centrales de generación eléctrica que hoy operan a diesel encareciendo el costo de la electricidad al usuario final. Descentralización y Confiabilidad al sistema con Redundancia (Back Up) e Independencia Otorgará mayor confiabilidad al sistema nacional de suministro del Gas Natural al crear un sistema de transporte independiente en el tramo de la selva con posiblidad de conexión con el ducto existente y llegando hasta el Sur. Impacto Geopolítico - Integración de Regiones Fronterizas El Gas Natural llegará al Sur del país, especialmente a Cusco, Arequipa, Moquegua y Puno, en la primer etapa.

7 Población en el área de influencia del gasoducto Población Perú Departamento Población Lima Otros departamentos Quillabamba Cusco Cusco mil población Total PERU Población en el Área de Influencia Departamento Población (miles) Cusco Puno Arequipa Moquegua 162 Tacna 289 Arequipa mil población Matarani Juliaca Puno mil población Moquegua 162 mil población Total Ilo 289 mil población Tacna

8 Marco Regulatorio La metodología usada para establecer la tarifa de transporte de gas natural por ductos se sustenta en: El Contrato de Concesión entre Kuntur Transportadora de Gas y el Estado Peruano (firmado el 06 de octubre del 2008) El Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos aprobado mediante D.S EM. Las normas aplicables al Transporte de Hidrocarburos por Ductos. De las normas aplicables se deriva el concepto básico de la metodología del costo del servicio, según la cual los ingresos del concesionario en el largo plazo, traídos a valor presente deben igualar los costos incurridos durante la construcción y operación del gasoducto.

9 Marco Regulatorio En particular lo que dice el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos sobre la tarifa básica de transporte: Articulo Objetivos de la Tarifa Básica a. Generar un flujo de ingresos que cubra los costos eficientes involucrados en la prestación del Servicio Básico. b. Reproducir los resultados que se darían en un mercado competitivo. c. Asegurar la operación segura y confiable del Sistema de Transporte d. No distorsionar las decisiones de inversión en los Sistema de Transporte o en actividades relacionadas. e. Lograr la eficiencia en el nivel y estructura de la tarifa Básica y f. Suministrar un incentivo al Concesionario para la reducción de costos y el desarrollo del mercado de Servicios Básicos y de otros servicios.

10 Fechas compromiso de la concesión Otorgamiento de la Concesión 26/09/08 Firma del Contrato de Concesión 06/10/08 Relevamiento del Derecho de Vía al MINEM 06/05/09 Entrega del Manual de Diseño a OSINERGMIN 06/05/09 Propuesta de Tarifa a OSINERGMIN 06/06/09 Análisis de Riesgo a OSINERGMIN 06/10/09 Informe final del EIA Final al MINEM 06/01/10 Aprobación del EIA inicio construcción (est. 6 meses) 06/07/10 Puesta en Operación Comercial (39 meses) 06/10/13 Otorgamiento de la Concesión Relevamiento Derecho de Vía - MINEM Propuesta de Tarifa - OSINERGMIN Informe Final del EIA - MINEM Puesta en Operación Comercial 06/10/ /05/ /10/ /10/2009 Construcción (39 meses) 26/09/ /05/ /06/ /01/ /10/2013 Firma del Contrato de Concesión Manual de Diseño - OSINERGMIN Análisis de Riesgo - OSINERGMIN Aprobación del EIA Audiencia Publica - martes 30 de junio del 2009

11 Agenda Introducción Metodología de Cálculo Diagnóstico y Estimación de la Demanda Trazado y Diseño del Gasoducto Conclusiones

12 Metodología de Cálculo Ingresos de Largo Plazo = Inversiones y Costos Incurridos (1) Los dos componentes de la ecuación anterior se pueden desagregar de la siguiente manera: Inv. y Costos de Largo Plazo = Valor Presente ( Inversiones + Costos Tasa de Descuento) (2) Ingresos de Largo Plazo = Tarifa de Transporte x Valor Presente (Promedio Tasa de Descuento) (3) Luego, la tarifa de transporte se obtiene de las ecuaciones antes descritas: Tarifa de Transporte = VP ( Inv.+ Costos T.Desc) VP( Proy T.Desc. )

13 Metodología de Cálculo Gráficamente, las ecuaciones antes descritas se representan de la siguiente manera: Valor Presente ( Inv + T. Desc ) (MMUS$) MMUS$ Periodo de inversión VP. O&M Periodo de operación VP. Inversi ión Actualización de las Inversión Actualización de los Costos de O&M y Nuevas Inversiones La tasa utilizada en la determinación de la Tarifa Inicial, fue calculada por Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC) de Nueva York, bajo la metodología WACC resultando en 15,82%

14 Principales Resultados de la Propuesta Tarifaria VP (Inv. y 15.8%) 3,382 MMUS$ T. Transporte = = = US$/MPC VP (Proy 15.8%) 1,141 MMPC Costo del Servicio VP (Proy 15.8%) VPN(Proy 15.8%) = 1,141 MM 000cf Concepto Valor Presente(Oct 15.8%) 1000 Proy Demanda (MMPCD) + VP Inversiónes 2,141 MMUS$ + VP O&M 562MMUS$ + VP Impuestos 676 MMUS$ Costo del Servicio 3,382 MMUS$

15 Principales Resultados de la Propuesta Tarifaria Sensibilidad de la Tarifa de Transporte a distintos escenarios de demanda: Escenario 1: Demanda base. MMPCD 1500 Escenario 2: Dmd eléctrica más agresiva en la Macro Región Sur y un polo petroquímico Sur 100 MMPCD. 850 Escenario 3: Dmd eléctrica más agresiva en la Macro Región Sur, polo petroquímico Sur 250 MMPCD y un poliducto (sinergias). Escenario 4: Dmd eléctrica más agresiva en la Macro Región Sur, polo petroquímico Sur 100 MMPCD, un proyecto de exportación por 650 MMPCD y un poliducto (sinergias). Tarifa (US$/MPC) Años Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4

16 Esquema de Actualización Propuesto Como parte del esquema de tarifas se ha propuesto 2 revisiones integrales de la tarifa de transporte inicial previos a la puesta en operación comercial: 1ra Reg. Tarifaria Fecha Estimada de Puesta en Operación Comercial 1ra Actualización de Tarifas (F2/F3*) Actualizaciones regulares cada 2 años (F2/F3*) -4años -2años 0 años +2años +4años 2da Reg. Tarifaria (F1/F2/F3/F4) Reg. Tarifaria POC (F1/F2/F3/F4) En adición un esquema de factores de actualización periódicos que tendrían por objetivo mantener el valor real en el tiempo de la tarifa de transporte según lo especificado en el artículo 115 del Reglamento de transporte de hidrocarburos por ducto. (*) Factor F4 por solicitud

17 Esquema de Actualización Propuesto Actualización del Capital de Inversión Inicial: F 1 = CAPINI CAPINI i O CAPINI i = Resultado de la Revisión del Capital de Inversión Inicial actualizado a la POC. CAPINI 0 = Capital de POC. Inversión Inicial actualizado a la Actualización de la proyección de Demanda Actualizada: F 2 = DA DA i O Actualización del Capital en Nuevas Inversiones: DA i = Resultado de la Revisión de la Demanda Actualizada a la POC, respecto a la revisión anterior. DA o = Demanda Actualizada a la POC, del periodo de evaluación de 25 años. CAPNI i = Resultado de la Revisión del Capital de Nuevas Inversiones actualizado a la POC. F 3 = CAPNI CAPNI i O CAPNI 0 = Capital de Nuevas Inversiones actualizado a la POC

18 Esquema de Actualización Propuesto Actualización los Costos de Operación y Mantenimiento: O&M i = Resultado de la Revisión de los costos de O&M actualizado a la POC F 4 = O & M O & M i O O&M 0 = Costo de O&M actualizado a la POC, presentado en la Propuesta de Tarifas Iníciales. Actualización del Costo del Servicio hasta la POC: F 5 = Actualización Anual del Costo del Servicio posterior a la POC: F 6 = i CS CS i O PPI PPI i O CS i = Costo del Servicio resultado de las revisiones de los factores F1, F3 y F4 en los plazos referidos que apliquen a dichos Factores. CS 0 = Costo del Servicio actualizado a la POC presentado con la Propuesta de Tarifas Iníciales. PPI = Índice de Precios de EEUU, publicado por Bureau of Labor Statistics El subíndice i representa al mes al que se hace la actualización y el subíndice o representa el mes de inicio o de referencia.

19 Esquema de Actualización Propuesto Aplicación de los distintos factores de actualización a la tarifa de transporte: F 1 = CAPINI CAPINI i O F 3 = CAPNI CAPNI i O F 4 = O & M O & M i O CS i = CS o xf 5 i = F1 i xcapini o + F 3 i xcapni CS O o + F 4 i xco & M O T. Transporte 0 = VP ( Inv. VP( + Costos O& T.Desc Proy T.Desc. ) ) = CS DA O O xf xf 5 2 F 2 = DA DA i O

20 Agenda Introducción Metodología de Cálculo Diagnóstico y Estimación de la Demanda Trazado y Diseño del Gasoducto Conclusiones

21 Proyección de Demanda por localidades Los mayores volúmenes se ubican en las localidades de Matarani e Ilo, dichas demandas están compuestas principalmente por demanda para Generación Eléctrica y Petroquímica. Se considera además un volumen para Generación Eléctrica en Quillabamba. Por otro lado, se tiene las localidades de Cusco, Arequipa, Juliaca con consumos industriales importantes. Finalmente, se incluyen los volúmenes residenciales, comerciales y vehiculares correspondientes a Puno, Moquegua y Tacna. (MMPCD) DEMANDA POR LOCALIDADES Ilo Moquegua Matarani Arequipa Juliaca Puno Cusco Quillabamba Tacna

22 Proyección de Demanda por categorías La Macro Región Sur es un mercado joven en franco desarrollo y con gran potencial. La demanda eléctrica representa el 64% del total al 2do año de operación y el 70% al año 6to. Es la demanda por generación eléctrica descentralizada la que hace viable el proyecto del Gasoducto Andino del Sur. (MMPCD) DEMANDA POR CATEGORIAS GGEE Valor Agregado Grandes Usuarios GNV Comercial Residencial

23 Principales Industrias favorecidas Se prevé una importante participación del sector industrial, proyectándose un consumo de mas de 80 MMPCD en los primeros cinco (5) años desde operación comercial. CEMENTOS CUSCO BACKUS GLORIA SA CACHIMAYO CEMENTOS SUR Industria Consumo (MMPCD) Cementos Cusco 6,5 Backus 0,2 Gloria (Cusco) 0,5 Cachimayo 4,8 Cementos Sur 14,6 Cementos Yura 28,9 Gloria (Arequipa) 0,6 Alicorp 0,1 Otras industrias 25,6 Total 81,8 CEMENTOS YURA BACKUS GLORIA SA ALICORP

24 Beneficios para la Generación Eléctrica descentralizada Independencia energética de la zona Sur del Perú, que hoy importa energía del centro del país MW de potencia eléctrica instalados en el mediano plazo. Balance departamental de energía eléctrica GW.h (2007) Departamento GW.h Cusco 270 Puno 578 Arequipa -628 Moquegua -547 Tacna -547 Total (GW.h) -874

25 Creación de nuevas industrias Planta Petroquímica El proyecto considera el desarrollo de un Polo Petroquímica en el Sur del país. En Latinoamérica, los volúmenes de importación de urea es de aproximadamente TM año, equivalente a una demanda potencial de gas natural de 540 a 625 MMPCD.

26 Competitividad para usuarios residenciales, comerciales y GNV Categorías Precios y Tarifas en US$/MMBTU Boca de pozo Transporte Distribución Total Sustituto Ahorro Residencial 0,8 2,9 4,0 7,7 GLP 21,0 63% Comercial 1,0 2,9 2,0 5,9 GLP 18,0 68% GNV 0,8 2,9 0,8 4,5 Gasolina 90 25,0 82% FUENTE: Elaboración propia, con datos de PROINVERSION GASODUCTOS REGIONALES La competitividad y ahorro mostrados son referenciales. US$/MMBTU Precio de los sustitutos y ahorro Los componentes de la tarifa final corresponden a precios actuales de gas natural Ahorro Distribucion Transporte Boca de pozo 0.0 Residencial Comercial GNV

27 Proyección de Demanda de Generación Eléctrica La demanda de Generación Eléctrica en el Sur se proyecta considerando que la zona Sur, debe ser energéticamente independiente. El crecimiento de la demanda será cubierto por centrales a ciclo simple de 180 MW y centrales a ciclo combinado de 270 MW y 540 MW. Se considera una reserva de potencia eléctrica de 20 a 30% Demanda de Generacion Electrica (MMPCD)

28 Sobre la experiencia del Gasoducto del Proyecto Camisea Similar al caso del ducto que hoy abastece de gas natural a Lima y Callao, la generación eléctrica representa el mayor consumidor de éste hidrocarburo: 259 MMPCD 191 MMPCD CT Kallpa Enersur EDEGEL % empleado en GGEE Regulados Independientes % Grandes Industrias y clientes Regulados

29 Evolución de la Producción de Energía Eléctrica por fuentes Mercado Eléctrico Nacional 5% 4% 6% 13% 15% 4% 3% 7% 8% 3% 5% 7% 3% 3% 3% 15% 26% 31% Diesel y Residual Carbon 85% 76% 74% 75% 68% 61% Gas Natural Agua GW.h GW.h Diesel y Residual Anual : 6.7% Carbón Anual : 1.1% Gas Natural Anual : 50.3% (*) Hidroenergía Anual : 0.5% (*) Información Preliminar

30 GENERACIÓN TERMICA LOCAL 234 MW Flujos de Potencia en el SEIN NORTE 295 MW CENTRO GENERACIÓN TERMICA LOCAL 223 MW ESTIAJE MW SUR 30

31 GENERACIÓN TERMICA LOCAL 279 MW Flujos de Potencia en el SEIN NORTE 299 MW CENTRO CONGESTIÓN EN ENLACE MANTARO - SOCABAYA GENERACIÓN TERMICA LOCAL 222 MW ESTIAJE MW SUR 31

32 ESTIAJE 2011 GENERACIÓN TERMICA LOCAL 119 MW NORTE L.T. PARAMONGA-CHIMBOTE 220 kv PROYECTO: LL.TT. SIERRA 220 kv L.T. MANTARO-SOCABAYA 220 kv Flujos de Potencia en el SEIN 251 MW 204 MW GENERACIÓN TERMICA LOCAL 0 MW PROYECTO: L.T. CHILCA-ZAPALLAL 220/500 kv CENTRO 284 MW PROYECTO: L.T. MANTARO-CARAVELI-MONTALVO 500 kv (*) L.T. 500 kv sin compensación serie. 197 MW (*) SUR 32

33 Resultado: Un sistema con elevada concentración geográfica de la nueva generación...

34 Agenda Introducción Metodología de Cálculo Diagnóstico y Estimación de la Demanda Trazado y Diseño del Gasoducto Conclusiones

35 Kuntur Línea de Gas (Alternativa Mayor Volumen) Zonas de Trabajo Zona 1 Planta Malvinas - Urcos M A T A R A N I 18pulg Zona 2 Zona 3 Zona 4 22 pulg. 20 pulg. ILO MOQUEGUA Urcos - Tinta y Ramal Cusco Tinta - Arequipa y Ramal Juliaca Arequipa - Ilo 24pulg 8 pulg. JULIACA 8 pulg. CUSCO 32pulg P u n t o d e R e c e p c i ó n Altura máxima 4870 msnm. ZONA 4 ZONA 3 ZONA 2 ZONA Costa Sierra Selva

36 Diseño y Configuración Ducto troncal: 778 km Estación de Compresión 1 KP 00 Año de ingreso: 2013 Chimparina Punto de Recepcion 74 km - 32" PD Quillabamba Estación de Compresión 2 MADRE KP 330 DE DIOS Año de ingreso: 2013 Cusco 12 km - 8,625" Urcos Ductos ramales: 299 km Estación de Compresión 3 KP 390 Año de ingreso: 2017 APURIMAC CUSCO Tinta 85 km - 24" Tejada PUNO Estaciones de compresión: 4 Capacidad máxima: 850 MMPCD Estación de Compresión 4 KP 556 Año de ingreso: 2025 AREQUIPA PD Arequipa Pampa Huagri Matarani MOQUEGUA PD Moquegua Juliaca PD Tacna Ilo TACNA

37 Costos Directos en la instalación de Ductos Quillabamba Costos Directos Cusco Descripción Total (MMUS$) ZONA 1 810,61 ZONA 2 & 3 380,87 ZONA 4 175,33 Juliaca TOTAL 1.366,81 Puno Arequipa Matarani Moquegua Ilo Tacna

38 Agenda Introducción Metodología de Cálculo Diagnóstico y Estimación de la Demanda Trazado y Diseño del Gasoducto Conclusiones

39 Por qué el Gasoducto Andino del Sur? Generador de desarrollo y trabajo Balance económico ampliamente positivo para el país y en particular para la macro-región Sur Descentralización geográfica de la generación térmica, que otorgará una mayor confiabilidad al SEIN Sistema independiente de suministro de gas Descentralización y desarrollo de la actividad industrial Positivo impacto social en regiones marginadas y de extrema pobreza Fortalecimiento estratégico de regiones fronterizas Desarrollo de infraestructura (puertos + interoceánica)

40 Kuntur Transportadora de Gas Gasoducto Andino del Sur Junio 2009