AUDIENCIA PÚBLICA. Sustento de Fijación Tarifaria Red de Distribución en Alta Presión de Camisea. Primer Periodo Tarifario Mayo 2004 Abril 2006

Transcripción

1 AUDIENCIA PÚBLICA Sustento de Fijación Tarifaria Red de Distribución en Alta Presión de Camisea Primer Periodo Tarifario Mayo 2004 Abril 2006 Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria OSINERG Lima, 14 de Mayo de 2003

2 Temario 1. Objetivo y Marco Legal 2. Introducción Cadena del valor del Gas Natural Gas Natural de Camisea Porque OSINERG regula las Tarifas de T&D? 3. Criterios, Metodología y Cálculo Tarifario Adelanto de la GRP Análisis y proyección de la demanda Calculo de Tarifa Regulada Fórmulas de Actualización 4. Resumen 2

3 Objetivo Presentación de los Criterios, metodologia y estudios técnicos que sustentan la Fijación Tarifaria de la Red de Distribución en Alta Presión de Camisea (parte de la Red Principal) 3

4 Marco Legal Ley 27133, de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural Reglamento de la Ley D.S. N EM. Contrato BOOT de Distribución de Gas Natural de Camisea en Lima y Callao Resolución OSINERG N OS/CD, Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados Resolución OSINERG N OS/CD, Norma Fecha máxima para presentar las Propuestas Tarifarias de los Concesionarios con respecto a la Red Principal 4

5 5

6 Flujo del gas Natural Cuencas Sedimentarias Exploración Recursos CO 2, H 2 O, H 2 S, y Reservas N 2, otros C 1 Licuefacción LNG Distribuidora GLP Petroquímica Centrales Eléctricas Producción Petróleo y Gas Natural Tratamiento Gasoducto y Transporte GN Extracción y Fraccionamiento C 2 C 3 C 4 C 5+ Gasoductos Transporte y Distribución Metano Residencial Comercio Industria Transporte Separación Gas Natural Petróleo Oleoductos Refinación GA KE JET DO FO Otros Estaciones de Servicio GNC y Líquidos Exportación 6

7 Productores Cuencas gasíferas Plantas de tratamiento Almacenamiento Cadena del gas Natural Sistema de Transporte Plantas compresoras Gasoductos de transporte Derivaciones y recompresión Sistemas de Distribución Redes de Alta, media y baja presión Nodos y Estaciones de Regulación Consumos finales (Industriales, 7 residenciales, etc.)

8 La Cadena del Gas Ciclo de Innovación Cadena del Valor del Gas Natural Ciclo de Operaciones Ciclo Postventa Identifica Mercados Producción: (Processing, Gathering Transporte: (Gasoductos, GNC, LNG) Distribución: Redes, GTL, Fuell Cell, Servicio al Cliente and Storage ) 8

9 Gas Natural y Desarrollo Servicios ingeniería Fabricac. materiales Servicios construcción Desarrollo productos Desarrollo del Gas Fabricación / venta accesorios Servic. técnico Conversión vehículos Fabricac. y venta de equipos 9

10 Los Segmentos del Mercado Industrial Fábricas Comercial y Transporte Hoteles Edificios Escuelas Universidades Generación Eléctrica Transporte Público Comercio Residencial 10

11 Actividades de Camisea Upstream Producción (Pluspetrol) Downstream Transporte Red Principal Distribución BP (GNLC) Comercialización (GNLC) Transporte (TGP) Distribución AP GNLC) Objeto de la Audiencia 11

12 Proyecto Camisea 12

13 Por qué OSINERG Regula las Tarifas de Distribución de Gas? La Ley N de fecha , 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 13

14 Proceso de Fijación de Tarifas de Distribución de Gas Natural de Camisea FECHA LIMITE DIAS HABILES 14

15 15

16 Sustento Metodológico El Marco de sustento de La Metodologia Tarifaria usada, esta dado por : La Ley 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. 16

17 Garantía por Red Principal (GRP) La Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, señala en su artículo 6 que: Los proyectos de Red Principal podrán incluir un 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 Costo para 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. 17

18 Adelanto de la GRP El Artículo 9 9 del Reglamento de la Ley (D.S EM) define los Pagos Adelantados por concepto de GRP. El D.S EM, en su Articulo 3, 3, adelanta el Pago por concepto de GRP al 1 1 de Noviembre del 2002, según n lo previsto en la Ley y su Reglamento. Los montos por el Adelanto por GRP son aquellos efectivamente recibidos por los Concesionarios antes de la Puesta en Operación n Comercial. El Adelanto por GRP se actualiza a la tasa definida en los Contratos de Concesión n (Contratos BOOT) suscritos al amparo de la Ley y su Reglamento (12% anual en US$). 18

19 Efecto del Pago Adelantado El Efecto Final es la Reducción en el Costo del Servicio y en las Tarifas Aplicables Efecto del Pago Adelantado en el Costo del Servicio (CS) y la Tarifa Regulada Actualización Fecha Inicio Op. Comercial Tarifa = Costo / Demanda Reducción del CS por Pagos Adelantados Menor Costo Menor Tarifa Pagos Adelantado Pagos garantizados 19

20 Tarifa de Distribución en Alta Presión Menor Costo del Servicio Menor Tarifa Tarifa Regulada Nuevo Costo del Servicio Demanda NCS = CS - PAT CS = Costo del servicio ofertado por el Concesionario PAT = Pagos Adelantados Actualizados al 1 1 marzo

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 GRP k = Es el peaje correspondiente a la GRP y definido en el D.S. N EM MDM k = Es la máxima m demanda mensual del sistema eléctrico, referido al mes k. 21

22 Adelanto de la GRP m M N ß Pago Adelantado Total (PAT) Los Pagos Adelantados Mensuales (PAM), son actualizados a la fecha de definición n del Costo del Servicio (1 ( de Marzo del 2003) ) y sumados de acuerdo a la formula siguiente: PAT N m M PAM 1 = Días transcurridos entre el día d a de vencimiento de la facturación y el 1 1 de Marzo del Es negativo si la recaudación n es anterior al y positiva en caso contrario. = Días D transcurridos entre la fecha de vencimiento de la primera facturación y el = Días D transcurridos entre la fecha de vencimiento de la última facturación n y el = Tasa de Descuento Anual definida en 12% en los Contratos = Tasa de Actualización n Diaria determinada como: (1+ ß)1/365 1 k m 22

23 Adelanto de la GRP Reducción del Costo del Servicio (CS) en el monto del Pago Adelantado Total (PAT) Esta reducción se expresa como un Factor de Descuento (FD) en el Costo del Servicio. 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 23

24 Adelanto de la GRP: Factor de Descuento Determinación del FD FD 1 FD 1 PAT CS US$ US$ FD 1 0,08335 FD 0,

25 Esquema de Tarifas Tarifa de Distribución en Alta Presión Generadores Eléctricos Otros Usuarios (Industria, Comercio, Residencial, etc.) Tarifa Base La Tarifa Base es un caso especial de la Tarifa Reguladas Tarifa Regulada Otros Usuarios 25

26 Tarifa Regulada para Generadores Eléctricos: Tarifa Base Tarifa Base (Sin adelanto GRP) Costo del Servicio Capacidad Garantizada Total Efecto del Adelanto de la GRP Tarifa Base (Con adelanto GRP) Nuevo Costo del Servicio Capacidad Garantizada Total Tarifa Base (Con adelanto GRP) Tarifa Base (Sin adelanto GRP) x FD El CS y la CGT son calculadas como valores totales al 1 de marzo del

27 Capacidad Garantizada Volumen Garantizado Fecha Inicio Op. Comercial 255 MMPCD 255 MMPCD 225 MMPCD CAPACIDAD GARANTIZADA año 7 30 Años 27

28 Capacidad Garantizada Total CGT PR i CGMi 1 1 i n CGMi = Capacidad Garantizada Mensual del mes i CGDi = Capacidad Garantizada Diaria del mes i, Di = Numero de días d calendario del mes i PR = Periodo de Recuperación n en meses n = 17 (Cuarta Cláusula Ad. de los Contratos) i = Numero del mes en operación = Tasa de Actualización n Mensual : (1+ ß) 1/

29 Tarifa Regulada para Generadores Eléctricos: Tarifa Base Tarifa Base (Sin adelanto GRP) US$ MPC 0,1460 Efecto del Adelanto de la GRP Tarifa Base (Con adelanto GRP) US$ MPC 0,1339 Tarifa Base (Con adelanto GRP) Tarifa Base (0,1460) x FD (0,9166) 0,1339 El CS y la CGT son calculadas como valores totales al 1 de marzo del

30 Tarifa Regulada para Otros Usuarios Tarifa (Sin adelanto GRP) Costo del Servicio Capacidad Contratada Total Equivalente Tarifa (Sin adelanto GRP) Tarifa Base (Sin adelanto GRP) x Capacidad Garantizada Total Capacidad Contratada Total 30

31 Equivalencias entre TR y TB TR = CS CCT TB = CS CGT CS = TB x CGT TR = TB x CCT CGT = TB x CGT CCT 31

32 Tarifa Regulada para Otros Usuarios Tarifa (Sin adelanto GRP) Tarifa Base (Sin adelanto GRP) x Capacidad Garantizada Total Capacidad Contratada Total Efecto del Adelanto de la GRP Tarifa (Con adelanto GRP) Tarifa (Sin adelanto GRP) x FD 32 El CCT y la CGT son calculadas como valores totales al inicio de la Operación Comercial

33 Proyecciones de Demanda MMPCD Proyecciones de Demanda OSINERG Y Capacidad Garantizada: Distribución Alta Presión Proyección de Demanda MMPCD 225 MMPCD 255 MMPCD Capacidad Contratada Capacidad Garantizada Año 33

34 Capacidad Contratada CCT PR i CCMi 1 1 i n CCT = Se determina a partir de Proyecciones de Demanda Contratada actualizados a CCM i = CCA i = Capacidad Contratada Mensual del mes i, en millones de pies 3 por mes Capacidad Contratada Anual, en millones de pies 3 por año, del Estudio de Capacidades Contratadas anuales, referida en el Articulo 11.2 literal b) del Reglamento de la Ley de Promoción n y en la Cláusula de los Contratos BOOT 34

35 Tarifa Regulada para Otros Usuarios Tarifa (Sin adelanto GRP) Tarifa Base (Sin adelanto GRP) x Capacidad Garantizada Total Capacidad Contratada Total Tarifa (Sin adelanto GRP) x Efecto del Adelanto de la GRP Tarifa (Con adelanto GRP) Tarifa (Sin adelanto GRP) x FD Tarifa (Con adelanto GRP) x El CCT y la CGT son calculadas como valores totales al inicio de la Operación Comercial

36 Tarifa Regulada para Otros Usuarios Tarifa (Sin adelanto GRP) Costo del Servicio Capacidad Contratada Total Efecto del Adelanto de la GRP Tarifa (Con adelanto GRP) Nuevo Costo del Servicio Capacidad Contratada Total Tarifa (Con adelanto GRP) Tarifa (Sin adelanto GRP) x FD El CS y la CCT son calculadas como valores totales al 1 de marzo del

37 Proyecciones de Demanda en MMPCD MMPCD 1,200.0 Demanda Total Proyectada 1, Total Otros clientes Total Demanda Proyectada Generación Eléctrica 37

38 Proyecciones de Demanda en MMPCD Demanda Proyectada de Otros MMPCD Clientes Iniciales Consumo Vehicular Clientes Industriales Comercial y Residencial 38

39 Formula de Actualización 1 de Marzo de 2003 Año 0 Año 1 Año Tiempo Actualización Mensual por TC Actualización por Inflación USA (1 vez al año) 39

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 14 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 40

41 41

42 Comparación de Proyecciones de Demanda en MMPCD MMPCD Comparación de Demanda Total 1, , Demanda Proyectada OSINERG Demanda Proyectada GNLC 42

43 Comparación de Resultados GNLC (US$/MPC) OSINERG (US$/MPC) Variación (%) Tarifa Base 0,1460 0,1460 Tarifa Regulada 0,1966 0,1961-0,26% Pago Adelantado Total US$ Factor de Descuento Tarifa Base Aplicable Tarifa Regulada Aplicable ,50% 0,9171 0,9166-0,04% 0, , ,04% 0, , ,30% 43

44 Muchas Gracias