esquemas tarifarios de transporte de gas natural, caso grp seminario ariae de regulación del sector...

ESQUEMAS TARIFARIOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL, CASO GRP

Seminario ARIAE de Regulación del Sector Hidrocarburos

Ing. Carlos Palacios OliveraAsesor Técnico de Regulación de Gas Natural

Gerente de Regulación de Gas Natural (e)

Lima – Perú, 5 de Octubre de 2011

Normas del Subsector Gas Natural

• Ley Nº 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos.• Ley 27133: Ley de la Promoción del la Industria del Gas Natural.• Decreto Supremo Nº 040-99-EM, Reglamento de la Ley Nº 27133

"Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”.

• Decreto Supremo Nº 081-2007-EM, Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, reemplazó al Reglamento aprobado con DS Nº 041-99-EM.

• Decreto Supremo Nº 048-2008-EM, Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.

2Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.

Ley Reglamento

Regulador

Período deRegulación

PreciosTarifa

Explotaciónde Reservas

Probadas de GasTransporteTransporte Distribución

LOHLey 27133 yReglamento

Libre Mercado,Excepto Camisea

de Precios Máximos

LOHLey 27133 y

Reglamentos

OSINERGMIN

(TB) Actualización cada 2 años.

(TR) Definido por el Regulador

(TB) Tarifa Base deConcurso Público

(TR)Tarifa Regulada

LOHLey 27133 y

Reglamentos

OSINERGMIN

4 años

Tarifa Regulada

Formación de Precios

Precio del Gas

Tarifa de Transporte

Tarifa de Distribución+ +=


4

Principios de Cálculo de la Tarifa de Transporte de Gas Natural

Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.

Concesionario de Transporte• Plazo de Concesión: 20 a 60 años, según Rgto de Transporte.• Forma de Otorgamiento: Concurso Público o Solicitud de Parte• Características de la Actividad:

– El Concesionario brinda el servicio de transporte de gas y se compromete a custodiarlo. El Concesionario no Comercializa (Compra y Venta) el Gas Natural (no tiene propiedad sobre el Gas).

– Los Clientes compran el Gas Natural al Productor y lo entregan al Concesionario para que lo “lleve” hasta el “City Gate” de la Distribución.

– La Demanda de Gas Natural es estimada por el Transportista y en base a ello y a otros factores decide la inversión. El Gas Natural tiene que ser rentable para el Cliente si no, el Transportista puede quedarse con el ducto sin llenar.

– Hay 2 tipos de Servicios: Firme o Interrumpible.• El Servicio Firme se paga por Capacidad Reservada en el Gasoducto.• El Servicio Interrumpible es el volumen transportado por encima de la Capacidad Reservada.

Está sujeto a corte según capacidad del ducto.


Tipos de Concesiones de Transporte de Gas Natural en el Perú

• Por concurso público (Sin Riesgo de Mercado)

• Caso: Transportadora de Gas del Perú (TGP)

• Garantía en la Recuperación de Inversiones.

– Reconocimiento de Baja Tasa de Retorno del Capital

– No hay preocupación por Gas Transportado.

– Normativa: Ley 27133 DS 040-99-EM

• Hay GRP• Hay Garantía de Capacidad al Estado

(hay retorno de inversiones)• El Costo y la Tarifa son producto de

una Licitación.

• A solicitud de parte (Con Riesgo de Mercado):

• Caso: Kuntur Transportadora de Gas– No hay Garantía en la Recuperación

de Inversiones.– Se reconoce una Alta Tasa de Retorno

del Capital.– El Transportista se preocupa por el

Gas Transportado y por la ubicación de las Reservas Probadas.

– Normativa: DS 041-99-EM DS 081-2008-EM

• No hay GRP• El Inversionista define el tamaño del

Proyecto.• El Costo y la Tarifa es definida por el

Regulador.

Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP. 6

7

Objeto de la Tarifa: El Equilibrio Económico• Para determinar los Ingresos

intervienen:– Tarifa– Capacidad Vendida– Tasa de Actualización:

• Definida en el Reglamento• Para revisión se usa el valor

(WACC):– Tasa del Capital Propio de la

Industria– Tasa de la Deuda de la Industria– Porcentaje de Capital Propio y

Deuda respecto al Capital Total de la Industria

– Impuesto a la Renta aplicable a la Industria.

• Para determinar los Costos intervienen:

– Capital de Inversión (CI)– Programa de Amortización del CI– Costo de Operación y Mantenimiento

• Costos Fijos• Costos Variables• Aportes o Tasas de Regulación

– Tasa de Actualización.


8

Esquemas Tarifarios del Transporte• Tarifa de Red Principal de

Transporte por concurso público – Con GRP

– Aplica beneficios de la Ley 27133– Garantía en la Recuperación de

Inversiones por medio de ingresos garantizados (Régimen Especial).

– La GRP es cubierto por todos los usuarios del sector eléctrico.

– La seguridad del ingreso puede resultar en una menor Tasa de Retorno del Capital

• Tarifa de Red de Transporte a Solicitud de Parte – Sin GRP

– No aplica beneficios de la Ley 27133– No existe garantía de ingresos, se

rige por lo establecido en el Reglamento de Distribución (Régimen General).

– Reconocimiento de costos eficientes– Ingresos según la demanda

proyectada.– Tasa de Retorno del Capital de 12%


9

Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (con GRP)

1 1

TA = Tasa de Actualización = 12%

N = Vida Útil del Proyecto (25 a 30 años)

n = desfase entre el Valor de la Oferta y el Inicio de Operac

Ni

i ni

Costo del ServicioTarifa Base

Capacidad Garantizada

TA

ión

Según la Ley 27133 el Costo del Servicio es el Valor Ofertado por el Inversionista y la Capacidad Garantizada es la Capacidad que debe instalar el Inversionista en el tiempo que establece el Contrato.

Se puede decir que la Tarifa Base se calcula asumiendo que el gasoducto esta lleno (100% de uso) desde el Primer Día. La Tarifa Base requiere de la GRP para compensar los ingresos al Inversionista.

Caso: Transportadora de Gas del Perú (TGP)


10

Tarifa Base de Transportadora de Gas del Perú TGP


US$/ Mil m3 US$/ Mil pcTarifa Base 31,4384 0,8902

Tarifa Máxima

Costo Total de Servicio ofertado en licitación pública de 930 millones US$

Transporte de Gas Natural

Es necesaria la GRP ¿?


Sistema de Transporte de Gas Natural

Costo del servicio 956,3 Millones US$


Opciones de Pago del Ducto

Opción 1-Según Demanda Real-Alta Volatilidad-Alta Tasa de Descuento-Necesidad de ContratosShip or Pay-Tarifa Alta de T GN- Alto CMg de EE

Opción 2-Ducto Lleno + GRP-No hay Volatilidad-Baja Tasa de Descuento-No es necesario ContratosShip or Pay-Tarifa Baja de T GN- Bajo CMg de EE

GRP


-

+

Años

C (US $)

D (m3)

CMe (US$ / m3)

Demanda

D

Costo Total

C = I + O&M

CMe LP

CMe CP

Quién garantiza que los Costos Medios de Corto Plazo (CMe CP)

sean cubiertos con los Costos Medios de Largo Plazo (CMe LP)


¿Como funciona la GRP?


Funcionamiento de la GRP

Años

Flujo(dinero ó volumen)

Costo de la Garantíapagada entre el Usuario Eléctrico y los Otros Consumidores del Gas

Fin de laGarantía

Garantía de Uso del Gasoducto

Uso Real del Gasoducto


Capacidad Garantizada de Camisea

7 30

Años

225

255380

450

MillónPC / Día

8

TGP

Cálidda

0


Recaudación de la GRP


Mes Días N° MesCapacidad

Garantizada Diaria (*)

Capacidad Garantizada

MensualTarifa Base

Ingresos Garantizados Mensuales

DíasTranscurridos desde el 1° marzo hasta el último día

del mes i

Factor de Actualización

Ingresos Garantizados Mensuales

ActualizadosCGDi CGMi TBo IGMi=CGMixTBo IGMAi=IGMi/(1+g)di

Millones m3/díaMillones

m3/mesUS$/Mm3 MMUS$ MMUS$

Mar-10 31 1 11 334 36.24 12 31 1.0097 12Abr-10 30 2 11 323 36.24 12 61 1.0191 11May-10 31 3 11 334 36.24 12 92 1.0290 12Jun-10 30 4 11 323 36.24 12 122 1.0386 11Jul-10 31 5 11 334 36.24 12 153 1.0487 12

Ago-10 31 6 11 334 36.24 12 184 1.0588 11Sep-10 30 7 11 323 36.24 12 214 1.0687 11Oct-10 31 8 11 334 36.24 12 245 1.0790 11Nov-10 30 9 11 323 36.24 12 275 1.0891 11Dic-10 31 10 11 334 36.24 12 306 1.0997 11Ene-11 31 11 11 334 36.24 12 337 1.1103 11Feb-11 28 12 11 301 36.24 11 365 1.1200 10Mar-11

3,928 142 134Total

Mi Di i di (1+g)di

Peaje GRP Incorporado en la Tarifa de Transmisión de Electricidad


Resumen Montos Recaudados por GRP para Transportadora de Gas del Perú (TGP)


PERIODO Meses de Recaudación

(Millones S/.) (Millones US$)

PAT (*) Ene 2003 - 19 Ago 2004 311 90

1er Año Cálculo 20 Ago 2004 - Feb 2005 163 50

2do Año Cálculo Mar 2005 - Feb 2006 327 99

3ro Año Cálculo Mar 2006 - Feb 2007 253 78

4to Año Cálculo Mar 2007 - Feb 2008 195 64



7mo Año Cálculo(**) Mar 2010 - Feb 2011 0 0TOTAL 1,314 403

(*) Pago Adelantado Total

Cifras Nominales, No incluyen IGV.

TGP

Impacto de la GRP en el Sector Eléctrico (Acumulado)


Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (sin GRP)

1 1

TA = Tasa de Actualización = 12%

Ni

i ni

Costo del ServicioTarifa Regulada

Demanda Real

TA

Según la Ley 27133 la Demanda Real (llamada también Capacidad Contratada) se revisa cada 2 años y se reajusta de tal forma que cuando la GRP sea igual a CERO la Tarifa Regulada será igual a la Tarifa Base.

En cada revisión tarifaria, sólo se observa el Periodo que falta por recuperar, es decir, si el Periodo de Vida Útil es 30 años y se encuentra en la 3ra revisión entonces el valor de “N” sería igual a 24 años.

Caso: Kuntur Transportadora de Gas


Caso Kuntur: Proyección total de la demanda

Capacidad total en cifras nominales: 6 250 728 MMPC

NO GGEE GGEE TOTAL NO GGEE GGEE TOTAL2013 0 0 0 0 0 0 0 02014 113 200 330 120478 95 140 252 921092015 117 233 378 138047 99 163 286 1045532016 121 235 426 155615 102 165 321 1169972017 125 291 430 157075 105 204 324 1181652018 129 293 523 190753 108 205 389 1418852019 139 308 533 194403 116 216 397 1448052020 144 348 582 212336 120 244 432 1575412021 150 372 632 230635 125 260 467 1705692022 155 399 637 232460 129 279 471 1720292023 161 446 683 249314 134 312 504 1840462024 166 490 688 251139 138 343 508 1855062025 170 542 692 252599 141 379 511 1866742026 177 584 739 269818 147 409 545 1989832027 182 625 744 271643 151 438 549 2004432028 187 662 749 273468 155 463 553 2019032029 187 663 790 288177 155 464 581 2122042030 187 663 790 288177 155 464 581 2122042031 187 663 830 302841 155 464 610 2224692032 187 663 850 310250 155 464 624 2276552033 187 663 850 310250 155 464 624 2276552034 187 663 850 310250 155 464 624 2276552035 187 663 850 310250 155 464 624 2276552036 187 663 850 310250 155 464 624 2276552037 187 663 850 310250 155 464 624 2276552038 187 663 850 310250 155 464 624 227655

Demanda de Capacidad Demanda de Volumen (Consumo)

Año Capacidades Reservadas TOTAL ANUAL

Consumo Diario (MMPCD) TOTAL ANUAL


Volumen de GN requerido por el proyecto

050

100150200250300350400450500550600650700750800850900

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Cap

acid

ades

Co

ntr

atad

as (

MM

PC

D)

Año de operación

CAPACIDADES CONTRATADAS TOTALES - OSINERGMIN

4,48 TCF

Ducto lleno al año 2028

050

100150200250300350400450500550600650700750800850900

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Cap

acid

ades

Co

ntr

atad

as (

MM

PC

D)

Año de operación

CAPACIDADES CONTRATADAS TOTALES - KUNTUR

4,43 TCF

Ducto lleno al año 2032

A la fecha se está considerando una modificación considerando un proyectomás grande impulsado por Odebrech y Petrobras.

Caso Kuntur


CAPEX – Costos de Inversión Total

Capital de Inversión Inicial Contrucción de ductos 1.263,9 1.288,8Estaciones de compresión 81,3 78,0Costos Indirectos 65,9 211,4

Sub Total 1.411,0 1.578,2 12%Capital de Nuevas Inversiones Nuevas inversiones en compresión 156,3 150,0

Sub Total 156,3 150,0 -4%

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$) 1.567,3 1.728,2 10%

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)

Descripción OSINERGMIN KUNTUR %

Caso Kuntur


OPEX – Costos de Explotación - Resultados

CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Longitud del Gasoducto de TGP (KM) 730.0 730.0 730.0 730.0 730.0Longitud del Gasoducto de KUNTUR (KM) 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4Factor de Reajuste 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5Costos Total OyM Reajustado par KUNTUR 16.5 38.4 57.4 61.2 62.0 Servicios de operación y mantenimiento 5.1 32.7 46.3 51.4 55.1 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Promedio 2005 - 2008 54.7

• El OPEX se ha calculado en función del OPEX de TGP, ajustando los

servicios variables de Operación y Mantenimiento en función de los km de

longitud (Factor de Reajuste de 1,5 = 1076.4/730.0)

• El OPEX estimado por OSINERGMIN es de 3,88% de la Inversión.

• Kuntur propuso 4,1% de la inversión.

Caso Kuntur


Inversión y OyM

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

-5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Inversión y O&M (millón US$)

Inversión O&M

Caso Kuntur


Fijación de las Tarifas Básicas

• Tiempo de vida esperado del proyecto: 25 años

• Depreciación: En el periodo del proyecto

• Tasa de Impuesto a la Renta: 30%

• Costo de O&M fijo: 3.88% de la inversión

• Tasa de actualización: 12% desagregado en 19,2% de Equity y 10,2% de

deuda.

• Porcentaje de deuda 60% y Capital propio 40%

• Análisis de Rentabilidad = Flujo de Caja Libre (free cash flow)

Caso Kuntur


Resultados

TB = =

Concepto Millones

Inversión (*) 1.332

Impuesto a la Renta 484

O&M 371

Costo Total 2.187

Ingreso Total 2.187

Demanda Actualizada (8 años) = 873 572 Millón PC

2,50 US$ / Mil PC

Periodo de Regulación: 8 años

Nota: (*) Valor presente de las inversiones acumuladas de 1 567,3 Millones US$.

Caso Kuntur


esquemas tarifarios de transporte de gas natural, caso grp seminario ariae de regulación del sector...

Documents