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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+ +=
3Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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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.
5Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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.
Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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%
Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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)
Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
10
Tarifa Base de Transportadora de Gas del Perú TGP
Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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 ¿?
11Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
Sistema de Transporte de Gas Natural
Costo del servicio 956,3 Millones US$
12Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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
13Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso 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)
14Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
¿Como funciona la GRP?
15Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso 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
16Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
Capacidad Garantizada de Camisea
7 30
Años
225
255380
450
MillónPC / Día
8
TGP
Cálidda
0
17Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
Recaudación de la GRP
18Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso 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
19Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
Resumen Montos Recaudados por GRP para Transportadora de Gas del Perú (TGP)
20Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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
5to Año Cálculo Mar 2008 - Feb 2009 57 20
6to Año Cálculo Mar 2009 - Feb 2010 8 3
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)
21Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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
22Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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
23Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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
24Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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$)
Descripción OSINERGMIN KUNTUR %
Caso Kuntur
25Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
OPEX – Costos de Explotación - Resultados
CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Longitud del Gasoducto de TGP (KM) 730.0 730.0 730.0 730.0 730.0Longitud del Gasoducto de KUNTUR (KM) 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4Factor de Reajuste 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5Costos Total OyM Reajustado par KUNTUR 16.5 38.4 57.4 61.2 62.0 Servicios de operación y mantenimiento 5.1 32.7 46.3 51.4 55.1 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Promedio 2005 - 2008 54.7
• El OPEX se ha calculado en función del OPEX de TGP, ajustando los
servicios variables de Operación y Mantenimiento en función de los km de
longitud (Factor de Reajuste de 1,5 = 1076.4/730.0)
• El OPEX estimado por OSINERGMIN es de 3,88% de la Inversión.
• Kuntur propuso 4,1% de la inversión.
Caso Kuntur
26Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
Inversión y OyM
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
-5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Inversión y O&M (millón US$)
Inversión O&M
Caso Kuntur
27Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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
28Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.
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
29Octubre 2011 Esquemas Tarifarios del Transporte de Gas Natural, Caso GRP.