Audiencia Pública

Fijación de las Tarifas de la Red PrincipalFijación de las Tarifas de la Red Principal de Transporte de gas natural de Camisea

Periodo Mayo 2012‐Abril 2014Periodo Mayo 2012‐Abril 2014

Oscar Echegaray PachecoDivisión de Gas Natural ‐ GART 

Ica, 02 marzo 2010

Objetivo

Presentar los criterios, metodología yresultados obtenidos en la fijación preliminarresultados obtenidos en la fijación preliminarde las tarifas de Red Principal de Transporte deCamisea.

¿Qué se está regulando?ProducciónProducción

Producto ‐ Gas Natural

Red Principal de TransporteRed Principal de TransporteServicio ‐ TGP

Red Principal de Distribución APServicio ‐ Cálidda

Distribución BPServicioServicio

Usuarios Finales* Iniciales * Regulados Iniciales  Regulados* Independientes * GG.EE

Red Principal de Transporte de Camisea147 Bar

40 Bar

TGP =730 km

Composición del Precio del Gas NaturalReguladoLibreRégimen

TUD

GAS + T  +PrecioFinal

=

TUD

D AP + D BP 

Red PrincipalProducción DistribuciónEtapa

• Ley 27133•Reglamento D.S. 040‐99‐EM•Contratos BOOT

•Reglamento ‐ D.S. 042‐99‐EM

•Contrato de LicenciaNormativa

Pluspetrol CáliddaTGPEmpresa

Periodo de Transición

Transporte

Pasado

Red Principal Transporte

Vigente

Red Principal

Distribución AP

TGP

Distribución AP

TGP

Distribución AP

CáliddaDistribución OR

Distribución AP

Cálidda

Distribución

CáliddaCálidda Distribución OR

Existían dos Tarifas para Cálidda: Tarifa por Red Principal

Existe una Tarifa para Cálidda: Tarifa Única de DistribuciónCálidda: Tarifa por Red Principal

y Tarifa por Otras RedesTarifa Única de Distribución

Marco LegalLey de Promoción

Nº 27133Contratos BOOT de 

Concesión

Reglamento Ley de Promoción

D.S. 040‐99‐EM

di i ál l d if d Ley de Transparencia de Procesos RegulatoriosLey Nº 27838

Norma de Procedimientos de Fijación de Precios Condiciones Generales para la Asignación d C id d d T t

Procedimiento: Cálculo de Tarifas Red Principal

Resolución Nº 078‐2004‐OS/CD

ReguladosResolución Nº 775‐2007‐OS/CD

de Capacidad de TransporteD.S. Nº ‐16‐2004‐EM

Normas del Servicio de Transporte por Ductos

D.S. Nº ‐18‐2004‐EM

Evolución Histórica de la Demanda 

600

MMPCDConsumo de Gas Natural de Camisea

(Mercado Interno)

400

500

600

100

200

300

0

ago‐04

nov‐04

feb‐05

may‐05

ago‐05

nov‐05

feb‐06

may‐06

ago‐06

nov‐06

feb‐07

may‐07

ago‐07

nov‐07

feb‐08

may‐08

ago‐08

nov‐08

feb‐09

may‐09

ago‐09

nov‐09

feb‐10

may‐10

ago‐10

nov‐10

feb‐11

may‐11

ago‐11

GGEE REGULADOS INDEPENDIENTES

Evolución Histórica de la Demanda

1200

MMPCDConsumo de Gas Natural de Camisea

Mercado Interno y Perú LNG

600

800

1000

200

400

600

0

ago‐04

nov‐04

feb‐05

may‐05

ago‐05

nov‐05

feb‐06

may‐06

ago‐06

nov‐06

feb‐07

may‐07

ago‐07

nov‐07

feb‐08

may‐08

ago‐08

nov‐08

feb‐09

may‐09

ago‐09

nov‐09

feb‐10

may‐10

ago‐10

nov‐10

feb‐11

may‐11

ago‐11

TOT. Mercado Interno PERU LNG

Evolución Histórica de la Demanda1 200

800

1,000

1,200

200

400

600

02004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

GGEE REGULADOS INDEPENDIENTES PERU LNG

FECHA GGEE REGULADOS INDEPENDIENTES TOTAL M INTERNO PERU LNG TOTAL CAMISEAFECHA GGEE REGULADOS INDEPENDIENTES TOTAL M. INTERNO PERU LNG TOTAL CAMISEA2004 36 0 15 52 0 522005 61 5 16 81 0 812006 65 18 23 106 0 1062007 126 33 34 192 0 1922008 168 48 44 259 0 2592009 178 62 40 280 0 2802009 178 62 40 280 0 2802010 242 83 44 369 468 8372011 283 103 49 435 564 999

Estructura de la Demanda Acumulada

Consumo Acumulado de Gas Natural 2004‐2011

45.9%29.5%

2004 2011

14.0%

10%

GGEE REGULADOS INDEPENDIENTES PERU LNG

Estructura de la Demanda

Consumo Promedio de Gas Natural 2011

28.4%

10.3%

56.4%

4.9%

GGEE REGULADOS INDEPENDIENTES PERU LNG

Estructura de la Demanda

Consumo Promedio de Gas Natural 2011 ‐MercadoNacional

4.9%

2011  Mercado Nacional

65.1%

23.6%

GGEE REGULADOS INDEPENDIENTESGGEE REGULADOS INDEPENDIENTES

Antecedentes Fijación Tarifas 2012‐2014

• 06/12/2011 ‐ Presentación de Propuesta Tarifaria de TGP.

• 20/12/2011 Notificación de admisibilidad de propuesta tarifaria de TGP• 20/12/2011 – Notificación de admisibilidad de propuesta tarifaria de TGP.

• 03/01/2012 – Audiencia Pública de sustento de Propuesta Tarifaria de TGP.

• 12/01/2012 – Osinergmin presentó oficio de revisión de observaciones a TGP

• 27/02/2012 – Publicación del proyecto de Resolución y convocatoria aAudiencia Pública (Resolución OSINERGMIN N° 027‐2010‐OS/CD).

• 02/03/2012 – Audiencia Pública en la ciudad de Ica• 02/03/2012 Audiencia Pública en la ciudad de Ica.

Definiciones• Costo del Servicio: Monto ofertado en la respectiva licitación

para la adjudicación de cada concesión.

• Capacidad Garantizada: Capacidad establecida en el Contrato BOOTpara determinar la Tarifa Base.

• Capacidad Contratada Capacidad contratada por los usuarios o la• Capacidad Contratada: Capacidad contratada por los usuarios o lademanda proyectada del ducto.

• Periodo de Recuperación:Periodo en que el concesionario recupera elPeriodo de Recuperación:Periodo en que el concesionario recupera elCosto del Servicio ofertado.

• Tasa de actualización: Tasa con que se determinan a valor presente lasvariables del cálculo.

Fijación de la Tarifa Costo Mediode Largo Plazo

DemandaCosto

T   =      Costo

C id d

Demanda

Tarifa Base(Tarifa de ducto lleno)Generador EléctricoCosto del

Capacidad Garantizada 

Total (Contrato)Costo del 

ServicioTarifa Regulada

Otros Consumidores

( )

Capacidad Contratada(Demanda Otros ConsumidoresProyectada)

MetodologíaDefinición de la Tarifa:

Tarifa = Costo del Servicio

VP (Demanda)

Tarifa Base =Costo del Servicio

VP (Capacidad Garantizada Total)

VP (Demanda)

Generadores Eléctricos( p )

Tarifa Regulada =VP (Ingreso Garantizado)

VP (Capacidad Contratada)Otros Usuarios

VP (Capacidad Contratada)

Costo de ServicioCapacidad Garantizada Contratos BOOT

Capacidad Contratada Total Proyecciones de Demanda

Valores del cálculo•Costo del Servicio

TGP : US$ 956 340 000

•Periodo de Recuperación

TGP : 354 meses

•Capacidad Garantizada (Nominales)

Año de Operación MMPCD MMm3/díaDel 1 al 7 380 10.76

•Periodo Tarifario (Periodo de vigencia de las tarifas): 2 hasta 4 años.

Del 1 al 7 380 10.768 al Final 450 12.74

•Tasa de Descuento Anual: 12 %

Tarifa Base (Tarifa Regulada GG.EE)Capacidad Garantizada Total

( )∑=

+ ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

+=

PR

ini

CGMiCGT1 1 α

TGP : 30 419 Millones m3

n = 17 : Addenda Contratos PR :     Periodo de Recuperación

CGM : Capacidad Garantizada Mensual α : Tasa de actualización mensualizada

i : Número de mes

$TGP Tarifa Base  = 956,  34 Millones US$30 419 Millones m3

= 31,4384 US$ / Mil m3

Tarifa Regulada Otros ConsumidoresTarifa Regulada =

VP (Ingreso Garantizado)

VP (Capacidad Contratada)

Ingreso Garantizado =  TB x CGT * Capacidad Contratada

n = Número del mes de operación correspondiente al inicio del período tarifarioi  = Número del mes de proyección

Tarifa Regulada =CGT (*)

CCTTB  x 

(*) Capacidad Garantizada correspondiente al inicio del periodo tarifario

Estimación de capacidades contratadas

• Generadores Eléctricos

• Clientes Independientes e InicialesClientes Independientes e Iniciales

• Concesión de Ica (Demandas en ruta)

• Cogeneradores Eléctricos

• Clientes Regulados: A ‐ Residenciales

B ‐ Comerciales y Pequeña Industria

C D I d t i lC y D – Industriales

GNV

Demanda de Gas Natural de Clientes Eléctricos ‐ TGPEléctricos  TGP

Año EDEGEL EGASA EGESUR Duke Energy ENERSUR FENIX KALLPA SDF Energía Termochilca TOTAL

2012 113 20 3 7 103 111 9 367

2013 113 20 3 7 105 18 115 9 8 400

2014 113 20 3 7 114 62 126 9 32 486

2015 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2016 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2017 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2018 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2019 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2020 113 20 3 7 118 84 131 9 45 5322020 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2021 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2022 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2023 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2024 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2025 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2026 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2027 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2028 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2029 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2030 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532113 20 3 7 118 84 131 9 45 5322031 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2032 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

2033 113 20 3 7 118 84 131 9 45 532

Demanda de Gas Natural de otros Clientes  no Eléctricos TGPno Eléctricos TGP

Año Alicorp Cementos Lima Cerámica Lima Cerámica San

LorenzoCorporación

CerámicaOwens-Illinois

Refinería La Pampilla

Sudamericana de Fibras Congas Aceros

Arequipa Minsur Pluspetrol Cálidda Perú LNG TOTAL

2012 1,4 17,4 3,7 2,1 0,8 1,9 0,0 0,0 44,8 2,5 1,9 13,5 107,8 620,0 817,82013 1,4 17,5 3,9 2,1 0,9 1,6 0,0 0,0 44,8 2,5 1,9 14,3 141,6 620,0 852,5, ,5 3,9 , 0,9 ,6 0,0 0,0 ,8 ,5 ,9 ,3 ,6 6 0,0 85 ,52014 1,4 19,8 6,1 2,1 1,0 2,0 2,4 0,0 44,8 2,5 2,2 15,0 172,9 620,0 892,32015 1,4 22,3 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 44,8 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 904,02016 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,0 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 904,92017 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12018 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12019 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12020 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12021 1 4 22 0 7 6 2 1 1 0 2 2 4 1 0 0 46 2 2 5 2 4 15 5 178 0 620 0 905 12021 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12022 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12023 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12024 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12025 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12026 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12027 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12028 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12028 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12029 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12030 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12031 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12032 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,12033 1,4 22,0 7,6 2,1 1,0 2,2 4,1 0,0 46,2 2,5 2,4 15,5 178,0 620,0 905,1

Proyección de la Demanda de Gas Natural del Sistema de Transporte de TGPdel Sistema de Transporte de TGP

Año GGEE No GGEE Exportación Total

2012 367 198 620 1 1852013 400 233 620 1 2522014 486 272 620 1 3792015 532 284 620 1 4362016 532 285 620 1 4372017 532 285 620 1 4372018 532 285 620 1 4372019 532 285 620 1 4372020 532 285 620 1 4372021 532 285 620 1 4372022 532 285 620 1 4372023 532 285 620 1 4372024 532 285 620 1 4372025 532 285 620 1 4372025 532 285 620 1 4372026 532 285 620 1 4372027 532 285 620 1 4372028 532 285 620 1 4372029 532 285 620 1 4372030 532 285 620 1 4372031 532 285 620 1 4372031 532 285 620 1 4372032 532 285 620 1 4372033 532 285 620 1 437

Determinación de Tarifas FirmeRED DE TRANSPORTE

Unidades OSINERGMINCAPACIDAD GARANTIZADA Mm3 37,735,663CAPACIDAD CONTRATADA Mm3 37 735 663CAPACIDAD CONTRATADA Mm 37,735,663TARIFA BASE US$/Mm3 31.4384TARIFA REGULADA US$/Mm3 31.4384

Determinación de Tarifas InterrumpiblesGeneradores Eléctricos Clientes No Eléctricos Factor de UsoPromedio Máximo Promedio Máximo GGEE No GGEE

m3/d m3/d m3/d m3/d % %ene-10 5,169,222 6,277,692 3,159,067 3,599,806 82% 88%feb-10 5,616,672 6,531,676 3,332,395 3,650,182 86% 91%mar-10 5,459,764 6,772,826 3,410,563 3,711,564 81% 92%abr-10 5,049,651 6,327,405 3,591,199 4,325,916 80% 83%

Mes

Factor de Usomay-10 6,317,911 7,690,163 3,682,417 4,355,263 82% 85%jun-10 7,626,241 8,802,553 3,730,138 4,227,784 87% 88%jul-10 7,755,298 8,569,712 3,381,576 3,738,760 90% 90%

ago-10 7,953,165 9,076,178 3,686,324 4,052,299 88% 91%sep-10 8,425,996 9,195,021 3,723,527 4,190,522 92% 89%oct-10 8,040,875 9,181,432 3,874,777 4,278,016 88% 91%

Factor de Uso del Sistema de Transporte nov-10 8,239,120 9,281,701 3,938,699 4,331,177 89% 91%

dic-10 6,404,011 8,374,490 3,868,716 4,332,861 76% 89%ene-11 6,271,331 8,034,554 3,820,773 4,576,898 78% 83%feb-11 7,452,460 9,120,857 4,060,778 5,018,799 82% 81%mar-11 9,202,434 10,260,810 4,376,403 5,285,028 90% 83%abr-11 6,715,664 8,171,664 4,319,515 4,796,379 82% 90%

Transporte

FU 90% may-11 7,413,018 9,284,446 4,332,032 4,710,192 80% 92%jun-11 8,944,137 9,562,247 4,256,411 4,968,272 94% 86%jul-11 9,202,434 10,260,810 4,376,403 5,285,028 90% 83%

ago-11 9,823,254 10,916,296 4,646,127 5,706,314 90% 81%sep-11 9,687,813 10,571,176 4,760,673 5,920,869 92% 80%oct-11 9,584,393 10,415,457 4,627,491 5,618,654 92% 82%

FU = 90%

nov-11 9,155,016 9,942,680 5,024,202 5,808,386 92% 86%dic-11 8,303,947 9,740,168 4,789,909 5,976,801 85% 80%

Promedio 7,664,627 10,916,296 4,033,356 5,976,801 86% 87%

Tarifa de Red Principal Aplicable

TA_MN =TRP x FD1 x FA1 x FA2

p p

TA_ME =TRP x FD1 x FA1

Donde:

if á i l d i i lTRP = Tarifa Máxima por la Red Principal.

TA_ME = Tarifa Aplicable en Moneda Extranjera.

TA_MN = Tarifa Aplicable en Moneda Nacional.

FD1 = Factor de Descuento.

FA1 = Factor de Reajuste del Costo del Servicio.

FA2 = Factor de Reajuste del Tipo de Cambio

FacturaciónC R d C id dCargo por Reserva de Capacidad

CRC = CRD x TRP x (365 / 12) x (NDCR / NDM)

Donde:

CRD : Capacidad Reservada Diaria se expresa en metros cúbicos por día

( ) ( )

CRD : Capacidad Reservada Diaria, se expresa en metros cúbicos por día.

TRP : Tarifa de la Red Principal definida por el Concesionario. Dicha tarifa noserá mayor al valor definido como TA_MN .

NDCR : Número de Días en las que estuvo vigente la Capacidad Reservada para el mesen evaluación.

NDM : Número de Días del mes en evaluaciónNDM : Número de Días del mes en evaluación.

FacturaciónC U M lCargo por Uso Mensual

CUM = Σ CUD del mesCUD VID x TRP / FU

Donde:

CUD = VID x TRP / FUVID = VTD – CRD

CUD : Cargo por Uso Diario.

TRP : Tarifa de la Red Principal definida por el Concesionario. Dicha tarifa no será mayor al valor definido como TRPmayor al valor definido como TRP.

VID : Volumen Interrumpible Diario, se expresa en metros cúbicos.

VTD : Volumen Transportado por Día, se expresa en metros cúbicos.

FU : Factor de Uso de la capacidad de transporte. Fijado en 90%.

Factor de Descuento por el Pago Adelantado de la GRPPago Adelantado de la GRP

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Factor de Descuento

Factor de Descuento• Norma de “Factor de Descuento Aplicable (FDA) a lasTarifas de la Red Principal cuando el Ingreso por elServicio supera el Ingreso Garantizado” Resolución N°Servicio supera el Ingreso Garantizado”. Resolución N082‐2010‐OS/CD

• Modificación del “Procedimiento de Cálculo de lasModificación del Procedimiento de Cálculo de lasTarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural porDuctos para el Caso de la Red Principal de Camisea”,Resolución OSINERG N° 078‐2004‐OS/CD./

• Resolución OSINERGMIN N° 075‐2010‐OS/CD; FDA parael periodo mayo 2011 – abril 2012.

Etapas del Proceso

Acceso a la informaciónwww osinerg gob pewww.osinerg.gob.pe

Acceso a la información

Presentación de comentariosGART – OSINERGMIN

Dirección: Av. Canadá 1460 – San Borja, Lima

Fax: Número de Lima 224-0491

Correo electrónico: normasgartdgn@osinerg gob peCorreo electrónico: normasgartdgn@osinerg.gob.pe

Asunto: Red Principal 2012

L 12 dLunes 12 de marzo06:00 PM06:00 PM

Muchas GraciasMuchas Gracias