PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA TARIFARIA …€¦ · PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA TARIFARIA ... 414,020,526 MPC Resultado del Cálculo ... (86 MW) en el año 2013-Incorporación de

PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA TARIFARIA PARA LA FIJACIÓN DE LA TARIFA DE

DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL VIA LA RED PRINCIPAL DE DISTRIBUCIÓN

PERIODO 2006 – 2008 13 de Diciembre de 2005

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1. Esquema de Tarifas

Gas en Boca de Pozo

TransporteRed Principal Transporte

Distribución Red

Principal Distribución

Otras RedesTarifa Gas ConsumidorFinal

= + + +

Tarifa Red Principal de Distribución

Regulada Para Generadores

Regulada Para Otros Consumidores

Tarifa Base=

Tarifa Regulada

=

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2. Marco Legal y Antecedentes

• El presente proceso de fijación de tarifas se desarrolla de acuerdo a los plazos y procedimientos contenidos en la Resolución OSINERG N° 185-2005-OS/CD, que incorpora el procedimiento para la Fijación de las Tarifas por Red Principal, en el Procedimiento general para Fijación de Precios Regulados, aprobado mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD.

• El 30 de noviembre de 2005, Cálidda presentó la Propuesta Tarifaria para la fijación de la Tarifa de la Red Principal de Distribución para el periodo mayo 2006 – Abril 2008 y el Estudio de Capacidades Contratadas anual para el Tercer Año de Cálculo.

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• La propuesta tarifaria ha sido elaborada de acuerdo a los conceptos, fórmulas y parámetros definidos en:

•El Contrato BOOT de Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.

•La Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, Ley N° 27133, y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 040-99-EM.

•El “Procedimiento de cálculo de las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos para el caso de la Red Principal de Camisea”, aprobado mediante Resolución OSINERG N° 078-2004-OS/CD.

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• La Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD que aprobó el Factor de Descuento definitivo y el reajuste de la Tarifa Base y Regulada de la Red Principal de Camisea, fijó la Tarifa Base de la Red Principal de Distribución considerando una fecha distinta del término del Periodo de Recuperación que se establece en el Contrato BOOT.

• Este hecho determinó que el valor de la Tarifa Base calculada por el OSINERG de acuerdo a la Resolución N° 006-2005-OS/CD sea inferior al valor de la Tarifa Base calculada teniendo en consideración la fecha del término del Periodo de Recuperación considerado en el BOOT.

• Por lo anterior, Cálidda considera pertinente que en este proceso de fijación tarifaria, el OSINERG recalcule la Tarifa Base fijada en la Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD, considerando como fecha de término del Periodo de Recuperación el día 8 de diciembre del año 2033.

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3. Definiciones

• Red Principal: Es la red de ductos destinada al Transporte de Gas y a la Distribución en Alta Presión, incluida las Conexiones. Está constituida por la Red de Transporte y la Red de Distribución.

• Periodo de Recuperación: La cláusula 4 del Anexo 13 del Contrato BOOT define al Período de Recuperación como el número de meses determinado como la diferencia entre la fecha de término del Plazo del Contrato BOOT (08 de diciembre de 2033) y la fecha de Puesta en Operación Comercial (20 de agosto de 2004) lo que resulta igual a 353 meses.

• Fecha de Puesta en Operación Comercial: 20 de agosto de 2004

• Costo del Servicio: Monto ofertado por el Inversionista. Incluye la inversión y los costos de operación y mantenimiento de la Red Principal durante todo el periodo de la Concesión.

• Capacidad Garantizada: Es la Capacidad de transporte por la Red Principal que el Concesionario tiene que ofrecer a los clientes de conformidad con el Contrato BOOT.

• Periodo Tarifario: Lapso durante el cual rigen las Tarifas Reguladas por el uso de la Red Principal, que se inicia el 1° de mayo del año que corresponda y se extiende por dos años.

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4.Conceptos Básicos

• Tarifa Base:

- La Tarifa Base es la tarifa aplicable para los generadores eléctricos.

- Se define como el cociente entre el Costo del Servicio y la Capacidad Garantizada Total.

• Tarifa Regulada:

- La Tarifa Regulada es aplicable a todos los Consumidores que no son generadores eléctricos .

- Está definida por el OSINERG para cada Periodo Tarifario en función de las Capacidades Garantizadas y la proyección de la demanda.

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5. Tarifa Base

Premisas :

Costo de Servicio: US$ 91,287,000 (Valor actualizado al 01-03-2003)

Capacidad Garantizada (CG): Contrato BOOT

CGDi

Inicio Fin MMPCD

20 agosto 2004 19 agosto 2011 225

20 agosto 2011 8 diciembre 2033 255

Periodo

• Periodo de Recuperación (PR): 353 meses

•Tasa de Descuento Anual β = 12%

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5. Tarifa Base

)(CGTPRelduranteCGlasdeaactualizad

ServiciodeCostoT oB

∑=

Donde:

CGT: Suma actualizada de las Capacidades mensuales, en millones de pies cúbicos, al 1° de marzo del año 2003.

PR: Periodo de Recuperación.

MPCUS

MPCus $1466.0

092,886,226$000,287,91

=⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛=

Resultado: 5.1771 US$/ millar m3 (A valores del 01-03-2003)

Cálculo:

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6. Tarifa Regulada

Fórmula:

La Tarifa Regulada es igual a la Tarifa Base multiplicada por el cociente entre el valor presente de las Capacidades Garantizadas anuales (VCGT) y valor presente de las proyecciones de las Capacidades Contratadas anuales, durante el Periodo de Recuperación.

VCCTVCGTxT

T o

o

BR =

Donde:

VCGT: Valor presente de las proyecciones de las Capacidades Garantizadas anuales, durante el Periodo de Recuperación.

VCCT: Valor presente de las proyecciones de las Capacidades Contratadas anuales, durante el Periodo de Recuperación.

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6. Tarifa Regulada

Donde:

CGMi : Capacidad Garantizada Mensual del mes i, en millones de pies cúbicos por mes.

CGDi : Capacidad Garantizada Diaria del mes i, en millones de pies cúbicos por día.

Di : Número de días calendario del mes i.

h: Número del mes de operación correspondiente al inicio del Periodo Tarifario. Para la presente propuesta el Periodo Tarifario se inicia el 1 de mayo de 2006 (h=22).

i: Número del mes de proyección.Resultado:

( ),

1∑=

− ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

+=

PR

hihi

iCGMVCGTα

CGMi = CGDi x Di

ConceptoVCGT (1 mayo de 2006) 745,917,901 MPC

Resultado del Cálculo

Cálculo de la proyección de las Capacidades Garantizadas (VCGT):

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6. Tarifa Regulada

( ),

1∑=

− ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

+=

PR

hihi

iCCMVCCTα

CCMi = (CCAi) / NDAi x Di

Donde:

CCMi : Proyección de la Capacidad Contratada Mensual del mes i, expresada en millones de pies cúbicos.

CCAi : Proyección de la Capacidad Contratada Anual, que corresponde con el Estudio de Capacidades Contratadas anuales, referido en el Artículo 11.2 del Reglamento de la Ley de Promoción del Gas Natural y en la cláusula 14.6.3 del Contrato BOOT.

NDAi: Número de días calendario del año correspondiente al mes i

Resultado: Concepto

VCCT (1 mayo de 2006) 414,020,526 MPC

Resultado del Cálculo

Cálculo de las proyección de las Capacidades Contratadas Anuales (VCCT):

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6. Tarifa Regulada

MPCUS

MPCMPCx

MPCUS

VCCTVCGTxTBTR O

$2640.0.526,020,414.901,917,745$1466.00 =⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=

Cálculo de la Tarifa Regulada Propuesta:

TRo : Tarifa Regulada, expresada en dólares por mil pies cúbicos, referida a valores del 1°de marzo del 2003

Resultado: 9.3231 US$/ millar m3 (A valores del 01-03-2003)

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Demanda de Consumidores Iniciales e Independientes – No generadores eléctricos

• Supuestos y Consideraciones:

- La estimación del consumo de los Consumidores Iniciales para el año 2006, se calculóconsiderando el consumo promedio registrado durante el periodo enero – setiembre 2005.

- A partir del año 2007, se asumió que la demanda de consumo de los Consumidores Iniciales crecería a una tasa de 2% anual.

-En el caso de uno de los Consumidores Iniciales, se está considerando un proyecto de cogeneración de electricidad que se encuentra en evaluación. El ingreso de este proyecto se estimó para el año 2009, con un consumo promedio de 120,000 m3/día.

-Finalmente, también se consideró la demanda de un Consumidor Independiente que dentro de unos meses iniciará su consumo de gas natural y que a la fecha ya tiene contrato firmado:

2006 – 2007: 345,000 m3/día2008: Tasa de crecimiento del 2% anual2009: 250,000 m3/día adicionales (Proyecto de generación eléctrica).

7. Estudio de Capacidades Contratadas Anuales 2006 – 2033

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7. Estudio de Capacidades Contratadas Anuales 2006 – 2033

Demanda de Consumidores Iniciales e Independientes – No generadores eléctricos

• Resultados:

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

MM

PCD Clientes Iniciales

Cliente Independiente

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7. Estudio de Capacidades Contratadas Anuales 2006 - 2033

Demanda Generadores Eléctricos

• Supuestos y consideraciones – Demanda

- Se utilizó el modelo Perseo del OSINERG para la proyección del consumo del gas natural de los generadores eléctricos.

-La tasa de crecimiento de la demanda de energía (Gwh) del SEIN, para el periodo 2006 -2007, fue la considerada en la última fijación de las Tarifas en Barra (periodo Mayo 2005 – Abril 2006). Para el periodo 2008 – 2033 se asume una tasa de crecimiento de largo plazo de 4.1% anual.

-Dentro de la demanda, se está considerando el Proyecto de Interconexión Eléctrica con Ecuador.

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• Supuestos y consideraciones – Demanda

Evolución de la Tasa de Crecimiento de la Demanda de Energía (Gwh)

2.37%

3.90%3.50%

2.51%

4.58% 4.33%

5.55%

4.49%

5.86%

0.00%

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Promedio4.12%

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• Supuestos y consideraciones – Oferta

-Se asumieron las mismas condiciones de hidrología, oferta existente, costos operativos y programas de mantenimiento asumidos por el OSINERG en la última fijación de Tarifas en Barra (periodo Mayo 2005 – Abril 2006).

-Para la determinación del precio de los combustibles consideramos los siguientes escenarios:

Combustible* Unidad Precio Diesel USD/Barril 77.04Residual 6 USD/Barril 46.79Carbón USD/Ton 77.76Gas Camisea (Etevensa y Edegel)** USD/MMBTU 2.05Gas Camisea (Otros Generadores)*** USD/MMBTU 2.03Gas EEPSA* USD/MMBTU 1.56Gas Termoselva* USD/MMBTU 1.09(*) Según precios declarados por las empresas generadoras al COES(**) Incluye precio del gas, transporte y distribución. (***) Incluye precio del gas y transporte

Precio de Corto plazo (2006 - 2007)

Combustible Unidad Precio Diesel 2* USD/Barril 52Residual 6* USD/Barril 37Carbón* USD/Ton 60Gas de Camisea USD/MMBTU 2.1Gas EEPSA USD/MMBTU 1.6Gas Termoselva USD/MMBTU 1.4(*)Pomedio para el periodo 2010-2032. Fuente EIA

Precio de Largo plazo (2008 - 2033)

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• Supuestos y consideraciones – Oferta

- La expansión de generación eléctrica del SEIN se sustenta en un crecimiento del parque generador conformado por centrales térmicas e hidráulicas:

Expansión Centrales Térmicas: - Se asume reconversión de Central TG3 y TG4 de Etevensa para junio y setiembre 2006 (450 MW). -Ingreso de Central Ciclo Simple de Enersur (180 MW) para diciembre 2006. (No utilizarán la Red Principal de Distribución).-Ingreso de Centrales Térmicas de Ciclo Abierto (214 MW) y Ciclo Combinado (335 MW) según criterio económico. (No utilizarán la Red Principal de Distribución).

- Expansión de Centrales Hidráulicas: -Incorporación de la Central de Huanza (86 MW) en el año 2013-Incorporación de la Central de Quitarcsa (112 MW) en el año 2016.

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• Supuestos y consideraciones - Oferta

- Existen limitaciones técnicas (espacio geográfico, capacidad de la red de transmisión eléctrica, costos involucrados, etc) que harían poco probable la ubicación de nuevas centrales térmicas a gas natural en el ámbito de influencia de la Red Principal de Distribución (RPD). Adicionalmente, existen incentivos económicos –no pago de la tarifa de la Red Principal de Distribución- para no suponer que las nuevas centrales térmicas se ubicarán en el ámbito de influencia de la RPD.

- Por lo anterior, nuestro estudio consideró que las únicas centrales térmicas que se ubicarán en el ámbito de influencia de la RPD y que consumirán gas natural, pagando la Tarifa de la Red Principal de Distribución durante todo el periodo de la concesión, serán las centrales térmicas de Etevensa y Edegel (570 MW).

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Demanda Consumidores Regulados (Industriales, residenciales, comerciales y GNV)

• Supuestos y consideraciones

-La estimación de la demanda de gas natural de los Consumidores Regulados tomó como base la demanda presentada por Cálidda en el “Estudio de Capacidades correspondiente al 2do Año de Cálculo”, la misma que tomó como referencia la demanda presentada para la distribución por “Otras Redes” que Cálidda presento como parte de la Propuesta Tarifaria para la Distribución de “Otras Redes”.

- Los valores han sido ajustados y actualizados, específicamente para los años 2006 y 2007, tomando en consideración la información alcanzada al OSINERG de acuerdo a nuestra “Propuesta de Cálculo del Peaje de la Garantía por Red Principal para el 2do Año de Cálculo”.

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Demanda Clientes Regulados (Industriales, residenciales, comerciales y GNV)

• Consumidores Industriales ( C y D) -El consumo promedio actual de los Consumidores industriales, alcanza los 250,000 m3/día (51 clientes). -Se proyectó un crecimiento del consumo promedio de los Consumidores Industriales para el año 2010 a 571, 000 m3/día y para el año 2033 de 924,000 m3/día. -El volumen total de consumo de Consumidores Industriales proyectado asciende a 208 MMm3 (130 clientes) en el año 2010 y a 337 MMm3 para el año 2033 (212 clientes).

• Consumidores residenciales, comerciales e industriales pequeños ( A y B)-El consumo promedio actual conjunto de los Consumidores Residenciales y Comerciales alcanza los 1,400 m3/día (1423 clientes).-Se proyectó un crecimiento del consumo promedio de los Consumidores Residenciales y Comerciales para el año 2010 a 54,000 m3/día y para el 2033 de 165,000 m3/día. -El volumen de gas natural proyectado para los Consumidores A y B para el año 2010 asciende a 20 MMm3(71,200 clientes) y a 60 MMm3 para el año 2033 (258,000 clientes).

• Consumidores D-GNV- El consumo promedio actual de los Consumidores GNV alcanza los 110 m3/día (3 clientes).- Se proyectó para el año 2010 un consumo promedio de gas natural de 225,000 m3/día y para el año 2033 de 769,000 m3/día. -El volumen proyectado de consumo para el año 2010 asciende a 82 MMm3 (19 EESS-GNV) y para el año 2033 será de 280 MMm3 (51 EESS-GNV).

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Demanda Clientes Regulados (Industriales, residenciales, comerciales y GNV)

• Resultados:

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

MM

PCD

D-GNVDCBA

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Estudio de Capacidades Anuales (2006 – 2033)

0.00

20.0040.00

60.0080.00

100.00120.00

140.00160.00

180.00

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

MM

PCD

Clientes Regulados Clientes IndependientesClientes Iniciales Generadores Eléctricos

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8. Comparación de Resultados

Tarifa Base y Regulada Tarifa Actual Propuesta Tarifaria Cálidda

Tarifa Base (USD/Mm3) 5.1736 5.1771Tarifa Regulada (US/ Mm3) 6.9311 9.3231

Tarifas Aplicables *Tarifa Actual Propuesta Tarifaria Cálidda

Tarifa Base (USD/Mm3) 4.9040 4.9075Tarifa Regulada (US/ Mm3) 6.5699 8.8375(*) Considera Actualización por PPI y Factor de Descuento

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Precio del GN a Usuario Final – 1° Mayo de 2006

* Tarifas propuestas por las Concesionarias TGP y Cálidda, respectivamente.

Cliente Residencial Industrial MedianoUSD / MMBTU 2005 2006 Var% USD / MMBTU 2005 2006 Var%

P. Gas Boca Pozo (estim.) 1.80 2.54 41.1% P. Gas Boca Pozo (estim.) 1.80 2.54 41.1%Red Principal Transporte * 1.61 1.47 -8.8% Red Principal Transporte * 1.61 1.47 -8.8%Red Principal Distribución * 0.25 0.33 34.5% Red Principal Distribución * 0.25 0.33 34.5%Otras Redes (CVD + CFD) 4.31 4.31 0.0% Otras Redes (CVD + CFD) 0.63 0.63 0.0%

Precio Final 7.97 8.65 8.6% Precio Final 4.29 4.97 16.0%

Cliente ComercialUSD / MMBTU 2005 2006 Var%

P. Gas Boca Pozo (estim.) 1.80 2.54 41.1%Red Principal Transporte * 1.61 1.47 -8.8%Red Principal Distribución * 0.25 0.33 34.5% Industrial GrandeOtras Redes (CVD + CFD) 2.29 2.29 0.0% USD / MMBTU 2005 2006 Var%

P. Gas Boca Pozo (estim.) 1.80 2.54 41.1%Precio Final 5.95 6.63 11.5% Red Principal Transporte * 1.61 1.47 -8.8%

Red Principal Distribución * 0.18 0.18 1.5%Otras Redes (CVD + CFD) 0.38 0.38 0.0%

Precio Final 3.97 4.57 15.2%Cliente GNV

USD / MMBTU 2005 2006 Var%P. Gas Boca Pozo (estim.) 1.80 2.54 41.1%Red Principal Transporte * 1.61 1.47 -8.8%Red Principal Distribución * 0.25 0.33 34.5%Otras Redes (CVD + CFD) 0.38 0.38 0.0%Costo de compresión 6.28 5.60 -10.8%Precio Final 10.32 10.32 0.0%

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Antecedentes

• La Resolución 097-2004-OS/CD fijó el Factor de Actualización “F2” para la actualización de las Tarifas de Distribución “Otras Redes”.

• De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 8° de la Resolución No. 097-2004-OS/CD, el Factor de Actualización F2 se define como el cociente entre la Demanda Actualizada a agosto del año 2004 (Dao) y el resultado de la revisión de dicha Demanda Actualizada a agosto del año 2004 (DAi), realizada en el mismo tiempo que la revisión de la demanda para las Resoluciones No. 082-2003-OS/CD y OSINERG No. 084-2003-OS/CD.

• El 30 de noviembre de 2005, Cálidda presentó al Osinerg su propuesta del Factor de Actualización F2, coincidentemente con la revisión de la demanda para la Fijación de la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Alta Presión.

9. Propuesta para la fijación del Factor F2 de la Resolución 097-2004-OS/CD

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• Consideraciones

- El cálculo del Factor de Actualización F2 se debe determinar en función de la revisión y ajuste de la demanda de “Otras Redes” considerada por el OSINERG en el Informe OSINERG-GART/DGN No. 015-2004 que sustentó la Resolución OSINERG No. 097-2004-OS/CD.

- Las tarifas de “Otras Redes” fijadas en la Resolución No. 097-2004-OS/CD fueron estimadas a partir de la demanda de gas natural que consideró el OSINERG de acuerdo al plan de expansión de redes establecido en el Informe OSINERG-GART/DGN No.015-2004, y a los costos de inversión de redes, operación y mantenimiento asociados a dicho plan de expansión y demanda.

- La demanda considerada por el OSINERG en la Resolución No. 097-2004-OS/CD no es comparable a la toda la demanda presentada por Cálidda en el Estudio de Capacidades Contratadas puesto que esta última incluye zonas de expansión de la red de distribución que no fueron tomadas en cuenta en la proyección de inversiones y demanda del Informe OSINERG-GART/DGN No. 015-2004.

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Propuesta de Cálidda para el Cálculo de la Demanda Actualizada de las “Otras Redes”- Se ha utilizado el mismo número Consumidores conectables de cada categoría tarifaria que consideró el OSINERG para todo el periodo de análisis (2004 al 2024) en el Informe OSINERG-GART/DGN No. 015-2004. -Se ha procedido a actualizar el consumo promedio mensual por categoría tarifariaconsiderado en el Informe OSINERG-GART/DGN No. 015-2004, tomando como dato el consumo promedio real para las categorías de clientes A, C y D. En el caso de las categorías B y D-GNV, donde la información real no se ha considerado representativa, se mantuvo el consumo promedio mensual presentado por Cálidda en su Propuesta Tarifaria.

Categoría m3/mes-clienteA 17B 270*C 135,000D 405,000

D-GNV 160,000(*) Promedio considerando consumoesperado de restaurantes que esigual a 300 m3/mes. Quitando elconsumo de restaurantes resulta en654 m3/mes

Con las consideraciones aquí señaladas, se obtiene una Demanda Actualizada a agosto 2004 (DAi) equivalente a 1,266 millones de metros cúbicos.

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Muchas gracias por su atención.

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