Seminario ARIAE sobre Regulación del Sector Hidrocarburos

Diseño del Mercado del Gas Natural en el Perú

Raúl García CarpioLima, Octubre de 2011

2

Contenido • Características del Gas Natural

• El Proceso de Abastecimiento y Cadena del Negocio

• El Valor del Negocio y las Opciones de Explotación

• Organización y Competencia en la Industria

• Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos• La Industria del Gas Natural en el Perú

• Antecedentes• El Proyecto de Camisea• Diseño de Mercado• Marco Regulatorio

• Evolución Reciente del Mercado Peruano

• Perspectivas Futuras

3

• Es una mezcla de hidrocarburos livianos (principalmente metano, etano y propano) que en condiciones de reservorio se encuentran en estado gaseoso o en disolución con el petróleo.

• El metano no requiere de plantas de refinación complejas para procesarlo y obtener productos comerciales. Los líquidos de gas natural son procesados en plantas de fraccionamiento donde se obtienen derivados como el GLP y gasolina natural.

• Tiende a expandirse al contacto con el medio ambiente, por lo cual su almacenamiento a gran escala no es económicamente viable y su transporte por ductos es costoso.

• El gas natural compite con otros combustibles (líquidos, carbón y electricidad) en la provisión de energía en diferentes segmentos económicos.

• Es una fuente de energía no renovable.

Características del Gas Natural (I)

Entre las principales características económicas que condicionan laorganización de los mercados de gas natural están:

– Posibilidad de almacenamiento, aunque de forma limitada.– La existencia de segmentos con características de monopolio natural

(transporte y distribución. Mayores niveles de demanda pueden cambiar progresivamente esta configuración).

– La existencia de inversiones de alto riesgo (exploración) y costos hundidos e inversiones específicas.

– Posibilidad de competencia en segmentos como la explotación (múltiples cuencas) y diferentes formas de comercialización.

– Importante competencia con otros combustibles a nivel de clientes finales (generación eléctrica, consumo comercial y residencial).

4

Características del Gas Natural (I)

Fuentes de Energía en Competencia con el Gas Natural

5

GasGasNaturalNatural

Residencial y ComercialResidencial y Comercial

IndustriaIndustria

Gen

erac

ión

Gen

erac

ión

Eléc

tric

aEl

éctr

ica

Quím

icaQ

uímica

Electricidad Carbón Derivados del Petróleo

Electricidad Derivados del Petróleo

Hidroelectricidad

Carbón

Derivados delPetróleo

Nafta

Características del Gas Natural (III)

6

GeneraciónEléctrica

FábricasHotelesEdificios

EscuelasUniversidades

Gas NaturalVehicular

IndustrialComercial yTransporte

TransportePúblico

Residencial

Exportación

LNG

Características del Gas Natural (IV)Mercados Relevantes para el Gas Natural

7

• En el mercado mundial aún no es considerado un bien commodity:

- No es susceptible de ser transado fluidamente en el mercado internacional.

- Sus características no se encuentra estandarizadas.

- No existe un mercado global de este producto (importancia de los mercado regionales).

• El mayor comercio del Gas Natural Licuefactado (LNG) generará en el futuro la conformación de un mercado mundial similar al del petróleo.

Características del Gas Natural (I)

8

Etapas:

Exploración: fase previa altamente riesgosa (fallos de información).

Explotación de Yacimientos: Actividad competitiva, aunque dependiendo de la abundancia de recursos puede estar concentrada en pocos operadores.

Transporte y Distribución:Necesarias porque normalmente los yacimientos de gas natural son lejanos de los grandes centros de consumo.

Estas redes exhiben características de monopolio natural, aunque el desarrollo de una red interconectada puede hacerlas más débiles.

Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (I)

9

• La característica más importante en esta industria es la prestación del suministro del gas mediante redes de abastecimiento (gaseoductos), diseñadas para atender a una diversidad de usuarios.

• Estas redes son exclusivas para el abastecimiento del combustible a través de conexiones domiciliarias a nivel residencial o mediante enlaces a la red principal de distribución para el abastecimiento de la industria.

• Las inversiones en las redes de transporte son relativamente elevadas en comparación, por ejemplo, con los oleoductos pues requieren unidades de compresión de alto costo, tubos de especial calidad para soportar las presiones a las que trabaja el gas natural y sistemas de telemando y control sofisticados.

• El gas se puede almacenar a un costo razonable en los ductos de transporte (pero de manera limitada) o en facilidades de almacenamiento artificiales a un mayor costo (Salt Dome Trap Storage).

Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (II)

10

• También es posible transportar a mayores distancias el gas mediante barcos tanque en su forma licuefactada (LNG). El gas es enfriado en plantas especiales (cuya construcción demanda fuertes inversiones) a menos de -160 C comprimiéndose en una relación de 1/600 veces, haciendo viable su transporte vía marítima en barcos “metaneros”.

• Otra tecnología es el transporte del gas natural comprimido en vehículos de transporte terrestre especiales para ser descomprimido a la llegada a los centros de consumo. A esta modalidad se le ha denominado “gasoducto virtual”.

Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (III)

Despacho del LNG: de la Producción a la Distribución

11

Duc

tos

de G

as N

atur

al

Facilidades de Vaporización y Almacenamiento

Facilidades de Licuefacción y Almacenamiento

Producción de Gas N

atural

Doc

k

Dock

Fuente: FERC (2003).

Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (IV)

12

0

1

2

3

4

5

US$

/ 10

6 B

TU

1000 5000 km

Ducto de Gasde Alto Costo (off shore)

Ducto de Gasde Bajo Costo (on shore)

GNL

Ducto dePetróleoBuque

dePetróleo

Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (V)

Cadena del Petróleo

– Cadena Corta y Débil– Fácil Compensación de

Interrupciones– Mecanismos de mercado

Incorporados debido a que el petróleo es fácilmente Negociable

– Patrón de Riesgo:• El productor de petróleo tiene

muchas opciones para cubrir sus riesgos.

• Existe riesgo en la capacidad de reserva y en el precio, pero no en la comercialización.

13

Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (VI)

Cadena del Gas Natural

– Cadena Larga y Firme– Existe lazos físicamente fijos desde la

boca de pozo hasta la boquilla del quemador.

– Si no hay suministro de gas natural aguas abajo (clientes), entonces no hay ingresos arriba (productor)

– Grandes Inversiones en la cadena (el gas natural ocupa un volumen 1000 veces más grande que el petróleo para el mismo contenido energético).

– No suelen existir mecanismos de mercado incorporados para manejar la reserva debido a la existencia de capacidades fijas.Fuente: Espinoza (2006)

• Los yacimientos tienen una composición variada de hidrocarburos. • Los que poseen mayores volúmenes de propano, butano y otros

componentes tienen un mayor valor potencial dependiendo del ritmo de extracción de líquidos.

• Sin embargo, existe un ratio técnico entre la explotación de gas natural seco y líquidos.

• Si el mercado de gas natural no tiene un potencial tan alto (como la posible exportación mediante la modalidad de LNG), será necesaria la reinyección del gas natural lo cual tiene una serie de inconvenientes.

• Ello genera que surja una discusión sobre si los proyectos de explotación tienen como componente principal los “líquidos” o el “gas natural seco”.

14

El Valor del Negocio y las Opciones de Explotación (I)

Fuente: Espinoza (2006)

15

El Valor del Negocio y las Opciones de Explotación (VI)

Fuente: Espinoza (2000)

En el diagrama se aprecia la composición del yacimiento de Camisea en volumen y poder calorífico. Del gas natural seco hay que tener en cuenta adicionalmente que un 10% no se podrá utilizar porque se convertirá en vapor de agua.

En el caso del yacimiento de Camisea se estima que en valor presente los ingresos por los líquidos serían dos tercios del total.

16

1. Dimensiones de la competencia en una red simple

Cuenca City Gate

Red de Transporte

Área de distribución

Red de distribución

Gran Usuario

Sub-área de distribución?

Incorporar obras 3ros?

Fuente: Urbiztondo (2002)

Organización y Competencia (I)

17

• Diferentes productores en la misma cuenca ofrecen contratos flexibles y precios bajos.

• Posibilidad de introducir comercializadores que realicen un bypass comercial y ofrezcan mejores servicios de atención al cliente, mejor facturación y financiamiento, gas más barato, etc.

• El distribuidores debe tener el desafío de un bypass físico por parte de los grandes usuarios industriales y centrales térmicas que pueden conectarse directamente a la red de transporte.

• Ello requiere regular el libre acceso, incluyendo el análisis de los niveles de integración vertical entre las actividades, y no permitir el pass-through automático que desincentiva el esfuerzo de compra de las distribuidora.

• El desarrollo de una red más compleja incrementará las posibilidades de competencia (entre cuencas, distribuidores y comercializadores) generando un proceso de arbitraje.

Organización y Competencia (II)

18

• Monopolización de la producción en la cuenca.

• Mecanismo de pass-through automático (desincentiva esfuerzo de compra de la distribuidora).

• Inexistencia de acceso abierto a las redes de transporte y distribución (monopolización de la capacidad de transporte).

• Integración vertical entre producción y transporte (preferencias que atentan contra igualdad de acceso – posible “extensión del poder de mercado”).

• Integración vertical entre distribución y comercialización.

Factores que pueden inhibir la Competencia

Organización y Competencia (III)

19Fuente: Urbiztondo (2002)

2. Competencia en una red “compleja”

C1 CG1

T1’

Área D1

GUI2 C2

CG2 T2 Área D2

T1’’

Organización y Competencia (IV)

20

• Distintos productores en distintas cuencas.

• El bypass comercial tiene más ventajas para algunos grandes usuarios industriales (GUI) porque puede evitar rigideces en los contratos. Los GUI pueden por sí mismos comprar más barato transporte y gas hasta su ubicación que lo determinado en CG2.

• Los comercializadores pueden ofrecer mejores servicios de atención al cliente, mejor facturación y financiamiento, gas y transporte más baratos, etc.

• Desafíos al distribuidor vía 3 opciones anteriores (amenaza bypass físico, construcción de red independiente en sub-área e incorporación de inversiones de terceros).

• Competencia entre transportistas (para llegar hasta CG2). Estructuras “más complejas” (más cuencas y áreas de distribución): se aplican iguales principios (interesante si cuencas no están “en el centro”).

Organización y Competencia (V)

21

En redes de gas natural desarrolladas la competencia entre proveedores llevaría a la generación de un precio similar entre las diferentes localidades.

El arbitraje funcionará mientras exista una conexión entre las diferentes localidades y no existan límites al flujo de gas entre localidades.

Sin embargo, el gas natural compite con otros combustibles alternativos como el carbón y derivados del petróleo.

Los precios relativos entre estos combustibles dependerán de los costos asociados a la provisión del gas (importación, existencia de vía ductos extensos, abundancia de los recursos).

El gas natural no tiene las características de “commodity” a nivel internacional que si poseen los derivados del petróleo.

Sin embargo, con la exportación del gas bajo la forma de LNG y el desarrollo de redes donde confluyen varios ductos el grado de “commoditización” del gas natural se estaría incrementando.

Organización y Competencia (VI)

22

Flujos Físicos permanecen prácticamente iguales

Más participantes involucrados en las Transacciones Financieras

Transporte Sujeto a Comercialización Empaquetado

= Transacciones registradas por el regulador.= Transacciones no registradas por el regulador

Productores DuctosCompañías de distribución locales (CDL)

Usuarios Finales

Productores(Precios a boca de Pozo)

DuctosC D L

ComercializadoresUsuarios finales

fuera del sistema

Usuarios Finalesdentro del sistema

Organización y Competencia (VII)

23

Cambios Físicos:

– Significativo incremento de la capacidad de transporte.– Desarrollo de una alta velocidad de entrega y almacenamiento.– Desarrollo de nuevos ductos y mayores interconexiones. – Una serie de avances tecnológicos.

Cambios en la estructura de la industria:

– Mayor énfasis en el fomento de la competencia y regulación ambiental.

– Paulatina reducción de los operadores de ductos a solo el transporte. – Acceso abierto a los explotadores – desarrollo de nueva oferta.– Desregulación de los precios en boca de pozo.– Surgimiento de un mercado secundario donde se transa capacidad de

transporte.

Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (I)

24

Estructura de la Industria a inicios del 2000

0 Etapa de Desregulación de Precios

0 se inició 1979, concluyó en 1989

Ductos 285,000 FERC

Comercializadores 0 No Regulado

Empresas locales de Gas 833,000 Comisión de Empresas Públicas

Usuarios finales Residenciales 53 mill.

No reguladoComerciales 4.5 mill. 0

Industriales 40 mil

Interestatal: FERCEmpresas Eléctricas 500 0

Intraestatal: Comisiones Estatales

260

1500

Productores

Millas de Tuberías

Participantes

160 24 Principales

Régimen Regulatorio en el 2000

8000 Independientes

Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (II)

25

DIMENSIONES DE LA RED INTERESTATAL DE DUCTOS

Fuente: FERC (2003)

Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (III)

26

DIAGRAMA DEL FLUJO DE TRANSACCIONES

Productores

Compañias Locales de Distribución

Consumidores

Comercializadores

Facilidades de Almacenamiento

Importadores/Exportadores

Centralización de Mercados

-------- incertidumbre

Ventas a otrosde la misma categoría

Fuente: FERC (2003)

Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (IV)

27

• Incremento de la competencia en el mercado.• Introducción de nuevos agentes como los comercializadores.• Desarrollo de Hubs (puntos de confluencia de ductos donde se genera un

precio de referencia en base al cual se firman contratos a fututo como el Henry Hub de Lousiana), así como centros de Comercialización.

• Creación de oportunidades de mercado en base al manejo de riesgos.• Adaptación de Tecnologías.• Mayor orientación al consumidor y nuevas estrategias de negocios,

incluyendo tipos de contratos.• Paulatina reducción de transportistas a operadores de redes.

Efectos de la Reestructuración de la Industria

Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (V)

28

• Desarrollo de instrumentos financieros (contratos a futuro, forwards y derivados):– El 3 de abril de 1990 se lanzó en NYMEX el primer contrato de futuros de

gas natural. El punto de entrega de este contrato fue el Henry Hub en Erath, Lousiana. En este punto se interconecta el gasoducto Sabine Pipe Line Co con otro doce gasoductos.

– El éxito de este contrato se debió a la necesidad de cubrir los riesgos de la volatilidad de los precios para las distribuidoras locales y a la ausencia de restricciones de restricciones de capacidad en el punto elegido.

– Los contratos que toman como referencia este punto permiten gestionar el riesgo por variaciones en los precios entre los puntos de entrega y de salida en cuanto haya correlación entre los precios de compra y de venta con el precio del Henry Hub.

– En estos mercados participan no sólo comercializadores y productores de gas natural sino empresas dedicadas exclusivamente al trading estos instrumentos financieros.

Efectos de la Reestructuración de la IndustriaEvolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VI)

29

Efectos de la Reestructuración: Incremento de la Volatilidad de Precios Mayoristas

Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VII)

$0.00

$0.50

$1.00

$1.50

$2.00

$2.50

$3.00

$3.50

$4.00

$4.50

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Dol

lars

per

Mcf

Dólares Nominales

1999 Dólares

Enero 1980 – Enero 2000

$0.00

$0.50

$1.00

$1.50

$2.00

$2.50

$3.00

$3.50

$4.00

$4.50

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Dol

lars

per

Mcf

Dólares Nominales

1999 Dólares

Enero 1980 – Enero 2000

US$

por

Mill

ón d

e Pi

e C

úbic

o

30

Efectos de la Reestructuración: Incremento del Consumo de Gas Natural en la Generación Eléctrica

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

RenovableHidráulicaNuclearPetróleoGas Natural Carbón

Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VII)

31

La Industria del Gas Natural en el Perú

32

Hasta antes de la entrada en operación del proyecto de Camisea, la industria del gas natural tuvo un desarrollo más bien limitado restringiéndose a las actividades de generación de electricidad y suministro en la zona de dos yacimientos:

• Yacimiento de Aguaytía: localizado en la provincia de Curimaná – Ucayali (a 77 km de Pucallpa (lote 31-C). Reservas posibles 0.44 TPC de Gas Seco (terapies cúbicos). 20 millones de barriles de LGN.

Abastece a la empresa generadora Termoselva (161.5 MW en una central a ciclo simple), de propiedad del mismo grupo inversor (Maple).

• Yacimientos de la Costa Norte Continental: localizados en el cuenca petrolera de Piura y Tumbes. El gas natural se haya asociado al petróleo. Reservas Probables: 0.251 TPC.

Abastece a EEPSA (Empresa Eléctrica de Piura) del grupo Endesa (111 MW a gas natural en una central a ciclo simple).

Antecedentes(I)

33

* Datos proporcionados por los operadores.Fuente: MEM

Antecedentes(II)

Las reservas probadas a diciembre de 2008 son cercanas a los 17 TPC, existiendo reservas no explotadas en la zona noroeste (cercanas a 5 TPC) y en la selva central y sur existe un potencial importante cuya magnitud real solo se sabrá con el avance de las actividades de exploración. Se estima un total cercano a los 40 TPC.

En la actualidad empresas como Petrobras y Repsol se encuentran explorando en la selva peruana en zonas cercanas a Camisea.

34

• El yacimiento de Camisea está localizado en la provincia de La Convención – Cusco. – Campos de San Martín y Cashiriari (lote 88). – Reservas Probadas: 10,7 TPC (Terapies Cúbicos). – Entrada en Operación: Agosto - 2004.

• El potencial energético de Camisea equivale a aproximadamente 2,500 millones de BEP (barriles equivalentes de petróleo), cerca de 50 años del consumo nacional de petróleo.

• Camisea permite contar con:

– Gas Natural Seco usado en generación eléctrica, calor, vapor para procesos industriales, industria petroquímica.

– Combustibles líquidos: principalmente Nafta, Turbo Jet, y GLP.

• Producción Inicial: 200 MMPC de Gas Seco y 27,000 BPD. • Producción actual es cercana a 300 MMPCD de Gas Seco y 35,000 BPD.

El Proyecto Camisea

35

36

37

• Se optó por la separación vertical de las actividades de explotación, transporte y distribución. Se establecen tarifas reguladas para el ducto de transporte y distribución principal basadas en costos medios de largo plazo.

Esquema de Camisea:

• Dado el mínimo desarrollo del mercado de gas natural en el Perú se establecieron medidas de promoción como la garantía de ingresos de los operadores de ductos.

• Se establecieron precios máximos para el gas en boca de pozo en el contrato de concesión, dada la existencia de un solo operador de campo.

• El explotador tiene un concesión por 40 años, el transportista de 33 años. Se establece la exclusividad de 10 años del explotador para usar los ductos. Luego de este período se obliga al acceso abierto a la tarifa regulada.

• En el transporte y la distribución la tarifa reconoce el costo del servicio (inversión más valor presente de los COyM), actualizada al 12%.

Diseño de Mercado y el Proyecto de Camisea

38Elaboración: Vásquez Cordano.

Estructura del Suministro del Gas Natural

39

Capacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural por Tramos

18”24”32”

300 MMPCD

427 MMPCD

1 179 MMPCD

Km 730

LURÍN

Km 518

PISCO

Km 208

AYACUCHO

Km 00

MALVINAS

La Actividad de Transporte

Fuente: OSINERGMIN

Tarifas del Gas Natural y Régimen Regulatorio

40

Precio a Boca de Pozo

Los precios base en boca de pozo se fijaron en el Contrato de Explotación.

La subasta fue adjudicada al operador que ofreció el mayor porcentaje de regalías al Estado (37.24%).

Se estableció una menor tarifa para los generadores eléctricos con el objetivo de promover el uso del gas en el sector eléctrico (de US$ 1.0 MMBTU versus US$ 1.8 por MMBTU para los otros clientes).

Se actualizaban en base a la evolución del precio de una canasta de petróleos residuales del Golfo de México. Luego se cambió la fórmula por una asociada a los costos en el sector energético.

El productor ha llegado a acuerdos diferentes con los clientes sobre la aplicación de estas modificaciones dadas luego de la firma de los contratos.

Para el gas natural vehicular viene cobrando US$ 0,8 por MMBTU.

Esquemas de Promoción: Contratos “Take Or Pay”

Empresa Capacidad Diaria Contratada (MMPCD)

Alicorp S.A. 1.99Sudamericana de Fibras S.A. 2.79Cerámica Lima S.A. 3.53Vidrios Industriales S.A. 2.05Corporación Cerámica S.A. 1.09Cerámicas San Lorenzo S.A.C 1.30

41

Evolución del Consumo Central Térmica de Ventanilla (Proyección Modelo Perseo)

Contratos “Take or Pay” para Clientes Iniciales

0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

50,000,000

60,000,000

70,000,000

80,000,000

Ago-04

Oct-04

Dic-04

Feb-05

Abr-05

Jun-05

Ago-05

Oct-05

Dic-05

PCD

Consumo Gas Ventanilla Factor "Take or Pay"

Electroperú (empresa estatal) firmó un contrato “take or pay” por 70 MMPCD (pago mínimo de 56 MMPCD). Los generadores privados tenían problemas para asumir estos contratos dada la alta variabilidad del despacho (dependencia de hidrología).

Otros consumidores “iniciales” firmaron también este tipo de contratos.

Tarifas del Gas Natural y Régimen Regulatorio

42

33Real(i)

1

D(1 )

Regulado

tt

CSP

r

( )CS Inv VA COyM

Transporte y Distribución en Alta Presión

donde CS: Costo del Servicio, D(Real): Demanda Real Proyectada, r: Tasa de Descuento (12%), Inv: Inversión del Proyecto, COyM: Costo de Operación y Mantenimiento

Se basa en una ecuación de ingresos = costos a lo largo de la vida del proyecto (especie costo medio de largo plazo).

Esquemas de Promoción – Garantía (I)

43

Pago de la Garantía por la Red de Ductos Principal• La Garantía surgió por la necesidad de asegurar un flujo de ingresos estables para

el transporte del gas a fin de hacer viable la participación de inversionistas privados dada la reducida demanda inicial.

• La garantía cumple la función de reducir el riesgo comercial sobre los ingresos del transportista, y facilitar el financiamiento del proyecto.

• La Garantía viene a ser la diferencia entre los ingresos garantizados, producto de la “Tarifa Base” por la demanda garantizada, y los ingresos realmente obtenidos por los concesionarios. Esta diferencia es cubierta con un cargo a los usuarios de electricidad.

• Dada la poca demanda inicial esperada, se realizó un adelanto en el pago de la garantía para evitar un salto abrupto en las tarifas eléctricas en Noviembre del 2002.

Esquemas de Promoción - Garantía (II)

44

Esquemas de Promoción - Garantía (III)

Base 33Garantizada(i)

tt=1

CST =D(1+r)

45

Pago de la Garantía por la Red de Ductos Principal

Garantizado RealGarantía I I

*

*

*

Garantizado Base Garantizada

Real Base Generadores

Regulado otros

I T D

I T D

P D

El cargo por la garantía se obtiene de dividir la garantía anual estimada entre la máxima demanda de electricidad, convirtiéndolo en un pago en US$ por MW - mes.

Esta se extinguirá cuando el ingreso real sea mayor que el ingreso garantizado.

US$Ingresos Reales Proyectados

Garantía

14 (estimado)Años

Ingreso Garantizado

7

Ingresos Reales Proyectados con Exportación de LNG

Categorías Tarifarias Reguladas

46

Sm3/Cliente-mesA 0 - 300 Residencial y ComercialB 301 - 17 500 Industrial MenorC 17 501 - 300 000 Industrial MenorD 300 001 - 900 000 Industrial Menor

GNV Estaciones GNV Gasocentro GNVE Mas de 900 000 Industrial Mayor

GE Generadores Eléctricos Generación Eléctrica

Actividad Económica Principal

Categoría Tarifaria

Rango de Consumo

Caso Calidda

Diseño Actual de las Tarifas Finales

– La red beneficia a todos los clientes y su diseño obedece al conjunto. Al existir altos costos fijos, el pago de la red se produce a largo plazo.

– La pérdida de un grupo de clientes (categoría) origina la pérdida de ingresos de la empresa que en el recálculo de la tarifa (para garantizar que los ingresos sean iguales a los costos) originará un mayor pago de los que se mantienen conectados.

– El modelo de tarifas busca discriminar entre los tipos de cliente de tal forma que el ahorro de los consumidores por usar el gas natural sea en igual proporción.

– Se determina una “seudo” curva de demanda de cada categoría de consumidor restando al Precio de Sustituto (GLP, D2, R6) los costos del Traspaso (Gas + Transporte)

Modelo de Asignación de Costos

48

Prec

io d

e la

Ene

rgía

A B C DCategorías de Consumidores

Precio del Sustituto menos Costos de Conversión

Saldo que permite cubrir las Redes de Distribución

Traspaso = Gas + TransporteConsumoTípico porCliente

Modelo de Asignación de Costos

49

Prec

io d

e la

Ene

rgía

qA Consumo Unitario

Precio que permite recuperar los costos de distribución

Sustituto menos Traspaso

Ahorro

ConsumoTípico porCliente

qB qC qD

Modelo de Asignación de Costos

Consumidor Doméstico - Costo de la Tubería de

Conexión y Acometida (Regulado)

51

Gas

Transporte

Distribución AP

Distribución BP

Tubería de Conexión

Acometida

Pluspetrol

TGP

Red ComúnDe Cálidda

Conexión aClientes 131

66

US$/Cliente

197

Monto que debe pagarel usuario para conectarse al sistema de distribución.

Caso Calidda

Costo Medio de la Distribución de Cálidda (CMe)

52

CMeCosto Actualizado de 4 años

Demanda Actualizada de 4 años

CMe 201 978 (US$)

8 600 810 (Miles m3)

CMe 23,48 US$/Mil m3

Caso Calidda

Distribución: Tarifas Únicas

53

Fijo VariableSm3/Cliente-mes US$/mes US$/(Sm3/d)-mes US$/(Sm3/d)-mes US$/Mil Sm3

A 0 - 300 1,00 117,87B 301 - 17 500 39,20 51,40C 17 501 - 300 000 0,2361 31,77D 300 001 - 900 000 0,1829 24,62

GNV Estaciones GNV 0,2031 27,33E Mas de 900 000 0,0579 0,2368 12,11

GE Generadores Eléctricos 0,0585 0,2397 14,24

Categoría Tarifaria

Rango de Consumo Fijo

Margen de Comercialización Margen de DistribuciónTarifas Únicas de Distribución

Caso Calidda

Competitividad del Gas Natural Versus Sustitutos

54

US$/GJ US$/GJ US$/GJ %

A GLP 16,84 5,95 10,90 65%B Residual 6 15,02 4,97 10,04 67%C Residual 6 15,02 4,37 10,65 71%D Residual 500 9,76 4,15 5,61 58%

GNV Gasolina 14,64 2,56 12,08 83%E Residual 500 9,76 3,69 6,07 62%

GE (*) Carbón 3,96 2,74 1,22 31%

Nota: Si se compara versus el Residual 6 o Diesel el ahorro es superior al 82%

Ahorro respecto al sustitutoCategoría

Precio GN con Tarifa ÚnicaCombustible

sustituto

Precio Sustituto

Caso Calidda

55

Evolución Reciente y Perspectivas Futuras

Problemática Reciente

El proyecto de Camisea ha traído ya importantes beneficios para el país. Sin embargo, a partir del año 2007 se enfrentaron algunos problemas:

La demanda del ducto se acercó a la capacidad de diseño del ducto en el tramo de Pisco a Chilca.

La capacidad era principalmente interrumpible debido a que el ducto no se utilizaba en niveles cercanos a su máxima capacidad. Esta nueva situación obligará al mercado a migrar a un esquema de contratos a firme.

El concesionario está obligado a ampliar la capacidad (construir un ducto adicional) cuando el crecimiento de la demanda lo requiera. Sin embargo, argumenta que esta solamente procede cuando la capacidad contratada a firme supere la capacidad del ducto.

56

Crecimiento de la Demanda de Gas Natural

La estacionalidad de la demanda se marca en el mes de mayo de cada año: ciclo hidrológico.

57

VOLUMEN DE GAS NATURAL TRANSPORTADO DIARIAMENTE POR TGP EN MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS (MMSPCD)

25 de agosto 2004 - 18 de agosto 2008

-

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

Ago

sto-

2004

Oct

ubre

-200

4

Nov

iem

bre

- 200

4

Dic

iem

bre-

2004

Ene

ro -

2005

Mar

zo -

2005

Abr

il-20

05

May

o-20

05

Juni

o-20

05

Ago

sto

- 200

5

Set

iem

bre-

2005

Oct

ubre

-200

5

Nov

iem

bre-

2005

Ene

ro-2

006

Febr

ero-

2006

Mar

zo-2

006

Abr

il-20

06

Juni

o-20

06

Julio

-200

6

Ago

sto-

2006

Set

iem

bre-

2006

Nov

iem

bre-

2006

Dic

iem

bre-

2006

Ene

ro-2

007

Febr

ero-

2007

Abr

il-20

07

May

o-20

07

Juni

o-20

07

Julio

-200

7

Set

iem

bre-

2007

Oct

ubre

-200

7

Nov

iem

bre-

2007

Dic

iem

bre-

2007

Ene

ro-2

008

Mar

zo-2

008

Abr

il-20

08

May

o-20

08

Julio

-200

8

Ago

sto-

2008

Meses

MM

SPC

D

A partir del 2007 se observa cambio en la tendencia

Uso del Gas Natural de Camisea por Tipo de Cliente

58

Consumo de GGEE y Otros Clientes de GN de Camisea

0

50

100

150

200

250

30020

/08/

04

20/1

0/04

20/1

2/04

20/0

2/05

20/0

4/05

20/0

6/05

20/0

8/05

20/1

0/05

20/1

2/05

20/0

2/06

20/0

4/06

20/0

6/06

20/0

8/06

20/1

0/06

20/1

2/06

20/0

2/07

20/0

4/07

20/0

6/07

20/0

8/07

20/1

0/07

20/1

2/07

20/0

2/08

20/0

4/08

Mill

ón P

C/D

Consumo GGEE Consumo OTROS

Límite del Ducto de TGP

Evolución de la Capacidad Contratada

59Fuente: GFGN - OSINERGMIN

Situación Actual del Mercado (I)

60Fuente: OSINERGMIN

Situación Actual del Mercado (I)

61Fuente: OSINERGMIN

Proyecto de Kuntur (I)

62

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

4% mayor que Kuntur

ResultadosConcepto Millones

Inversión (*) 1.332Impuesto a la Renta 484O&M 371Costo Total 2.187Ingreso Total 2.187

TB = =Demanda Actualizada (8 años) = 873 572 Millón PC

2,50 US$ / Mil PC

Periodo de Regulación: 8 años

Tarifa Básica por Capacidad o Firme = 2,50 US$ / Mil PC

Tarifas Básicas Interrumpibles:

Tarifa Interrumpible = TB Firme Factor de Carga

Generadores Eléctricos: Factor de Carga 70%Otros Consumidores: Factor de Carga 80%

Tarifa Básica Interrumpible Otros = 3,13 US$ / Mil PC

Tarifa Básica Interrumpible GE = 3,58 US$ / Mil PC

Proyecto de Kuntur (III)

Resultados: Kuntur – Osinergmin y ProinversiónConcepto Unidades Kuntur Osinergmin Proinversión

City Gates

Quillabamba, Urcos, Juliaca, Arequipa,

Matarani, Moquegua, Tacna e Ilo

Quillabamba, Urcos, Juliaca, Arequipa,

Matarani, Moquegua, Tacna e Ilo

Quillabamba, Cusco, Juliaca, Puno, Arequipa,

Mollendo, Moquegua, Ilo, y Tacna

Longitud km 1076 1076 1047Diámetro promedio Pulgadas 23.7 23.7 23.4Capacidad MMPCD 850 850 400Inversión Millones US$ 1728 1567 2565

US$ / PCD 2.0 1.8 6.4US$ / Pulg-m 67.8 61.4 104.7

Costo del acero US$ / TM 1410 1478 1800Factor de utilización % 69% 60% 95%Tasa de Actualización % 15.8% 12.0% 12.0%Periodo de regulación años 25 8 25Tarifa US$ / Mil PC 2.96 2.5 2.09

Ratio de inversión

Proyecto de Kuntur (IV)

66

Fuente: GART-OSINERGMIN. Basado en el estudio presentado por Càlidda en el procedimiento de fijaciòn de las tarifas de distribución de gas natural en Lima y Callao.Elaboración: Oficina de Estudios Econòmicos-Osinergmin

SectoresDemanda de Gas Natural

(Millones de m3) Nuevos Clientes

2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011Residencial 2.7 5.6 8.7 13.2 11871 12070 15946 23484Transporte (GNV) 137.3 202.7 256.7 302.5

ComercialCategorìa A 0.2 0.5 0.7 1.1 101 141 150 150Categorìa B 2.2 3.8 5.6 7.5 89 129 130 130

Industrial

Categorìa B 5 6.4 8 10.8 27 14 35 38Categorìa C 169.5 182 207.8 227.8 32 35 23 21Categorìa D 135.2 171.8 246.4 255.7 2 12 0 4Categorìa E 32.4 158.8 234.6 246.3 1 1 0 0

Perspectivas Futuras (I)

• Los resultados positivos y el crecimiento de la demanda de gas natural han motivado que el Consorcio decida ejecutar la segunda ampliación de las plantas de Malvinas con el objetivo de incrementar la capacidad de procesamiento de GN (470 MMPCD adicionales de gas seco) y LGN (35,000 barriles adicionales por día) con una inversión de US$490 millones para el 2012.

• Así, la capacidad de procesamiento de Malvinas llegaría hasta los 1,580 MMPCD de gas seco y 120,000 barriles de LGN por día.

• Asimismo, el Consorcio cuenta con un plan de inversiones en exploración en los Lotes 56 y 88 por cerca de US$516.7 millones (US$147.7 millones en el Lote 56 y US$369 millones en el Lote 88) entre los años 2010 y 2014, con la finalidad de obtener nuevos pozos exploratorios, permitiendo incrementar el nivel de reservas certificadas.

• Por último, se tiene un plan de inversiones por US$635 millones en Cashiriari con el fin de obtener diez nuevos pozos, el incremento de compresión en Malvinas y la construcción de tuberías para conectar los pozos de Cashiriari con Malvinas.

67

Perspectivas Futuras (II)

Lurín

68

32” 24” 18”

34”

24”

PRESIÒN MÀXIMA147 bar

Malvinas

PRESIÒN MÀXIMA140 bar

FLUJO DE ENTREGA: 50 MMPCD

FLUJO DE ENTREGA: 620 MMPCD

FLUJO DE ENTREGA: 480 MMPCD

PRESIÒN MÌNIMA40 bar

Chiquintirca (EC 140 bar) Pisco Pampa Melchorita

(PLNG)Chilca

Capacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural con Perú LNG

Fuente: OsinergminElaboración: Oficina de Estudios Económicos - Osinergmin

Km 00 Km 208 Km 521 Km 730

Humay

Planta de Licuefacción - Pampa Melchorita (PLNG)

Km 700Km 594

Perspectivas Futuras (III)

Comentarios Finales (I)

El Perú enfrenta una nueva etapa en el desarrollo de la industria del gas natural luego de un primer momento basado en esquemas de promoción.

El reto es generar reglas que incentiven la inversión en la industria pero que terminen beneficiando al país.

En este sentido existen algunos puntos de discusión como:

- Evaluación del mejor uso del gas natural teniendo en cuenta la incertidumbre sobre las reservas, sus usos alternativos (en particular la industria petroquímica) y el importante potencial hidroeléctrico (sólo se ha aprovechado un 5%).

- La necesidad de monitorear y planificar el desarrollo de las redes, incluyendo su relación con otras redes como la transmisión eléctrica.

Comentarios Finales (II)

– Identificar un mecanismo adecuado para determinar el desarrollo de ductos y expansión de las redes (incluyendo ramales): inclusión o no garantías de ingresos, uso de fondos estatales.

– Analizar los mecanismos de formación de precios:

• Boca de pozo: ¿precio libre con topes?• Transporte: tarifa unificada versus tarifas diferenciadas• Distribución: compatibilidad de esquema de empresa modelo y modelos

de incentivos con la necesidad de expansión.

– Mejorar las técnicas de supervisión en la construcción y operación de ductos (teniendo en cuenta importancia de problemas geológicos)

70

Posible Extensión de la Red del Gas Natural en el Perú

71

Eléctrico

53%Industrial

32%

Transporte15%

Piura

Chiclayo

Trujillo

Chimbote

Lima

Pisco

Ica

Nazca( Marcona)

Ayacucho

Huancavelica

Huancayo

Jauja

La Oroya

Andahuaylas

Abancay Cusco

Quillabamba

PunoIlo, Arequipa, Moquegua,Tacna

Tarma

Aguaytía

Talara

Camisea

Comentarios Finales (III)