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TRANSPORTE DE GAS NATURAL - ESQUEMAS DE REMUNERACIÓN -

TRANSPORTE DE GAS NATURAL - ESQUEMAS DE REMUNERACIÓN -. Noviembre de 2005. Contenido. Aspectos Generales Esquemas de Remuneración Caso Colombiano. Contenido. Aspectos Generales Esquemas de Remuneración Caso Colombiano. Modelo de Transportador .

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TRANSPORTE DE GAS NATURAL - ESQUEMAS DE REMUNERACIÓN -

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Presentation Transcript

  1. TRANSPORTE DE GAS NATURAL - ESQUEMAS DE REMUNERACIÓN - Noviembre de 2005

  2. Contenido • Aspectos Generales • Esquemas de Remuneración • Caso Colombiano

  3. Contenido • Aspectos Generales • Esquemas de Remuneración • Caso Colombiano

  4. Modelo de Transportador

  5. Modelo de Tarifa vs. Modelo de Capacidad Modelo de Capacidad y Tarifa pueden ser independientes Modelo deCapacidad Fuente: Adaptado de “The Brattle Group, Ltd., 2002”

  6. Capacidad disponible Competencia gas-gas Flexibilidad Modelo de Capacidad vs. Flexibilidad Flexibilidad: En ubicación de inyecciones y retiros Elección depende, etre otros, del nivel de congestión: A mayor congestión, se requiere menor Flexibilidad; A menor congestión, hace sentido ofrecer mayor Flexibilidad. A mayor Flexibilidad, mayor inversión en el largo plazo Fuente: Adaptado de “The Brattle Group, Ltd., 2002”

  7. Modelo de Capacidad vs. Flexibilidad Capacidad disponible según tipo de contrato: A B C Puntos de Entrada Estampilla:Capacidad firme = 1. Si el Transportador vende 2 no podría cumplir BD o BE. El resto lo cumple con interrumpible 1 2 Entrada / Salida:Capacidad firme de Entrada = 5. El Transportador vende 2 en A, 2 en C y 1 en B. Capacidad firme de Salida = 4. El Transportador vende 2 en E y 2 en . 2 1 Gasoducto E D Puntos de Salida Punto a Punto:Capacidad firme = 6. El Transportador vende 2 de A-E, 2 de C-D, 1 de B-D y 1 de B-E. 2 2 Fuente: Adaptado de “The Brattle Group, Ltd., 2002”

  8. Contenido • Aspectos Generales • Esquemas de Remuneración • Caso Colombiano

  9. Alternativas • Distancia • Entrada / Salida • Estampilla

  10. Distance Entry / Exit Postage stamp Exemption (up to 2008) Entry / Exit system under consideration in Germany Fuente: 2nd Asia Gas Conference 2-3 February 2004, Bombay

  11. RED DE TRANSPORTE EN FRANCIA

  12. RED DE TRANSPORTE EN UK

  13. RED DE TRANSPORTE EN ALEMANIA

  14. RED DE TRANSPORTE EN ESPAÑA

  15. Algunos Atributos de Cada Esquema A favor Desventajas

  16. ¿Qué modelo elegir? ¿Qué Modelo Elegir? Experiencia Internacional • Unión Europea: • En general hay ausencia de congestión • Deseo general de facilitar mercado • Analistas favorecen el modelo E/S • Estados Unidos: • Modelo punto a punto no ha evitado el desarrollo del mercado • Modelo punto a punto flexible a través de: i) facilidad para cambiar puntos; ii) segmentación de los Sistemas.

  17. Contenido • Aspectos Generales • Esquemas de Remuneración • Caso Colombiano

  18. Esquema de Remuneración Esquema de Remuneración por Distancia + Transportador por Contrato (Contract Carriage)

  19. Sistema Nacional de Transporte Ballena Rioacha MAR CARIBE Barranquilla Maicao Cartagena Güepaje VENEZUELA Sincelejo Payoa B/bermeja Montería Bucaramanga Sebastopol Santana Vélez Belén Yopal Medellín Vasconia Tunja Morichal Mariquita La Belleza Cusiana Manizales OCÉANO PACÍFICO El Porvenir Armenia Bogotá Apiay Montañuelo Dina Cali Ocoa Villavicencio Neiva Hobo ECUADOR BRASIL Producción ecogás CONCESIÓN PRIVADAS PERÚ

  20. Empresas de Transporte: PROMIGAS ECOGAS (PÚBLICA) TRANSMETANO TRANSCOGAS TRANSORIENTE PROGASUR GASODUCTO DEL TOLIMA TRANSOCCIDENTE Infraestructura: Gasoductos Troncales: 3000 kms Gasoductos Regionales: 2100 kms Compresión: 50000 BHP Capacidad: 800 MPCD Ingresos: US$ 150 millones / año Datos Relevantes

  21. Metodología Tarifaria – Resumen • CÁLCULO TARIFARIO • T = VNA ($) / VNA (V, C) • DISEÑO TARIFARIO • Menú de Cargos fijos y variables • Cargo fijo por AOM • ESQUEMA DE CARGOS • Cargos de paso o distancia por tramos

  22. Criterios Generales • Vida Útil de 20 años para todos los activos • Horizonte de Proyección de 20 años (demandas, AOM) • Inversión Base: Inversión existente + nueva • Costo del Capital Invertido • Factor de Utilización Normativo • Demandas Esperadas de Volumen y Capacidad • Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AO&M).

  23. Inversión Base • I base = I existente + I nueva • I existente = I reconocida + I adicional • I existente no se disputa • Criterios de Eficiencia (I nueva + I adicional) : • Factor de Utilización Normativo • STT : F.U > 0.5 • SRT: F.U > 0.4 • Costos Eficientes: Con mejor información disponible • Cumplimiento en ejecución de I nueva : SSPD

  24. Costo de Capital • Cargos Fijos: • Tkf = [WACC histórico* I existente + WACC corriente * I nueva ] / [I existente+I nueva] • Tkf = [0.125 * I existente + 0.148*I nueva] / [I existente+I nueva] • Cargos Variables: • Tkv = [0.165 * I existente + 0.188*I nueva] / [I existente+I nueva]

  25. Factor de Utilización (FU) F.U = [ VNA (DEV) / VNA (CMAX)] >= 0.5 para STT >= 0.4 para SRT CÁLCULO DE CMAX (Res. Creg-008 de 2001): CMAX : - Presiones puntos de E/S - Procedimiento de Cálculo - Parámetros técnicos del gas - Perfil de demanda de volumen

  26. Demanda y FU

  27. Demanda Ajustada por FU

  28. Gastos de AOM FRONTERA DE EFICIENCIA, DEA

  29. Parejas de Cargos: Remuneran Inversión

  30. Teoría del Beinestar Distribución del Riesgo: Intercambio de bienes (Tarifa (CV), %Inv. Take or pay (CF) Transportador Remitente CF CV Curva de indiferencia Curva de indiferencia CV CF

  31. Caja de Edgeworth-Bowley Curva de contrato (Eficiencia de Pareto)

  32. Ingresos del Transportador It = (CFi*Cap. + CVi*Vol. + CFAO&M*Cap + Ingresos Corto Plazo) It = Ingresos del Transportador CFi = Cargo fijo que remunera costos de inversión (US$/kpcd) CVi = Cargo variable que remunera costos de inversión (US$/kpc) CFAO&M = Cargo fijo que remunera gastos de AO&M ($/kpcd) Cap. = Capacidad contratada Vol. = Volumen transportado Ingresos de Corto Plazo = Servicio de transporte que excede la capacidad contratada

  33. PPI USA para Fijos y Variables IPC para Fijo AOM Actualización de Cargos

  34. Opciones para Determinar Cargos • Mutuo acuerdo entre las partes (parejas A,B,C,…,G). • Libre: Para Atender Mercado No Regulado y Usuarios No Regulados. • Aproximación ordinal

  35. REMITENTE TRANSPORTADOR B Preferencia 1 F Preferencia 1 Preferencia 2 C Preferencia 2 E Preferencia 3 D Preferencia 3 D Preferencia 4 E Preferencia 4 C Preferencia 5 F Preferencia 5 B Preferencia 6 A Preferencia 6 A Procedimiento de Aproximación Ordinal

  36. REMITENTE TRANSPORTADOR A Preferencia 1 F Preferencia 1 Preferencia 2 B Preferencia 2 E Preferencia 3 D Preferencia 3 C Preferencia 4 E Preferencia 4 D Preferencia 5 F Preferencia 5 B Preferencia 6 C Preferencia 6 A Aproximación Ordinal: Promedio

  37. Mayores informes Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG Cra. 7 No. 71-52 Torre B Piso 4 PBX: 3122020 FAX: 3121900 Línea de Atención al Usuario: 01 800 0112734 Email: creg@creg.gov.co Página Web: www.creg.gov.co.co Bogotá D.C.

  38. MUCHAS GRACIAS !!!

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