regulación de confiabilidad para el servicio de gas natural – resolución creg-054/2012

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CRITERIOS DE CONFIABILIDAD Y REGLAS PARA LA EVALUACIÓN Y REMUNERACIÓN DE LOS PROYECTOS DE INVERSIÓN EN CONFIABILIDAD DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS NATURAL

Junio 28 de 2012

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Contenido

1. Antecedentes

2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011

3. Beneficios en el Sector eléctrico

4. Conclusiones

5. Propuesta regulatoria � Definiciones

� Metodología y Procedimiento

� Esquemas de remuneración

� Transición

� Coordinación Operativa

6. Aspectos que deben ser regulados posteriormente

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Contenido

1. Antecedentes

� 2007: se presenta escasez de GAS FIRME en el mercado

� 2008: Decreto MME 2687 de 2008: los Agentes podrían incluir dentro desu plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar laconfiabilidad

� Resolución 075 de 2008:

Garantizar suministro demanda Regulada

Incentivos distribuidoras-comercializadoras adelanten proyectos quegaranticen la continuidad en el suministro de gas

� 2009: Sólo Gas Natural presenta proyecto Planta Peak-shaving enBogotá

� 2010: Estudio para “Determinación y valoración económica dealternativas técnicas para asegurar la continuidad y confiabilidad de laprestación del servicio de gas natural”

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1. Antecedentes

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1. Antecedentes

Resultados estudio realizado en 2010

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1. Antecedentes


� Las propuestas que ofrecen una solución de confiabilidad durante unospocos días (Peak-Shaving) tienen un mayor costo que el beneficio por loscostos evitados � solución alternativa sería un mercado de cortes.

� Resultan más eficientes las plantas de GNI que solucionan tanto elproblema, de confiabilidad como el de abastecimiento en el “Niño”. ( Selogran economías de alcance)

� La planta en la costa del Pacífico, al incorporar un punto alternativo desuministro en el extremo del sistema de transporte, presta una solucióneficiente para problemas que se llegaran a ocasionar en el sistema detransporte desde el centro hacia el sur occidente del país

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1. Antecedentes


PROYECTOCostos de

Gas

Costos de

Restric.

Exportac.

Costos de

Restric.

Costos

Comb.

P.Confiab.

Costos de

Transp.

Costo de

Inversion

Costo

Total

MMu$s

/año

MMu$s

/año

MMu$s

/año

MMu$s

/año

MMu$s

/año

MMu$s

/año

MMu$s

/año

Situación a fines del 2011 con Buque Regasificador GNL en el Pacífico

1,825.1 140.5 31.5 - 206.6 68.0 2,271.7

Situación a fines del 2011 con Almac. Subterráneo 1,576.8 203.0 166.0 100.4 274.1 19.1 2,339.4

Situación a fines del 2011 con Buque Regasificador

GNL en el Atlántico 1,635.8 242.1 167.6 - 299.9 47.6 2,393.0

Situación a fines del 2011 con inversión de confiabilidad en Cusiana

1,566.2 230.9 306.1 - 281.9 12.8 2,397.9

Situación a fines del 2011 sin proyectos de

confiablidad1,574.3 242.1 309.7 - 283.1 - 2,409.1

Situación a fines del 2011 con Planta de PS GNL en Bogota

1,574.3 241.4 294.2 7.6 283.4 27.5 2,428.5

Situación a fines del 2011 con 7 plantas de Propano -

Aire1,574.3 242.1 309.7 - 283.1 42.4 2,451.5

* Evaluación en condiciones críticas

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Opción de gas importado para el cargo por confiabilidad

� Demanda Contingente durante el Niño

Los productores sólo ofrecen Take or pay y OCGs

Muchas plantas térmicas de gas se convirtieron a diésel

Estudio demuestra que como país es mejor una solución de GASFLEXIBLE

� CREG establece incentivos 2010-2011

� Térmicas que opten por gas flexible para el CxC 2015-2016 elPeríodo de Vigencia de la Obligación será hasta 10 años (Res.121/2011) ( o hasta 11 años si lo adelantan al 2014)

1. Antecedentes

� En 2011 dos grupos de inversionistas presentaron dos proyectos

� Inversionistas manifiestan que estos proyectos tienen beneficios no considerados en el incentivo propuesto como son:

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1. Antecedentes

Gas flexible

� Costo de las generaciones de seguridad en el sector eléctrico

� Confiabilidad y seguridad de abastecimiento para el sector gas natural

Demandas contingentes

1. Cambios política de confiabilidad

Decreto 2100 de 2011 :

� Los Agentes Operacionales podrán incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio � Análisis costo beneficio

� Mercado de Cortes� Costo de oportunidad para suspensión de exportaciones

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1. Antecedentes

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ntecedentes


� Análisis de Confiabilidad � 2016 Oferta firme y demanda en equilibrio


Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A

� En 2016 la Oferta firme de gas y la demanda se encuentran en equilibrio

� la ocurrencia de un «Niño» en 2015 implicaría un desabastecimiento



� En 2016 la Oferta firme de gas y la demanda se encuentran en equilibrio

� Sin GNI la ocurrencia de un «Niño» en 2015 implicaría un desabastecimiento

� Si las plantas térmicas optan por una oferta de gas flexible en el mercadointernacional, la oferta doméstica sería superavitaria hasta 2019.

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Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A y cálculos propios para la inversión

Resumen Año 2016

Demanda

Total Costos de Gas

Costos de

Restricc.

Costos de

Transp.

Costo de

Inversión Export. Costo total

MPCD MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año

Normal Sin GNL 1,088.4 2,001.8 869.0 229.4 143.1 1.3 3,242.0

Normal GNL Atl 1,088.4 2,445.6 126.2 279.8 228.4 1.3 3,078.7

Normal GNL Pac 1,088.4 2,467.8 113.7 243.8 235.6 13.0 3,047.9

Normal GNL Atl y Pac 1,088.4 2,544.2 5.2 234.1 320.8 22.1 3,082.2

"La Niña" Sin GNL 1,088.4 2,001.8 913.8 228.5 143.1 2.8 3,284.4

"La Niña" GNL Atl 1,088.4 2,434.5 189.7 277.4 228.4 2.8 3,127.2

"La Niña" GNL Pac 1,088.4 2,463.8 123.8 242.5 235.6 14.8 3,050.9

"La Niña" GNL Atl y Pac 1,088.4 2,544.3 6.2 233.9 320.8 22.7 3,082.5


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Cifras en US$ MM

Beneficios

Reducción en restricciones 870.4

Costos

Inversión + Opex 177.7

Compras GNI 542.4

otros 4.7

Diferencia 145.5

17Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A


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3. Beneficios en el sector eléctrico

Uso en plantas térmicas Diesel vs. GNI

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Implicaciones si las térmicas optan por diesel

� Incremento del costo marginal de la electricidad - problemas deconcentración de la oferta para hacer desafiable el mercado

� Generaciones de Seguridad

incentivos para que generadores térmicos opten por gas natural nacional paraservirlas � (Costo de oportunidad de la demanda : GNI)

� Se pierden las economías de alcance que ofrece el proyecto a los dos sectores

Oportunidad de disminuir el costo de confiabilidad para el sector gas natural

3. Beneficios en el sector eléctrico

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Contenido

4. Conclusiones

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� Asignación de riesgos dado que las plantas GNI abastecen demandascontingentes:� El Niño

� interrupciones en producción o transporte de gas,

� Interrupciones el STN (con eventos de difícil pronóstico ej. voladura de torres)

� Los sectores eléctrico y gas tienen beneficios adicionales nocuantificados:

� Disminución del costo marginal en el mercado eléctrico y gas

� tiempo de redespacho de las plantas térmicas.

� Competencia gas-gas

� Seguridad de abastecimiento en el sector gas natural

� Se deben dar incentivos para:� Demanda de gas natural y eléctrica participen en la financiación de las plantas GNI (x

beneficios de la confiabilidad en gas y racionalización de los costos de la generaciónde seguridad )

4. Conclusiones

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� Distribución de los beneficios y aportes a la inversión

4. Conclusiones

Por generación

por seguridad Por OEF

Beneficios

demanda de gas

sector

termoeléctrico

Beneficios

demanda de gas

sin sector

termóeléctrico Total

Proyecto GNI en el Atlántico 41.5% 35.9% 1.8% 20.8% 100.0%

Proyecto GNI en el Pacífico 0.0% 38.7% 9.3% 52.0% 100.0%

Beneficios de los proyectos de GNI

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Contenido

5. Propuesta Regulatoria

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� Criterio de confiabilidad:

Reducir los costos de restricción por no prestación continua del servicio al usuariofinal en un sistema de gas, hasta por un monto igual al costo de la inversión enaumento de la continuidad del servicio.

En caso que la inversión tenga un mayor costo que el de las restricciones seoptará por un mercado de cortes

� Costos de restricción:

Costo de sustitución de la demanda de gas que se raciona por cortes del servicio programados o no.

5. Propuesta regulatoria: Definiciones

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Confiabilidad Mínima en transporte

Proyectos para mitigar las interrupciones del servicio de Transporteasociadas a rupturas de gasoductos

Alcanzar una confiabilidad

mínimacualquiera sean las condiciones ambientales

parte del costo y riesgo normal de

la industria

Abastecimiento del sistema en forma

alternativa

inversión de confiabilidad

5. Propuesta regulatoria: Definiciones

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Metodología

� Modelo de flujo de costo mínimo

� Un proyecto será aceptable si al incluirlo reduce o igualael costo total de abastecimiento del sistema simulado(incluye el costo de restricciones y costos de operación)

5. Propuesta regulatoria: Metodología de Evaluación

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Procedimiento

5. Propuesta regulatoria: Competencia en la entrada para definición de Ingreso Regulado

CREG da a conocer de manera indicativa, las áreas del sistema de gas que se podrían encontrar en situación de vulnerabilidad

Se reciben proyectos

Ene. año t

Oct. año t

Análisis de complementariedad o exclusión de los proyecto

Se abre concurso

Cierre y definición de ingreso regulado

Todos los participantes deberán presentar una garantía de seriedad de la propuesta por un valor igual al diez por ciento (10%) del valor del proyecto.

Nov. año t

Nov. año t+1

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� Concurso para determinar el oferente de mínimo costo:

� 1,5% del valor de inversión para remunerar estudios de proponente inicial. (si el proponente inicial es diferente al ganador)

� Otro 1.5% del valor de inversión, si el proponente inicial presenta la licencia ambiental además del diagnóstico ambiental de alternativas

� La CREG podrá contratar una banca de inversión para la definición de requisitos de precalificación, garantías y calificación

5. Propuesta regulatoria: Competencia en la entrada para definición de Ingreso Regulado

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usuarios

Inversión x Confiabilidad que defina la propuesta de regulación de cargos de esta actividad para el próximo período tarifario

Tipo de ProyectoRemuneración

En Distribución

Esquemas de remuneración

5. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración

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usuariosCompresores

redundantes en Transporte

• La CREG definirá el valor de la inversión por confiabilidad y gastos AOM por comparación (Res. CREG 126 de 2010,)

• Sin acotar la inversión por factor de utilización.

• El proyecto deberá ser presentado y desarrollado por el Transportador que cuente con cargos aprobados en el tramo del SNT correspondiente.

• Se determinará un cargo por el concepto de confiabilidad de la actividad de Transporte.

• * Siguiente período tarifario: inversiones y gastos AOM del proyecto remunerados acorde a la metodología para determinación del cargo de Transporte que la Comisión establezca.



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usuarios

Tipo de Proyecto Remuneración

Planta GNI


Ingreso regulado fijado por la CREG

Recaudado por los Transportadores del SNT

• Los Remitentes de la red de transporte con contratos firmes de transporte

• Pagan a prorrata de su capacidad contratada en firme respecto del total en firme contratado en la sección del SNT beneficiado.

• Se contabilizará la capacidad contratada en firme desde el punto de entrada al punto de salida de cada remitente

• El incumplimiento en el pago de este cargo al transportador será causal del corte del servicio al respectivo Remitente y dará lugar al cobro de los intereses de mora permitidos por la Ley colombiana

Representado por un Operador del

servicio de confiabilidad de gas natural

(OSC)

Transportadores


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usuarios

Tipo de Proyecto Remuneración

Gasoductos Redundantes


• Representado por unTransportador

• Por concurso

Ingreso regulado fijado por la CREG

Recaudado por los Transportadores del SNT

• Los Remitentes de la red de transporte con contratos firmes de transporte y que son beneficiarios directos de los proyectos

• Pagan a prorrata de su capacidad contratada en firme respecto del total en firme contratado en la sección del SNT beneficiado.

• Se contabilizará la capacidad contratada en firme desde el punto de entrada al punto de salida de cada remitente

• El incumplimiento en el pago de este cargo al transportador será causal del corte del servicio al respectivo Remitente y dará lugar al cobro de los intereses de mora permitidos por la Ley colombiana

Transportadores

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5. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición

A la CREG se han presentado 3 proyectos:

� Planta Peak Shaving

� Planta GNI Atlántico

� Planta GNI Pacífico- Gasoducto B//ventura Yumbo Beneficios de los proyectos GNI

Propuesta:

� Aplicar el estudio realizado durante 2010 para la evaluación de estos proyectos y aceptar como proponentes iniciales a los que los presentaron

� Dar un tiempo para el concurso de 4 meses

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Remuneración y Recaudo

SectorEléctrico

(Generación por restricciones)

SectorEléctrico (Respaldo OEF)

Demanda de gas no

Termoeléctrica

OSC TransportadoresASIC

• Demanda con contratos en firmes de la red de tipo 1

• A prorrata de su capacidad contratada respecto del total contratado en el SNTIngreso

reguladoIngreso regulado


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� Requisitos para recibir el Ingreso Regulado por Generaciones de Seguridad:

� Proyecto Atlántico deberá entrar en operación a más tardar el 1 de enero de 2015.

� Podrá presentar para el primer año mientras entra en operación:

� i) el Jetty, un buque FSU de 160,000 m3 y el gasificador en tierra; o


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� Requisitos para recibir el Ingreso Regulado por Confiabilidad:

� Proyectos de GNI (Atlántico y Pacífico) : en operación infraestructura de regasificación e infraestructura de almacenamiento a más tardar el 1 de enero de 2017


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Derechos de uso de la capacidad

� Derechos de uso de la capacidad

� Cada segmento de demanda que paga un valor por derecho de las plantasGNI será titular en todo momento de la capacidad de almacenamiento yvolumen de vaporización de las mismas en la misma proporción de la tabla debeneficios

� En regulación aparte se determinará por cargos de acceso, cargos decapacidad y cargos de uso de nuevos usuarios de esta infraestructura


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Bidireccionalidad sistema de Transporte

� Se solicitará a los transportadores que presenten proyectos para garantizar labidireccionalidad de los gasoductos conforme al posible uso de las plantasGNI.

5. Propuesta regulatoria: Otros

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Solicitar al CNOG la elaboración de :

1. Un protocolo para coordinación de mantenimientos que debe basarse en lossiguientes principios:

� Los productores deberán presentar un plan de mantenimiento programadodel año.

� En el tiempo sólo puede estar en mantenimiento un campo de producción deoferta de gas

� Mantenimientos de infraestructura de gas correspondientes con las plantastérmicas a gas

5. Propuesta regulatoria: Coordinación Operativa

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� Evento Niño no se harán mantenimientos en el sistema de gas

2. Un protocolo de operación de las plantas de GNI y la infraestructura detransporte y producción de gas

En caso de requerirse las plantas de GNI por interrupciones:

Intercambios automáticos de capacidad de transporte en firme entre losremitentes que cuenten con derechos de confiabilidad sobre la planta deGNI

5. Propuesta regulatoria: Coordinación Operativa

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6. Aspectos que deben ser regulados posteriormente

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Aspectos que deben ser regulados posteriormente

1. Intercambios sobre los derechos de uso

2. Esquema de cargos de acceso, cargos de capacidad y cargos deuso a nuevos usuarios.

3. Esquema de comercialización de gas

4. Requisitos Concurso

¡ MUCHAS GRACIAS !

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