Regulación de confiabilidad para el servicio de gas natural – Resolución CREG-054/2012

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Hernán Molina, Experto Comisionado CREG

Congreso Andesco de Servicios Públicos y TIC 14º Nacional y 5º Internacional, Cartagena Colombia, Junio 27, 28 y 29 de 2012

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Regulación de confiabilidad para el servicio de gas natural – Resolución CREG-054/2012

  1. 1. CRITERIOS DE CONFIABILIDAD YREGLAS PARA LA EVALUACIÓN YREMUNERACIÓN DE LOS PROYECTOSDE INVERSIÓN EN CONFIABILIDADDEL SERVICIO PÚBLICO DE GASNATURAL Junio 28 de 2012 1
  2. 2. Contenido1. Antecedentes2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 20113. Beneficios en el Sector eléctrico4. Conclusiones5. Propuesta regulatoria Definiciones Metodología y Procedimiento Esquemas de remuneración Transición Coordinación Operativa6. Aspectos que deben ser regulados posteriormente 2
  3. 3. Contenido1. Antecedentes 3
  4. 4. 1. Antecedentes2007: se presenta escasez de GAS FIRME en el mercado2008: Decreto MME 2687 de 2008: los Agentes podrían incluir dentro desu plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar laconfiabilidadResolución 075 de 2008: Garantizar suministro demanda Regulada Incentivos distribuidoras-comercializadoras adelanten proyectos que garanticen la continuidad en el suministro de gas2009: Sólo Gas Natural presenta proyecto Planta Peak-shaving enBogotá2010: Estudio para “Determinación y valoración económica dealternativas técnicas para asegurar la continuidad y confiabilidad de laprestación del servicio de gas natural” 4
  5. 5. 1. AntecedentesResultados estudio realizado en 2010 5
  6. 6. 1. AntecedentesResultados estudio realizado en 2010 Las propuestas que ofrecen una solución de confiabilidad durante unos pocos días (Peak-Shaving) tienen un mayor costo que el beneficio por los costos evitados solución alternativa sería un mercado de cortes. Resultan más eficientes las plantas de GNI que solucionan tanto el problema, de confiabilidad como el de abastecimiento en el “Niño”. ( Se logran economías de alcance) La planta en la costa del Pacífico, al incorporar un punto alternativo de suministro en el extremo del sistema de transporte, presta una solución eficiente para problemas que se llegaran a ocasionar en el sistema de transporte desde el centro hacia el sur occidente del país 6
  7. 7. 1. AntecedentesResultados estudio realizado en 2010 Costos de Costos Costos de Costos de Costos de Costo de Costo PROYECTO Restric. Comb. Gas Restric. Transp. Inversion Total Exportac. P.Confiab. MMu$s MMu$s MMu$s MMu$s MMu$s MMu$s MMu$s /año /año /año /año /año /año /año Situación a fines del 2011 con Buque Regasificador 1,825.1 140.5 31.5 - 206.6 68.0 2,271.7 GNL en el Pacífico 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 1,635.8 242.1 167.6 - 299.9 47.6 2,393.0 GNL en el Atlántico Situación a fines del 2011 con inversión de 1,566.2 230.9 306.1 - 281.9 12.8 2,397.9 confiabilidad en Cusiana Situación a fines del 2011 sin proyectos de 1,574.3 242.1 309.7 - 283.1 - 2,409.1 confiablidad Situación a fines del 2011 con Planta de PS GNL en 1,574.3 241.4 294.2 7.6 283.4 27.5 2,428.5 Bogota Situación a fines del 2011 con 7 plantas de Propano - 1,574.3 242.1 309.7 - 283.1 42.4 2,451.5 Aire * Evaluación en condiciones críticas 7
  8. 8. 1. AntecedentesOpción 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 GAS FLEXIBLE CREG establece incentivos 2010-2011 Térmicas que opten por gas flexible para el CxC 2015-2016 el Período de Vigencia de la Obligación será hasta 10 años (Res. 8 121/2011) ( o hasta 11 años si lo adelantan al 2014)
  9. 9. 1. AntecedentesEn 2011 dos grupos de inversionistas presentaron dos proyectosInversionistas manifiestan que estos proyectos tienen beneficiosno considerados en el incentivo propuesto como son: Costo de las generaciones de seguridad en el sector eléctrico Demandas contingentes Confiabilidad y seguridad de abastecimiento para el sector gas natural Gas flexible 9
  10. 10. 1. Antecedentes1. Cambios política de confiabilidadDecreto 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 10
  11. 11. ntecedentes2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011 11
  12. 12. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011 Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.AAnálisis de Confiabilidad 2016 Oferta firme y demanda en equilibrio
  13. 13. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011 Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.AEn 2016 la Oferta firme de gas y la demanda se encuentran en equilibriola ocurrencia de un «Niño» en 2015 implicaría un desabastecimiento
  14. 14. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011volver Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.AEn 2016 la Oferta firme de gas y la demanda se encuentran en equilibrioSin GNI la ocurrencia de un «Niño» en 2015 implicaría un desabastecimientoSi las plantas térmicas optan por una oferta de gas flexible en el mercadointernacional, la oferta doméstica sería superavitaria hasta 2019.
  15. 15. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011 Demanda Costos de Costos de Costo deResumen Año 2016 Total Costos de Gas Restricc. Transp. Inversión Export. Costo total MPCD MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /añoNormal Sin GNL 1,088.4 2,001.8 869.0 229.4 143.1 1.3 3,242.0Normal GNL Atl 1,088.4 2,445.6 126.2 279.8 228.4 1.3 3,078.7Normal GNL Pac 1,088.4 2,467.8 113.7 243.8 235.6 13.0 3,047.9Normal 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 3,082.5Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A y cálculos propios para la inversión 15
  16. 16. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011 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 16
  17. 17. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A 17
  18. 18. 3. Beneficios en el sector eléctrico Uso en plantas térmicas Diesel vs. GNI 18
  19. 19. 3. Beneficios en el sector eléctricoImplicaciones si las térmicas optan por diesel Incremento del costo marginal de la electricidad - problemas de concentración de la oferta para hacer desafiable el mercado Generaciones de Seguridad incentivos para que generadores térmicos opten por gas natural nacional para servirlas (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 19
  20. 20. Contenido4. Conclusiones 20
  21. 21. 4. ConclusionesAsignación 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 naturalSe 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 generación de seguridad ) 21
  22. 22. 4. Conclusiones Distribución de los beneficios y aportes a la inversión Beneficios de los proyectos de GNI Beneficios Beneficios demanda de gas demanda de gas Por generación sector sin sector por seguridad Por OEF termoeléctrico termóeléctrico TotalProyecto 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% 22
  23. 23. Contenido5. Propuesta Regulatoria 23
  24. 24. 5. Propuesta regulatoria: Definiciones 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 servicioprogramados o no. 24
  25. 25. 5. Propuesta regulatoria: DefinicionesConfiabilidad Mínima en transporteProyectos para mitigar las interrupciones del servicio de Transporteasociadas a rupturas de gasoductos Alcanzar una confiabilidad parte del costo y mínima riesgo normal de cualquiera sean la industria las condiciones ambientales Abastecimiento del inversión de sistema en forma confiabilidad alternativa 25
  26. 26. 5. Propuesta regulatoria: Metodología de EvaluaciónMetodología Modelo de flujo de costo mínimo Un proyecto será aceptable si al incluirlo reduce o iguala el costo total de abastecimiento del sistema simulado (incluye el costo de restricciones y costos de operación) 26
  27. 27. 5. Propuesta regulatoria: Competencia en la entrada para definición de Ingreso ReguladoProcedimiento Ene. Oct. año t año t CREG da a conocer de manera indicativa, las áreas del sistema de Se reciben gas que se podrían encontrar en proyectos situación de vulnerabilidad Nov. Nov. año t año t+1 Todos los participantes deberán presentar una garantía de seriedad de la propuesta por un valor igual al Cierre yAnálisis de complementariedad Se abre definición de diez por ciento (10%) del valor delo exclusión de los proyecto concurso ingreso proyecto. 27 regulado
  28. 28. 5. Propuesta regulatoria: Competencia en la entrada para definición de Ingreso Regulado 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 28
  29. 29. 5. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneraciónEsquemas de remuneración Remuneración Tipo de Proyecto En Distribución usuarios Inversión x Confiabilidad que defina la propuesta de regulación de cargos de esta actividad para el próximo período tarifario 29
  30. 30. 5. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneraciónEsquemas de remuneración Compresoresredundantes en usuarios 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. 30
  31. 31. 5. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneraciónEsquemas de remuneración Tipo de Proyecto Remuneración Planta GNI Transportadores usuarios • Los Remitentes de la red de Ingreso regulado fijado por la transporte con contratos firmes de Representado por CREG transporte un Operador del servicio de Recaudado por los • Pagan a prorrata de su capacidad confiabilidad de gas natural Transportadores del SNT contratada en firme respecto del (OSC) 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 31
  32. 32. 5. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración Esquemas de remuneración Tipo de Proyecto Remuneración Gasoductos Transportadores usuarios Redundantes • Los Remitentes de la red de Ingreso regulado fijado por la transporte con contratos firmes de CREG• Representado por un transporte y que son beneficiarios Transportador directos de los proyectos Recaudado por los Transportadores del SNT• Por concurso • 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 32
  33. 33. 5. Propuesta regulatoria: Periodo de TransiciónA la CREG se han presentado 3 proyectos: Planta Peak Shaving Planta GNI Atlántico Planta GNI Pacífico- Gasoducto B//ventura Yumbo Beneficios de los proyectos GNIPropuesta: 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 33
  34. 34. 5. Propuesta regulatoria: Periodo de TransiciónRemuneración y Recaudo • Demanda con contratos en firmes de la red de tipo 1 Sector Eléctrico Demanda de • A prorrata de su (Generación por gas no Termoeléctrica capacidad restricciones) contratada respecto del total contratado Ingreso en el SNT Ingreso regulado regulado ASIC OSC Transportadores Sector Eléctrico (Respaldo OEF) 34
  35. 35. 5. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición 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 35
  36. 36. 5. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición 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 36
  37. 37. Derechos de uso regulatoria: Periodo 5. Propuesta de la capacidad de Transición Derechos de uso de la capacidad Cada segmento de demanda que paga un valor por derecho de las plantas GNI será titular en todo momento de la capacidad de almacenamiento y volumen de vaporización de las mismas en la misma proporción de la tabla de beneficios En regulación aparte se determinará por cargos de acceso, cargos de capacidad y cargos de uso de nuevos usuarios de esta infraestructura 37
  38. 38. 5. Propuesta regulatoria: OtrosBidireccionalidad sistema de Transporte Se solicitará a los transportadores que presenten proyectos para garantizar la bidireccionalidad de los gasoductos conforme al posible uso de las plantas GNI. 38
  39. 39. 5. Propuesta regulatoria: Coordinación OperativaSolicitar al CNOG la elaboración de :1. Un protocolo para coordinación de mantenimientos que debe basarse en los siguientes principios: Los productores deberán presentar un plan de mantenimiento programado del año. En el tiempo sólo puede estar en mantenimiento un campo de producción de oferta de gas Mantenimientos de infraestructura de gas correspondientes con las plantas térmicas a gas 39
  40. 40. 5. Propuesta regulatoria: Coordinación Operativa Evento Niño no se harán mantenimientos en el sistema de gas2. Un protocolo de operación de las plantas de GNI y la infraestructura de transporte y producción de gas En caso de requerirse las plantas de GNI por interrupciones: Intercambios automáticos de capacidad de transporte en firme entre los remitentes que cuenten con derechos de confiabilidad sobre la planta de GNI 40
  41. 41. 6. Aspectos que deben ser regulados posteriormente 41
  42. 42. Aspectos que deben ser regulados posteriormente1. Intercambios sobre los derechos de uso2. Esquema de cargos de acceso, cargos de capacidad y cargos de uso a nuevos usuarios.3. Esquema de comercialización de gas4. Requisitos Concurso 42
  43. 43. ¡ MUCHAS GRACIAS !

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