Tarifas Sistmicas esquema roll in aplicado en Mxico

Tarifas Sistémicas (esquema roll in aplicado en México) SEMINARIO ARIAE SOBRE LA REGULACION DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS Lima (PERU)

Causas de infraestructura insuficiente Proyectos realizados por participantes ajenos a PGPB para atender a particulares han logrado un desarrollo limitado Altos costos de construcción Distorsiones en precios de otros combustibles Incentivos para mantener a PGPB como suministrador Aversión a compromisos de LP Altos riesgos (Inversionista) Altos costos (Usuarios)

Infraestructura Gas Natural Ductos existentes en 2010 Sistema vulnerable por falta de redundancia en el suministro a zonas con alta actividad económica en el país Ducto en construcción Ductos privados Suficiente (Capacidad disponible mayor a 15%) Excedida (Capacidad disponible menor al 10%) 3

Vulnerabilidad: falta redundancia en SNG

Infraestructura Gas Natural Proyección hipotética 2020 7 5 Redundancia Estaciones de compresión Sistemas 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Proyectados Manzanillo-Guadalajara Tamazunchale-El Sauz Morelos Guadalajara-Aguascalientes. Zacatecas San Isidro-El Encino Los Ramones-San Luis de la Paz. Aguascalientes Sasabe-Puerto Libertad-Guaymas Cactus-Cd. Pemex Ductos privados Con capacidad suficiente (Disponibilidad > 15%) 5 A. EC Omealca 6 C LNG C. EC San Rafael B 4 1 B. EC Golfo 2 A 3 8

Lógica de Esquema Roll– in Incremental SNG Tarifa SNG + Tarifa Incremental de Periférico Sistema Periférico Efecto Sistémico (volumen) Sistema Periférico Tarifa Sistémica

Esquema de tarifas Tarifas pagadas por gas en tránsito en el resto de las zonas de acuerdo a trayecto Tarifas pagadas por gas de trayectos con tránsito por zona del SNG en donde se localiza Gd. T Gasoductos de Tamaulipas SNG Incremental Nacional Roll-in Nacional Ajuste sistémico en Nac + + + GOLFO Ajuste sistémico en G + + + Efecto sistémico SUR, CENTRO, OCCIDENTE + Incremental SUR, CENTRO, OCCIDENTE Ajuste sistémico en S, C, O Cargos asociados infraestructura Gd. T

Lineamientos Estimación de tarifa sistémica • • Criterios: Nuevos: licitación Existentes: tarifa regulada • • Integración de un nuevo sistema Aplicación del mecanismo de corrección de error • Criterios: Beneficio sistémico Variación del costo sistemico dentro de un rango pre establecido Consistencia intertemporal Ingreso requerido global = Sumatoria de IR individuales + Gestión comercial de operador del sistema Mejor proyección de capacidades y flujos sistémicos • Criterios: Distinción del riesgo comercial de cada sistema

Objetivos de regulación económica Viabilidad financiera • Lograr mayor cobertura mediante el desarrollo de nueva infraestructura Viabilidad comercial • Lograr un desarrollo eficiente de la industria con tarifas que permitan el desarrollo de nuevos mercados locales Viabilidad operativa • Lograr mayor confiabilidad en el suministro a través de la conformación de redundancia

Efectos del esquema Inversiones que refuercen o amplíen al sistema integrado Cobro de tarifas en todo el sistema Pagan lo mismo por Transporte Costos repercutidos de manera sistémica Deben permitir recuperar los costos del sistema central y los periféricos No importa a cual sistema se esté interconectado Asignación de costos congruente con la configuración del sistema central Viabilidad financiera global y de largo plazo Usuarios en una misma zona tarifaria Principios similares a los que rigen hoy en día la distribución de gas natural en el país (lógica de red)

Costos de transporte Ductos utilizados para atender la demanda (servicio de transporte). Unbundling molécula - servicio 9, 032 km 7, 431 km Ductos utilizados para llevar el gas producido al mercado (monetizar reservas). Costos internalizados en la molécula

Costo de transporte de largo plazo La regulación tarifaria basada en valor en libros de los activos (no en valor de reposición u otro criterio) abre la posibilidad de utilizar a un sistema sumamente depreciado (SNG) para atemperar el efecto en costos de infraestructura incremental Histograma Porcentaje de depreciación acumulada a dic 2009 (gasoductos regulados por FERC) 0. 30 0. 25 0. 20 0. 15 0. 10 0. 05 0. 00 13% 25% 38% 50% 63% 75% 88% 100% Tarifas SNG vigentes al momento de la integración: parten de activos con un grado de depreciación acumulada promedio de 85%. En 2009, los ductos regulados por FERC tienen en promedio depreciados sus activos en 44%

Costo de transporte en sistemas no depreciados Estimación de valor de sistemas de transporte con capacidad equivalente al SNG Miles de MM Pesos (dic 2005) Revisión Quinquenal Benchmark O&GJ (estimado DGT) (saldo autorizado cierre 2005) DUCTOS COMPRESORAS TOTAL 9. 1 0. 4 9. 5 Costo de adquisición estimado (contable) 73. 2 2. 3 75. 5 55. 0 1. 3 56. 3 Costos unitarios (estimado CRE con base en Yepez, 2008) 1 21. 0 4. 1 25. 1 Yépez (2008), 1/ A Cost Function for the Natural Gas Transmission Industry

Efecto de integración Tarifas derivadas ESTAMPILLA (Pesos/GJ) Tarifas SNG sin Roll in Tarifas SNG calculadas a valor de reemplazo Benchmark Costo de adquisición Costos unitarios Tarifas SNG con Roll in (Delta total Gd. T) 1 Sur 2. 94 9. 57 7. 62 4. 50 3. 28 Centro 4. 34 14. 10 11. 24 6. 65 4. 84 Occidente 2. 46 7. 98 6. 36 3. 76 2. 74 Golfo 1. 58 5. 15 4. 10 2. 42 1. 77 Norte 3. 98 12. 90 10. 30 6. 12 4. 44 0. 00167 Nacional Delta total derivada de 4 trimestres de 2011 y 1 trimestre de 2010 1/

Conclusiones Efecto esperado • Mayor infraestructura • Consolidación de mercados regionales de gas natural • Mayor flexibilidad operativa del sistema central (SNG) • Mayor confiabilidad del servicio de transporte a nivel nacional • Mayor certidumbre financiera de inversionistas en el sector ¿Qué hay que vigilar? • Que no ocurran proyectos ineficientes • Que se mantengan un esfuerzo comercial en los sistemas periféricos • Que se logre establecer un operador independiente del STNI que utilice el sistema de manera óptima • Que el costo de capital sea adecuado dadas las nuevas condiciones comerciales

Cálculo de tarifas SNG congestión Impacto en la tarifa de transporte del usuario marginal en zona golfo

Elementos de cálculo Factor de congestión Definimos el factor de congestión como el cociente entre el costo unitario del SNG con y sin congestión. Entendiéndose por costo congestión al cociente entre el requerimiento de ingresos del SNG autorizado y la diferencia entre la capacidad del SNG autorizada menos la capacidad del sistema GDT. Las tarifas del SNG en un escenario de congestión y aplicables al usuario marginal deberían ser 25. 23% mayores a las tarifas vigentes del SNG, es decir las tarifas sin congestión. SNG- costo unitario sin congestión

Tarifas aplicables al usuario marginal I. Tarifas aplicables al usuario marginal ubicado en el trayecto Golfo-Golfo en el escenario en el que existe congestión en el SNG y el sistema GDT no está integrado al STNI. En este caso, el usuario marginal pagaría las tarifas del SNG congestión y la tarifa incremental del sistema GDT. Pesos/GJ Est. Nacional de congestión Est. Golfo de congestión Tarifa incremental GDT Tarifa de congestión sin roll in GDT Servicio Base Firme Cargo por Capacidad Cargo por Uso 0. 0018 1. 6703 1. 4121 3. 0842 - 0. 0185 0. 1711 0. 1896 Volumétrico 0. 0021 1. 9836 1. 5832 3. 5689 II. Tarifa aplicables al usuario marginal ubicado en el trayecto Golfo-Golfo en el caso en el que el sistema GDT está integrado al STNI, por lo que el usuario marginal pagaría únicamente la tarifa SNG sin congestión, es decir la tarifa con roll in GDT. Pesos/GJ Estampilla Nacional Estampilla Golfo Tarifa incremental GDT Tarifa sin congestión con roll in GDT (STNI) Servicio Base Firme Cargo por Capacidad Cargo por Uso 0. 0014 1. 4900 - 1. 4914 - 0. 0148 - 0. 0148 Volumétrico 0. 0017 1. 7678 - 1. 7694

Tarifas (Pesos/GJ) Reducción de 50% en factura a usuario marginal ubicado en zona golfo. Tarifa SNG congestión Factor de congestión: 1. 25

Sector eléctrico: Consumo de gas natural Impacto en tarifas del SNG

Sector eléctrico Participación en el uso del SNG nacional Participación del sector eléctrico público en el uso del SNG (A/B): B A 43. 5% Prospectiva del mercado de gas natural 2010 -2025 1/ Consumo del sector eléctrico público (CFE y PIE’s) para 2010, 2/ Volumen registrado en los puntos de extracción asociados al sector eléctrico público para el segundo semestre de 2010. 3/ Volumen total de los puntos de extracción del Sistema Nacional de Gasoductos para el segundo semestre de 2010.

Sector eléctrico Participación en el uso del SNG por zona de consumo Promedio nacional: 43. 5%

Sector eléctrico Impacto en tarifas del SNG Tarifas estampilla volumétricas 2010 (Pesos/GJ) Tarifas SNG Sur Centro Occidente Golfo Norte Nacional 2. 941 4. 336 2. 457 1. 584 3. 980 0. 002 Tarifas SNG sin CFE y PIE’s 3. 981 6. 499 3. 622 3. 253 19. 965 0. 002 Var. 35% 50% 47% 105% 402% 0% Tarifas por trayecto volumétricas 2010 (Pesos/GJ) Sur-Sur Sur-Centro Sur-Occidente Sur-Golfo Sur-Norte Tarifas SNG 2. 943 8. 863 11. 320 4. 527 8. 507 Tarifas SNG sin CFE y PIE’s 3. 983 13. 735 17. 357 7. 236 27. 201 Var. 35% 53% 60% 220%

Sector eléctrico - impacto en tarifas SNG Tarifas por trayecto volumétricas 2010 (pesos/GJ) SUR-SUR SUR-CENTRO Vigente 11. 32 8. 86 Estimado sin CFE SUR-GOLFO Vigente Estimado sin CFE SUR-NORTE 7. 24 27. 20 4. 53 8. 51 Vigente Estimado sin CFE 17. 36 13. 74 3. 98 2. 94 SUR-OCCIDENTE Vigente Estimado sin CFE

Sector eléctrico Impacto en tarifas del SNG Tarifas estampilla servicio base firme 2010 (Pesos/GJ) Tarifas SNG Var. Sur Centro Occidente Golfo Norte Nacional Tarifas SNG sin CFE y PIE’s 2. 504 3. 691 2. 092 1. 349 3. 388 0. 001 2. 973 4. 509 2. 534 2. 430 3. 830 0. 001 19% 22% 21% 80% 13% 0% Tarifas por trayecto servicio base firme 2010 (Pesos/GJ) Sur-Sur Sur-Centro Sur-Occidente Sur-Golfo Sur-Norte Tarifas SNG sin CFE y PIE’s 2. 506 7. 545 9. 637 3. 854 7. 242 2. 974 9. 912 12. 446 5. 404 9. 233 Var. 19% 31% 29% 40% 27%

Sector eléctrico -impacto en tarifas SNG Tarifas por trayecto base firme 2010 (Pesos/GJ) SUR-SUR SUR-CENTRO 2. 97 7. 55 2. 51 Vigente Estimado sin CFE SUR-GOLFO 9. 91 9. 64 Estimado sin CFE Vigente SUR-NORTE 5. 40 3. 85 Vigente SUR-OCCIDENTE Estimado sin CFE 7. 24 Vigente 9. 23 Estimado sin CFE 12. 45 Estimado sin CFE

Anexo v Puntos de extracción del SNG asociados al sector eléctrico público: Loc ID Punto Extracción E 140 CFETULA E 139 TAMAZUNCHALE E 141 CFEVALLEMEX E 144 CFEALTAMIRA 1 E 142 CFETULACC E 146 CFESALTILLO E 143 CFEVMEXICOREP E 153 CFERIOBRAVO E 149 CFESANLORENZO E 154 CFEDOSBOCAS E 089 IPPIBERMTY E 094 CFELAG 2 E 091 TRTBLALTAM E 103 CFEENCINO E 101 CFEAGUILA E 147 CFETORREON E 102 CFEALTAM 34 E 152 CFECHAVEZ E 105 CFETUXPAN 2 E 155 CFELALAGUNA E 106 CFEUTGTUXPA E 158 CFENORTE 1 E 117 FETTUXPAN E 093 CFEELSAUZ E 119 HUINALAS E 104 CFESLPAZ E 137 LNGALTEXT E 145 CFESALAMANCA 1 E 138 IPPTUXPAN 5 E 044 MAYAKAN