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A diez años del Proyecto Camisea<br />
Ilustración 5-1: Componentes del precio del gas de Camisea<br />
Gráfico 5-1: Evolución del precio en boca de pozo, periodo 2004-2014<br />
Fuente: Osinergmin. Elaboración: OEE – Osinergmin.<br />
Nota: El GNV tenía un precio preferencial de gas en boca de pozo de 0,8 US$/MMBTU hasta 2012 y los primeros 100,000 clientes de la categoría<br />
tarifaria A tienen un descuento de 63% en el precio de gas en boca de pozo.<br />
Fuente y elaboración: GART-Osinergmin.<br />
aprueban también el plan quinquenal de inversiones de la empresa<br />
y el plan de promoción, que incluye los clientes beneficiarios del<br />
gasto por promoción. A continuación se detalla cada uno de los<br />
componentes del precio final del gas de Camisea, considerando su<br />
mecanismo de formación tarifaria y evolución, así como su marco<br />
regulatorio en el caso de las tarifas de transporte y la TUD.<br />
Precios de gas natural en boca de pozo<br />
De acuerdo con el artículo 77° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, el<br />
precio de los hidrocarburos se rige por la oferta y la demanda; es decir,<br />
no se encuentra regulado. Así, los precios del GN que se extraen de los<br />
yacimientos de la Costa Norte y de Aguaytía son fijados por la propias<br />
empresas que los explotan. Sin embargo, para el caso del GN extraído<br />
del Lote 88 de Camisea, el precio en boca de pozo se encuentra sujeto<br />
a topes máximos establecidos en el contrato de licencia de explotación<br />
firmado entre el Consorcio Camisea y el Estado peruano. De acuerdo<br />
con dicho contrato, el precio base máximo para los generadores<br />
eléctricos es US$ 1.0 MMBTU, con el objetivo de promover el uso del<br />
gas en el sector eléctrico, mientras que para los demás clientes es<br />
US$ 1,8 por MMBTU. Ambos precios se encuentran afectos a la<br />
aplicación de una fórmula de actualización.<br />
Cabe mencionar que, mediante carta PPC-GG-06-0083 del 6 de<br />
setiembre de 2006, Pluspetrol se comprometió a mantener un precio<br />
máximo de 0,8 US$/MMBTU para el GNV por un periodo de seis años,<br />
lo que finalizó en 2012. Los precios base máximos se actualizaron<br />
desde el 1 de enero de 2005, inicialmente en base a la evolución del<br />
precio de una canasta de petróleos residuales en la costa del Golfo<br />
de Estados Unidos. Posteriormente, en el segundo semestre de 2006,<br />
se modificó la fórmula de actualización por una que emplea índices<br />
internacionales asociados a la evolución de la industria del GN y del<br />
upstream. A la fecha la fórmula aplicada es la siguiente:<br />
Donde:<br />
Ind1 = Promedio aritmético del Índice Oil Field and Gas Field Machinery<br />
(WPS1191).<br />
Ind2 = Promedio aritmético del Índice Fuel and Related Products and<br />
Power (WPU05).<br />
i = periodo de 12 meses anteriores a la fecha de actualización.<br />
0 = periodo comprendido entre diciembre de 1999 y noviembre de 2000.<br />
El productor suscribió con cada uno de sus clientes los respectivos<br />
contratos de suministro de GN, en cada uno de los cuales se establecen<br />
los precios del GN, así como sus factores de actualización. Cabe<br />
señalar que ninguno de estos puede sobrepasar los precios máximos<br />
actualizados establecidos en el contrato de licencia. Por ejemplo, el<br />
precio en boca de pozo que Cálidda aplica a los clientes regulados<br />
desde 2004 hasta la fecha (ver gráfico 5-1), donde se aprecia que lo<br />
que pagaban los usuarios regulados era inferior a lo actualizado según<br />
la fórmula establecida en el contrato de licencia.<br />
Entre enero de 2007 y diciembre de 2012, la variación anual no ha sido<br />
más de 5%; y desde enero de 2013 hasta la fecha, no más de 7%. En<br />
2014 se vienen aplicando los precios actualizados en enero de 2013, al<br />
haber dejado de publicarse uno de los índices empleados en el cálculo<br />
del factor de ajuste. Se encuentra pendiente la aprobación de una<br />
nueva adenda al contrato que modifique la metodología de cálculo del<br />
factor de ajuste. También sucede algo similar en el caso de los clientes<br />
generadores eléctricos (ver gráfico 5-1).<br />
Regulación del transporte por red de ductos<br />
La actividad de transporte de GN por red de ductos se caracteriza por<br />
ser un monopolio natural, debido a los elevados niveles de inversión<br />
que se realizan en la construcción de la infraestructura necesaria para<br />
desarrollar dicha actividad, al grado de especificidad de dichos activos<br />
y a la subaditividad de costos 21 .<br />
El Estado peruano, mediante la Ley N° 27133 (Ley de Promoción del<br />
Desarrollo de la Industria del Gas Natural) y su reglamento aprobado<br />
con Decreto Supremo N° 040-99-EM, definió el procedimiento para la<br />
determinación de las tarifas de transporte de GN por red de ductos,<br />
asignándole a Osinergmin la responsabilidad de regular las Tarifas<br />
de Transporte en la Red Principal cada dos años, así como también<br />
el cargo por Garantía de Red Principal (GRP), el cual se explica más<br />
adelante.<br />
Antes de detallar los procedimientos de fijación tarifaria en esta<br />
actividad, es necesario mencionar las reglas para el transporte de GN.<br />
La primera relevante es el Decreto Supremo N° 016-2004-EM, que<br />
aprobó las condiciones generales para la asignación de capacidad de<br />
transporte de GN por ductos. Un hito importante es la creación de la<br />
Tarifa Única de Transporte de GN por D.S. N° 036-2010-EM.<br />
Debido a las características técnico-económicas propias del GN,<br />
el marco regulatorio en la actividad de transporte ha estado<br />
orientado a garantizar el equilibrio económico-financiero mediante<br />
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