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A diez años del Proyecto Camisea
Ilustración 5-4: Determinación del nivel de tarifas
Ilustración 5-5: Componentes del pago por el servicio de distribución
Fuente y elaboración: Osinergmin.
Fuente y elaboración: GART-Osinergmin.
cada tipo de consumidor (diseño tarifario). Para ello se considera que
el comportamiento de una empresa en ausencia de regulación busca
obtener el mayor beneficio posible de los clientes, situando los precios
que paga ligeramente por debajo del precio de los combustibles
sustitutos más eficientes.
∑ N i=1
Donde:
aCI i
: Anualidad (a 30 años) del costo de inversión (CAPEX) que
comprende el valor nuevo de reemplazo existente más las inversiones
proyectadas acumuladas al año “i” 27 .
COyM i
: Costo anual de operación y mantenimiento (OPEX) al año “i”.
Di : Demanda o consumo de los consumidores al año “i”.
R : Tasa de actualización.
N : Periodo de cálculo (cuatro años).
En consecuencia, la metodología usada se basa en proporcionar un
nivel de ahorro similar con respecto al combustible sustituto, lo que
permite ofrecer a los clientes una tarifa competitiva y que a la vez
cubra los costos eficientes de la empresa.
Finalmente, se deben tomar en cuenta los cargos tarifarios
complementarios, que son los siguientes: (i) derecho de conexión,
(ii) acometida para usuarios menores a 300 m3/mes, (iii) inspección,
supervisión y habilitación para clientes mayores a 300 m3/mes y (iii)
corte y reconexión. Estos conceptos representan los cargos adicionales
a las tarifas de distribución que deben también ser regulados por
Osinergmin. La metodología utilizada para determinar cada uno de
los cargos corresponde a la valorización de las actividades que los
conforman, considerando una base de costos unitarios actualizados y
eficientes.
En consecuencia, la definición de las tarifas de distribución mediante
un factor de ajuste, traslada los beneficios del ahorro del GN a todos los
consumidores por igual, asignando la tarifa media a cada consumidor
de acuerdo con su grado de ahorro (competitividad) con respecto al
combustible sustituto.
Procesos regulatorios
A la fecha, las tarifas de distribución se fijan cada cuatro años, entrando
en vigencia en mayo. A 2014 se habían efectuado los siguientes
procesos regulatorios:
• Fijación de tarifas de distribución por red principal 28 para los
periodos 2004-2006, 2006-2008, 2008-2010 y 2010-2012.
• Fijación de tarifas para las otras redes, para los periodo 2004-2008
y 2009-2013. Estas últimas tarifas solo estuvieron vigentes entre el
1 o de enero de 2010 y el 6 de mayo de 2010.
• Fijación de TUD para los periodos 2009-2013 y 2014-2018. La
primera de ellas entró en vigencia a partir del 7 de mayo de 2010 y
estuvo activa hasta el 6 de mayo de 2014.
Hasta el 6 de mayo de 2010, los usuarios del sistema de distribución de
la concesión de Lima y El Callao pagaban dos tipos de tarifas: tarifa de
distribución en la red principal y tarifa de las otras redes. Los clientes
iniciales y los generadores eléctricos se encontraban conectados
directamente a la red principal de distribución, mientras que el resto de
consumidores (residenciales, comerciales, GNV e industriales) hacían
uso de las otras redes.
Por ello, los clientes iniciales y generadores eléctricos solo pagaban la tarifa
de distribución en la red principal, mientras que el resto de consumidores
tenía que asumir en el pago del servicio de distribución dos conceptos: la
tarifa de distribución en la red principal y la tarifa de las otras redes. Esta
situación llevó a que los generadores eléctricos y los grandes consumidores
industriales solicitaran la conexión solo a la red principal para pagar
únicamente la tarifa por red principal de distribución y no la tarifa por otras
redes, argumentando que no usaban ese servicio.
En el caso de los generadores eléctricos, el número de centrales térmicas ubicadas
justo antes del City Gate de Lurín (o inicio de la red principal de distribución)
aumentó de cero en 2004 a cinco en 2012. Si bien esto elevó la oferta,
también ocasionó la concentración en la generación eléctrica en una zona
geográfica, lo que produjo un riesgo de vulnerabilidad en el sistema eléctrico.
La presencia de estas centrales térmicas con grandes consumos de GN
provocó externalidades negativas en el sistema de distribución, por lo que la
empresa concesionaria necesitó realizar inversiones adicionales para poder
cumplir con su compromiso contractual de presión al final de la Red Principal
de Distribución. Lo mismo ocurría con las empresas industriales, puesto que
su conexión a la red de distribución impacta en las características operativas
“aguas abajo” de todo el sistema y en los costos del mismo.
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