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A diez años del Proyecto Camisea
Cuadro 5-4: Categorías tarifarias – Concesión de Ica
Cuadro 5-5: Margen de comercialización y distribución – Concesión de Ica
Fuente y elaboración: Contrato BOOT de concesión del sistema de distribución de GN por red de ductos en
el departamento de Ica.
Nota: Para los consumidores de Categoría A y B, los componentes fijos de ambos márgenes, están expresados en US$/mes.
Fuente y elaboración: Contrato BOOT de concesión del sistema de distribución de GN por red de ductos en el departamento de Ica.
tarifario vigente desde mayo de 2014. En el cuadro 5-3 se muestran los
resultados del cálculo tarifario.
Cabe precisar que para demandas por encima de los 30,000 Sm 3 por
día, los consumidores son libres de contratar con la distribuidora o
directamente con el productor y el transportista. Por otro lado, en la
concesión de distribución de GN de Ica, se tiene planeado iniciar un
proceso de regulación tarifaria una vez que concluyan los ocho años de
vigencia de las tarifas iniciales establecidas en el contrato de concesión.
Las categorías tarifarias que se definieron en el contrato se presentan en
el cuadro 5-4.
Los pliegos tarifarios de la concesión Ica se han fijado en función del
volumen de demanda que se proyecta atender. En el cuadro 5-5 se
presentan los pliegos de tarifas bajo tres escenarios base de demanda
del año (1 “demanda baja”, 2 “demanda media”, 3 “demanda alta”), los
mismos que se pueden apreciar en el cuadro 5-4. A cada año calendario
le corresponde un único escenario de demanda, determinado en función
del volumen total de GN distribuido por el sistema de distribución durante
el año calendario inmediatamente anterior.
El pago que efectúan los consumidores de GN es la suma del precio
en boca de pozo, la tarifa de transporte y la tarifa de distribución. La
importancia de cada actividad en el precio final varía dependiendo de
la categoría tarifaria a la que pertenece el consumidor. Por ejemplo, en
el caso de la categoría A1, el componente más importante del precio
final del GN lo representa la tarifa de distribución, mientras que para
la categoría GE es el precio en boca de pozo. En el gráfico 5-5 se puede
apreciar la estructura del precio final del GN en las concesiones de
Lima, El Callao e Ica.
Lo expuesto en el presente capítulo ha permitido que el lector tome
noción de los criterios y metodologías utilizados para la elaboración
del marco regulatorio en la industria peruana del GN, los cuales han
logrado que el precio del GN refleje un ahorro significativo frente al
sustituto más cercano. Asimismo, uno de los aspectos regulatorios
más importantes ha sido la adopción del mecanismo de la garantía de
red principal.
MECANISMOS REGULATORIOS PARA EL DESARROLLO DEL
PROYECTO CAMISEA
Como se ha señalado anteriormente, el desarrollo del proyecto
Camisea demoró 20 años debido a diferentes motivos que retrasaron
su ejecución. Uno de los principales fue que las condiciones del
mercado peruano no garantizaban el retorno de las inversiones, ya
que el país no contaba con una industria de GN desarrollada, por lo
que existía gran incertidumbre con respecto a cómo respondería el
mercado frente al ingreso del GN.
La intervención del Estado fue entonces necesaria para garantizar un
nivel de rentabilidad adecuado a los inversionistas que construyeran
y operaran los ductos que transportarían el GN. Mediante la Ley
N o 27133 (Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas
Natural) y su reglamento, se creó una garantía de red principal
(GRP), mecanismo que permitía asegurar la recuperación de las
inversiones a los concesionarios de la red principal del Proyecto
Camisea a una tasa de descuento establecida en el contrato y,
adicionalmente, la posibilidad de avanzar con su recaudación
mediante el pago adelantado. El Decreto Supremo N° 046-2002-EM
se estableció como inicio de la recaudación anticipada de la GRP el
1 o de noviembre de 2002, y los peajes por GRP a recaudar hasta el
comienzo de la operación comercial de Camisea (agosto del 2004).
La GRP debía extinguirse cuando el volumen de GN transportado
igualase o superase la capacidad garantizada, situación que se
presentó en 2009 (se tuvo una GRP igual a cero). Así, la extinción
automática de dicho mecanismo se dio en 2012, de acuerdo con
las condiciones establecidas en los contratos de concesión de
transporte y distribución (TGP, Cálidda y beneficiarios de la GRP).
Garantía de red principal (GRP)
La GRP es un mecanismo creado con la Ley 27133 29 con el objetivo de
garantizar los ingresos a los concesionarios de transporte y distribución
mediante la red principal 30 del Proyecto Camisea, con la aplicación de
un cargo en el sistema principal de transmisión eléctrica a los usuarios
de electricidad.
La GRP es un contrato tácito entre los concesionarios de la red principal
de Camisea y los usuarios del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN), mediante el cual se garantizó a los concesionarios ingresos que
hicieron factible el desarrollo y operación del transporte y distribución
del GN hasta la capacidad garantizada de la red principal. Estos, a
su vez, se comprometieron a proporcionar el servicio de transporte
del GN por medio de la red principal, lo que se necesitaba para el
funcionamiento de las centrales térmicas que atienden al SEIN. Así, se
lograron menores tarifas eléctricas que las que se hubieran dado sin la
presencia del GN en el sector eléctrico.
La GRP se sustenta básicamente en el concepto de “capacidad
garantizada”, que se concreta cuando los clientes o usuarios finales
de electricidad garantizan el flujo de ingresos del transportista y
el distribuidor del GN. Una vez definida la capacidad garantizada
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