Tarifas Sistémicas (esquema roll in aplicado en México) SEMINARIO ARIAE SOBRE LA REGULACION DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS Lima (PERU) 1

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

Vulnerabilidad: falta redundancia en SNG

Infraestructura Gas Natural Proyección hipotética 2020 7 5 Redundancia Estaciones de compresión EC Omealca EC Golfo EC San Rafael Sistemas 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 C 6 B 4 1 2 LNG A 3 8 Ductos privados Con capacidad suficiente (Disponibilidad > 15%)

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

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

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

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

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

9,032 km 7,431 km Costos de transporte Ductos utilizados para atender la demanda (servicio de transporte). Unbundling molécula - servicio 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 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 (saldo autorizado cierre 2005) Benchmark O&GJ (estimado DGT) Costo de adquisición estimado (contable) Costos unitarios (estimado CRE con base en Yepez, 2008) 1 DUCTOS 9.1 73.2 55.0 21.0 COMPRESORAS 0.4 2.3 1.3 4.1 TOTAL 9.5 75.5 56.3 25.1 1/ Yépez (2008), A Cost Function for the Natural Gas Transmission Industry

Tarifas SNG calculadas a valor de reemplazo Efecto de integración Tarifas derivadas ESTAMPILLA (Pesos/GJ) Tarifas SNG sin Roll in Tarifas SNG calculadas a valor de reemplazo Tarifas SNG con Roll in (Delta total GdT) 1 Benchmark Costo de adquisición Costos unitarios 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 Nacional 0.00167 1/ Delta total derivada de 4 trimestres de 2011 y 1 trimestre de 2010

Conclusiones Efecto esperado ¿Qué hay que vigilar? 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 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 con 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 con 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   con congestión

Tarifas aplicables al usuario marginal 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 con congestión y la tarifa incremental del sistema GDT. Pesos/GJ Servicio Base Firme Volumétrico Cargo por Capacidad Cargo por Uso   Est. Nacional de congestión 0.0018 - 0.0021 Est. Golfo de congestión 1.6703 0.0185 1.9836 Tarifa incremental GDT 1.4121 0.1711 1.5832 Tarifa de congestión sin roll in GDT 3.0842 0.1896 3.5689 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 Servicio Base Firme Volumétrico Cargo por Capacidad Cargo por Uso   Estampilla Nacional 0.0014 - 0.0017 Estampilla Golfo 1.4900 0.0148 1.7678 Tarifa incremental GDT Tarifa sin congestión con roll in GDT (STNI) 1.4914 1.7694

Tarifas (Pesos/GJ) Factor de congestión: 1.25 Reducción de 50% en factura a usuario marginal ubicado en zona golfo. Tarifa SNG con 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): 43.5% A B 1/ Consumo del sector eléctrico público (CFE y PIE’s) para 2010, Prospectiva del mercado de gas natural 2010-2025 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 sin CFE y PIE’s Var. Sur 2.941 3.981 35% Centro 4.336 6.499 50% Occidente 2.457 3.622 47% Golfo 1.584 3.253 105% Norte 3.980 19.965 402% Nacional 0.002 0% Tarifas por trayecto volumétricas 2010 (Pesos/GJ) Tarifas SNG sin CFE y PIE’s Var. Sur-Sur 2.943 3.983 35% Sur-Centro 8.863 13.735 55% Sur-Occidente 11.320 17.357 53% Sur-Golfo 4.527 7.236 60% Sur-Norte 8.507 27.201 220%

Sector eléctrico - impacto en tarifas SNG Tarifas por trayecto volumétricas 2010 (pesos/GJ) SUR-SUR SUR-CENTRO SUR-OCCIDENTE SUR-GOLFO SUR-NORTE

Sector eléctrico Impacto en tarifas del SNG Tarifas estampilla servicio base firme 2010 (Pesos/GJ) Tarifas SNG sin CFE y PIE’s Var. Sur 2.504 2.973 19% Centro 3.691 4.509 22% Occidente 2.092 2.534 21% Golfo 1.349 2.430 80% Norte 3.388 3.830 13% Nacional 0.001 0% Tarifas por trayecto servicio base firme 2010 (Pesos/GJ) Tarifas SNG sin CFE y PIE’s Var. Sur-Sur 2.506 2.974 19% Sur-Centro 7.545 9.912 31% Sur-Occidente 9.637 12.446 29% Sur-Golfo 3.854 5.404 40% Sur-Norte 7.242 9.233 27%

Sector eléctrico -impacto en tarifas SNG Tarifas por trayecto base firme 2010 (Pesos/GJ) SUR-SUR SUR-CENTRO SUR-OCCIDENTE SUR-GOLFO SUR-NORTE

Anexo Puntos de extracción del SNG asociados al sector eléctrico público: Loc ID Punto Extracción E140 CFETULA E139 TAMAZUNCHALE E141 CFEVALLEMEX E144 CFEALTAMIRA1 E142 CFETULACC E146 CFESALTILLO E143 CFEVMEXICOREP E153 CFERIOBRAVO E149 CFESANLORENZO E154 CFEDOSBOCAS E089 IPPIBERMTY E094 CFELAG2 E091 TRTBLALTAM E103 CFEENCINO E101 CFEAGUILA E147 CFETORREON E102 CFEALTAM34 E152 CFECHAVEZ E105 CFETUXPAN2 E155 CFELALAGUNA E106 CFEUTGTUXPA E158 CFENORTE1 E117 FETTUXPAN E093 CFEELSAUZ E119 HUINALAS E104 CFESLPAZ E137 LNGALTEXT E145 CFESALAMANCA1 E138 IPPTUXPAN5 E044 MAYAKAN