Este documento propone criterios y reglas para evaluar y remunerar proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural. Se analizan los beneficios de proyectos como plantas de gas natural importado y se concluye que reducen los costos de restricción del sistema. Se propone una metodología de evaluación de costo-beneficio y un proceso competitivo para seleccionar proyectos que minimicen los costos totales del sistema y definir su remuneración regulatoria.

1. CRITERIOS DE CONFIABILIDAD Y
REGLAS PARA LA EVALUACIÓN Y
REMUNERACIÓN DE LOS PROYECTOS
DE INVERSIÓN EN CONFIABILIDAD
DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS
NATURAL
Junio 28 de 2012
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2. Contenido
1. Antecedentes
2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
3. Beneficios en el Sector eléctrico
4. Conclusiones
5. Propuesta regulatoria
Definiciones
Metodología y Procedimiento
Esquemas de remuneración
Transición
Coordinación Operativa
6. Aspectos que deben ser regulados posteriormente
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3. Contenido
1. Antecedentes
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4. 1. Antecedentes
2007: se presenta escasez de GAS FIRME en el mercado
2008: Decreto MME 2687 de 2008: los Agentes podrían incluir dentro de
su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la
confiabilidad
Resolución 075 de 2008:
Garantizar suministro demanda Regulada
Incentivos distribuidoras-comercializadoras adelanten proyectos que
garanticen la continuidad en el suministro de gas
2009: Sólo Gas Natural presenta proyecto Planta Peak-shaving en
Bogotá
2010: Estudio para “Determinación y valoración económica de
alternativas técnicas para asegurar la continuidad y confiabilidad de la
prestación del servicio de gas natural”
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5. 1. Antecedentes
Resultados estudio realizado en 2010
5

6. 1. Antecedentes
Resultados estudio realizado en 2010
Las propuestas que ofrecen una solución de confiabilidad durante unos
pocos días (Peak-Shaving) tienen un mayor costo que el beneficio por los
costos evitados solución alternativa sería un mercado de cortes.
Resultan más eficientes las plantas de GNI que solucionan tanto el
problema, de confiabilidad como el de abastecimiento en el “Niño”. ( Se
logran economías de alcance)
La planta en la costa del Pacífico, al incorporar un punto alternativo de
suministro en el extremo del sistema de transporte, presta una solución
eficiente para problemas que se llegaran a ocasionar en el sistema de
transporte desde el centro hacia el sur occidente del país
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7. 1. Antecedentes
Resultados estudio realizado en 2010
Costos de Costos
Costos de Costos de Costos de Costo de Costo
PROYECTO Restric. Comb.
Gas Restric. Transp. Inversion Total
Exportac. P.Confiab.
MMu$s MMu$s MMu$s MMu$s MMu$s MMu$s MMu$s
/año /año /año /año /año /año /año
Situación a fines del 2011 con Buque Regasificador
1,825.1 140.5 31.5 - 206.6 68.0 2,271.7
GNL en el Pacífico
Situación a fines del 2011 con Almac. Subterráneo 1,576.8 203.0 166.0 100.4 274.1 19.1 2,339.4
Situación a fines del 2011 con Buque Regasificador
1,635.8 242.1 167.6 - 299.9 47.6 2,393.0
GNL en el Atlántico
Situación a fines del 2011 con inversión de
1,566.2 230.9 306.1 - 281.9 12.8 2,397.9
confiabilidad en Cusiana
Situación a fines del 2011 sin proyectos de
1,574.3 242.1 309.7 - 283.1 - 2,409.1
confiablidad
Situación a fines del 2011 con Planta de PS GNL en
1,574.3 241.4 294.2 7.6 283.4 27.5 2,428.5
Bogota
Situación a fines del 2011 con 7 plantas de Propano -
1,574.3 242.1 309.7 - 283.1 42.4 2,451.5
Aire
* Evaluación en condiciones críticas
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8. 1. Antecedentes
Opción de gas importado para el cargo por confiabilidad
Demanda Contingente durante el Niño
Los productores sólo ofrecen Take or pay y OCGs
Muchas plantas térmicas de gas se convirtieron a diésel
Estudio demuestra que como país es mejor una solución de GAS
FLEXIBLE
CREG establece incentivos 2010-2011
Térmicas que opten por gas flexible para el CxC 2015-2016 el
Período de Vigencia de la Obligación será hasta 10 años (Res. 8
121/2011) ( o hasta 11 años si lo adelantan al 2014)

9. 1. Antecedentes
En 2011 dos grupos de inversionistas presentaron dos proyectos
Inversionistas manifiestan que estos proyectos tienen beneficios
no considerados en el incentivo propuesto como son:
Costo de las generaciones de seguridad en el sector
eléctrico Demandas
contingentes
Confiabilidad y seguridad de abastecimiento para el sector
gas natural
Gas flexible
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10. 1. Antecedentes
1. Cambios política de confiabilidad
Decreto 2100 de 2011 :
Los Agentes Operacionales podrán incluir dentro de su plan de inversiones
aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del
servicio Análisis costo beneficio
Mercado de Cortes
Costo de oportunidad para suspensión de exportaciones
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11. ntecedentes
2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
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12. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A
Análisis de Confiabilidad 2016 Oferta firme y demanda en equilibrio

13. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A
En 2016 la Oferta firme de gas y la demanda se encuentran en equilibrio
la ocurrencia de un «Niño» en 2015 implicaría un desabastecimiento

14. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
volver
Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A
En 2016 la Oferta firme de gas y la demanda se encuentran en equilibrio
Sin GNI la ocurrencia de un «Niño» en 2015 implicaría un desabastecimiento
Si las plantas térmicas optan por una oferta de gas flexible en el mercado
internacional, la oferta doméstica sería superavitaria hasta 2019.

15. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
Demanda Costos de Costos de Costo de
Resumen Año 2016 Total Costos de Gas Restricc. Transp. Inversión Export. Costo total
MPCD MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año MM US$ /año
Normal Sin GNL 1,088.4 2,001.8 869.0 229.4 143.1 1.3 3,242.0
Normal GNL Atl 1,088.4 2,445.6 126.2 279.8 228.4 1.3 3,078.7
Normal GNL Pac 1,088.4 2,467.8 113.7 243.8 235.6 13.0 3,047.9
Normal GNL Atl y Pac 1,088.4 2,544.2 5.2 234.1 320.8 22.1 3,082.2
"La Niña" Sin GNL 1,088.4 2,001.8 913.8 228.5 143.1 2.8 3,284.4
"La Niña" GNL Atl 1,088.4 2,434.5 189.7 277.4 228.4 2.8 3,127.2
"La Niña" GNL Pac 1,088.4 2,463.8 123.8 242.5 235.6 14.8 3,050.9
"La Niña" GNL Atl y Pac 1,088.4 2,544.3 6.2 233.9 320.8 22.7 3,082.5
Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A y cálculos propios para la inversión
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16. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
Cifras en US$ MM
Beneficios
Reducción en restricciones 870.4
Costos
Inversión + Opex 177.7
Compras GNI 542.4
otros 4.7
Diferencia 145.5
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17. 2. Análisis de Beneficio - Costo de Confiabilidad 2011
Fuente: Itansuca Proyectos De Ingeniería S.A 17

18. 3. Beneficios en el sector eléctrico
Uso en plantas térmicas Diesel vs. GNI
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19. 3. Beneficios en el sector eléctrico
Implicaciones si las térmicas optan por diesel
Incremento del costo marginal de la electricidad - problemas de
concentración de la oferta para hacer desafiable el mercado
Generaciones de Seguridad
incentivos para que generadores térmicos opten por gas natural nacional para
servirlas (Costo de oportunidad de la demanda : GNI)
Se pierden las economías de alcance que ofrece el proyecto a los dos sectores
Oportunidad de disminuir el costo de confiabilidad para el sector gas natural
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20. Contenido
4. Conclusiones
20

21. 4. Conclusiones
Asignación de riesgos dado que las plantas GNI abastecen demandas
contingentes:
El Niño
interrupciones en producción o transporte de gas,
Interrupciones el STN (con eventos de difícil pronóstico ej. voladura de torres)
Los sectores eléctrico y gas tienen beneficios adicionales no
cuantificados:
Disminución del costo marginal en el mercado eléctrico y gas
tiempo de redespacho de las plantas térmicas.
Competencia gas-gas
Seguridad de abastecimiento en el sector gas natural
Se deben dar incentivos para:
Demanda de gas natural y eléctrica participen en la financiación de las plantas GNI (x
beneficios de la confiabilidad en gas y racionalización de los costos de la generación
de seguridad )
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22. 4. Conclusiones
Distribución de los beneficios y aportes a la inversión
Beneficios de los proyectos de GNI
Beneficios Beneficios
demanda de gas demanda de gas
Por generación sector sin sector
por seguridad Por OEF termoeléctrico termóeléctrico Total
Proyecto GNI en el Atlántico 41.5% 35.9% 1.8% 20.8% 100.0%
Proyecto GNI en el Pacífico 0.0% 38.7% 9.3% 52.0% 100.0%
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23. Contenido
5. Propuesta Regulatoria
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24. 5. Propuesta regulatoria: Definiciones
Criterio de confiabilidad:
Reducir los costos de restricción por no prestación continua del servicio al usuario
final en un sistema de gas, hasta por un monto igual al costo de la inversión en
aumento de la continuidad del servicio.
En caso que la inversión tenga un mayor costo que el de las restricciones se
optará por un mercado de cortes
Costos de restricción:
Costo de sustitución de la demanda de gas que se raciona por cortes del servicio
programados o no.
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25. 5. Propuesta regulatoria: Definiciones
Confiabilidad Mínima en transporte
Proyectos para mitigar las interrupciones del servicio de Transporte
asociadas a rupturas de gasoductos
Alcanzar una
confiabilidad
parte del costo y
mínima
riesgo normal de
cualquiera sean
la industria
las condiciones
ambientales
Abastecimiento del inversión de
sistema en forma confiabilidad
alternativa
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26. 5. Propuesta regulatoria: Metodología de Evaluación
Metodología
Modelo de flujo de costo mínimo
Un proyecto será aceptable si al incluirlo reduce o iguala
el costo total de abastecimiento del sistema simulado
(incluye el costo de restricciones y costos de operación)
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27. 5. Propuesta regulatoria: Competencia en la entrada para definición de
Ingreso Regulado
Procedimiento
Ene. Oct.
año t año t
CREG da a conocer de manera
indicativa, las áreas del sistema de Se reciben
gas que se podrían encontrar en proyectos
situación de vulnerabilidad
Nov. Nov.
año t año t+1
Todos los participantes deberán
presentar una garantía de seriedad
de la propuesta por un valor igual al Cierre y
Análisis de complementariedad Se abre definición de
diez por ciento (10%) del valor del
o exclusión de los proyecto concurso ingreso
proyecto. 27
regulado

28. 5. Propuesta regulatoria: Competencia en la entrada para definición de
Ingreso Regulado
Concurso para determinar el oferente de mínimo costo:
1,5% del valor de inversión para remunerar estudios de proponente inicial. (si el
proponente inicial es diferente al ganador)
Otro 1.5% del valor de inversión, si el proponente inicial presenta la licencia ambiental
además del diagnóstico ambiental de alternativas
La CREG podrá contratar una banca de inversión para la definición de requisitos de
precalificación, garantías y calificación
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29. 5. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración
Esquemas de remuneración
Remuneración
Tipo de Proyecto
En Distribución usuarios
Inversión x Confiabilidad que defina la propuesta de
regulación de cargos de esta actividad para el
próximo período tarifario
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30. 5. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración
Esquemas de remuneración
Compresores
redundantes en usuarios
Transporte
• La CREG definirá el valor de la inversión por confiabilidad y gastos AOM por
comparación (Res. CREG 126 de 2010,)
• Sin acotar la inversión por factor de utilización.
• El proyecto deberá ser presentado y desarrollado por el Transportador que cuente con
cargos aprobados en el tramo del SNT correspondiente.
• Se determinará un cargo por el concepto de confiabilidad de la actividad de
Transporte.
• * Siguiente período tarifario: inversiones y gastos AOM del proyecto remunerados
acorde a la metodología para determinación del cargo de Transporte que la Comisión
establezca.
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31. 5. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración
Esquemas de remuneración
Tipo de Proyecto Remuneración
Planta GNI Transportadores usuarios
• Los Remitentes de la red de
Ingreso regulado fijado por la transporte con contratos firmes de
Representado por CREG transporte
un Operador del
servicio de Recaudado por los • Pagan a prorrata de su capacidad
confiabilidad de
gas natural
Transportadores del SNT contratada en firme respecto del
(OSC) total en firme contratado en la
sección del SNT beneficiado.
• Se contabilizará la capacidad contratada en firme desde el punto de entrada al punto de
salida de cada remitente
• El incumplimiento en el pago de este cargo al transportador será causal del corte del
servicio al respectivo Remitente y dará lugar al cobro de los intereses de mora permitidos
por la Ley colombiana
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32. 5. Propuesta regulatoria: Lineamientos para la remuneración
Esquemas de remuneración
Tipo de Proyecto Remuneración
Gasoductos Transportadores usuarios
Redundantes
• Los Remitentes de la red de
Ingreso regulado fijado por la
transporte con contratos firmes de
CREG
• Representado por un transporte y que son beneficiarios
Transportador directos de los proyectos
Recaudado por los
Transportadores del SNT
• Por concurso • Pagan a prorrata de su capacidad
contratada en firme respecto del
total en firme contratado en la
sección del SNT beneficiado.
• Se contabilizará la capacidad contratada en firme desde el punto de entrada al punto de
salida de cada remitente
• El incumplimiento en el pago de este cargo al transportador será causal del corte del
servicio al respectivo Remitente y dará lugar al cobro de los intereses de mora permitidos
por la Ley colombiana
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33. 5. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
A la CREG se han presentado 3 proyectos:
Planta Peak Shaving
Planta GNI Atlántico
Planta GNI Pacífico- Gasoducto B//ventura Yumbo
Beneficios de los proyectos GNI
Propuesta:
Aplicar el estudio realizado durante 2010 para la
evaluación de estos proyectos y aceptar como
proponentes iniciales a los que los presentaron
Dar un tiempo para el concurso de 4 meses
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34. 5. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
Remuneración y Recaudo
• Demanda con
contratos en firmes
de la red de tipo 1
Sector
Eléctrico Demanda de • A prorrata de su
(Generación por gas no
Termoeléctrica capacidad
restricciones) contratada respecto
del total contratado
Ingreso en el SNT
Ingreso regulado
regulado
ASIC OSC Transportadores
Sector
Eléctrico
(Respaldo
OEF)
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35. 5. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
Requisitos para recibir el Ingreso Regulado por Generaciones de
Seguridad:
Proyecto Atlántico deberá entrar en operación a más tardar el 1 de enero de
2015.
Podrá presentar para el primer año mientras entra en operación:
i) el Jetty, un buque FSU de 160,000 m3 y el gasificador en tierra; o
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36. 5. Propuesta regulatoria: Periodo de Transición
Requisitos para recibir el Ingreso Regulado por Confiabilidad:
Proyectos de GNI (Atlántico y Pacífico) : en operación infraestructura de
regasificación e infraestructura de almacenamiento a más tardar el 1 de enero
de 2017
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37. Derechos de uso regulatoria: Periodo
5. Propuesta de la capacidad de Transición
Derechos de uso de la capacidad
Cada segmento de demanda que paga un valor por derecho de las plantas
GNI será titular en todo momento de la capacidad de almacenamiento y
volumen de vaporización de las mismas en la misma proporción de la tabla de
beneficios
En regulación aparte se determinará por cargos de acceso, cargos de
capacidad y cargos de uso de nuevos usuarios de esta infraestructura
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38. 5. Propuesta regulatoria: Otros
Bidireccionalidad sistema de Transporte
Se solicitará a los transportadores que presenten proyectos para garantizar la
bidireccionalidad de los gasoductos conforme al posible uso de las plantas
GNI.
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39. 5. Propuesta regulatoria: Coordinación Operativa
Solicitar al CNOG la elaboración de :
1. Un protocolo para coordinación de mantenimientos que debe basarse en los
siguientes principios:
Los productores deberán presentar un plan de mantenimiento programado
del año.
En el tiempo sólo puede estar en mantenimiento un campo de producción de
oferta de gas
Mantenimientos de infraestructura de gas correspondientes con las plantas
térmicas a gas
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40. 5. Propuesta regulatoria: Coordinación Operativa
Evento Niño no se harán mantenimientos en el sistema de gas
2. Un protocolo de operación de las plantas de GNI y la infraestructura de
transporte y producción de gas
En caso de requerirse las plantas de GNI por interrupciones:
Intercambios automáticos de capacidad de transporte en firme entre los
remitentes que cuenten con derechos de confiabilidad sobre la planta de
GNI
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41. 6. Aspectos que deben ser regulados posteriormente
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42. Aspectos que deben ser regulados posteriormente
1. Intercambios sobre los derechos de uso
2. Esquema de cargos de acceso, cargos de capacidad y cargos de
uso a nuevos usuarios.
3. Esquema de comercialización de gas
4. Requisitos Concurso
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43. ¡ MUCHAS GRACIAS !