Determinación de la Tarifa Única de Distribución de … · Demanda propuesta por OSINERGMIN 22 563 820 306 105 154 783 1 129 289 892 916 3 085 012 2 300 967 20 286 271 Diferencia

Informe N° 0130-2014-GART Página 2 de 83

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Gas Natural

Informe N° 0130-2014-GART

Determinación de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural aplicables a

la Concesión de Lima y Callao para el Período 2014-2018

Fecha de elaboración: 10 de marzo del 2014


Índice

RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................................ 5

1 OBJETIVOS ................................................................................................................................... 10

2 ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 10

2.1 ANTECEDENTES LEGALES ................................................................................................................. 10 2.2 ETAPAS Y ANTECEDENTES DEL PROCESO REGULATORIO ......................................................................... 11

3 METODOLOGÍA Y CRITERIOS GENERALES .................................................................................... 13

3.1 MARCO NORMATIVO ...................................................................................................................... 13 3.2 SOBRE EL NIVEL DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL Y DISEÑO TARIFARIO ............................. 13 3.3 DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ................................................................................................. 14

3.3.1 Determinación de la Demanda ............................................................................................. 15 3.3.2 Determinación del CAPEX ..................................................................................................... 15 3.3.3 Determinación de los Costos de Explotación ........................................................................ 16

3.4 DETERMINACIÓN DE LA TARIFA ÚNICA POR CATEGORÍA ......................................................................... 17 3.4.1 Criterios para el diseño tarifario ........................................................................................... 17 3.4.2 Métodos de asignación tarifaria por categoría .................................................................... 17 3.4.3 Metodología del diseño tarifario .......................................................................................... 18

3.5 ANÁLISIS DE LA METODOLOGÍA PRESENTADA POR CÁLIDDA .................................................................... 20 3.5.1 Metodología del Nivel de tarifas .......................................................................................... 20 3.5.2 Metodología del diseño tarifario .......................................................................................... 21

3.6 DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS TARIFARIOS COMPLEMENTARIOS ......................................................... 21

4 TARIFA ÚNICA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR RED DE DUCTOS DE LA CONCESIÓN DE LIMA Y CALLAO .................................................................................................................................... 22

4.1 CATEGORÍAS TARIFARIAS ................................................................................................................. 22 4.2 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA .......................................................................................................... 23

4.2.1 Demanda de Gas Natural de Consumidores Regulados ....................................................... 25 4.2.2 Categoría Generadores Eléctricos ......................................................................................... 32

4.3 VALORIZACIÓN DE LAS INVERSIONES .................................................................................................. 36 4.4 COSTOS DE EXPLOTACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL EN LA CONCESIÓN DE LIMA Y CALLAO ........... 44

4.4.1 Costos Directos ..................................................................................................................... 45 4.4.2 Costos Indirectos ................................................................................................................... 46 4.4.3 Otros costos de operación y mantenimiento ........................................................................ 47 4.4.4 Gastos de Promoción ............................................................................................................ 49 4.4.5 Resumen de los costos de operación y mantenimiento ........................................................ 52

4.5 CALCULO DE LAS TARIFAS POR CATEGORÍAS DE CLIENTES ........................................................................ 54 4.5.1 Calculo general de la tarifa media sin promoción ................................................................ 54 4.5.2 Diseño tarifario ..................................................................................................................... 55 4.5.3 Resultados Tarifarios ........................................................................................................... 57 4.5.4 Impacto en los precios finales a los usuarios ...................................................................... 58 4.5.5 Verificación de la Competitividad de las tarifas ................................................................. 59 4.5.6 Ingresos estimados con las tarifas propuestas ................................................................... 60 4.5.7 Porcentaje de la Tarifa Única de Distribución destinado a los ingresos del mecanismo de promoción ......................................................................................................................................... 60

5 FACTORES DE ACTUALIZACIÓN Y PROCEDIMIENTO DE AJUSTE .................................................... 62

6 CARGOS TARIFARIOS COMPLEMENTARIOS.................................................................................. 63

6.1 DERECHOS DE CONEXIÓN Y FACTOR “K” ............................................................................................. 64 6.2 CARGO POR ACOMETIDAS PARA CONSUMIDORES CON CONSUMO MENOR O IGUAL A 300 M3/MES ................ 64


6.3 CARGOS POR INSPECCIÓN, SUPERVISIÓN Y HABILITACIÓN DE LAS INSTALACIONES INTERNAS DE CONSUMIDORES

MAYORES A 300 M3/MES. ............................................................................................................................ 66

6.4 CARGOS POR CORTE Y RECONEXIÓN ................................................................................................... 68 6.4.1 Cargo por Corte .................................................................................................................... 68 6.4.2 Cargo por Reconexión .......................................................................................................... 73

ANEXO N°1 INFORME “ANÁLISIS DE PROPUESTA TARIFARIA DE GAS NATURAL (TARIFA ÚNICA) PERIODO 2014 – 2018” DEL CONSULTOR COSANAC ............................................................................. 77

ANEXO N°2 LISTA DE COSTOS UNITARIOS 2013 ................................................................................... 78

ANEXO N°3 PLANO DE LAS INSTALACIONES EXISTENTES Y PROYECTADAS PARA EL PERIODO 2014-2018 ............................................................................................................................................................ 82


Resumen Ejecutivo

El 9 de octubre del 2013, la empresa Gas Natural de Lima y Callao S.A (Cálidda), concesionaria de la distribución de gas natural en Lima y Callao, presentó a OSINERGMIN su propuesta de Tarifa Única de Distribución (TUD), para iniciar el proceso de fijación correspondiente al periodo 2014 – 2018. En dicha propuesta tarifaria Cálidda presentó también su propuesta de Plan Quinquenal de inversiones y su Plan de Promoción de Conexiones Residenciales, planes que OSINERGMIN debe aprobar dentro del proceso regulatorio señalado.

El 07 de noviembre de 2013, OSINERGMIN remitió sus observaciones a la propuesta de la TUD y a los 2 planes antes señalados. A lo cual, el 05 de diciembre de 2013, Cálidda remitió la absolución de las observaciones indicadas.

Corresponde a OSINERGMIN establecer la TUD por Categoría Tarifaria, de acuerdo a lo que establece el Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos vigente, aprobado por Decreto Supremo Nº 048-2008-EM.

En ese sentido, en el presente informe se explica la metodología y criterios principales utilizados para la determinación de la TUD, y se sustenta la evaluación de los siguientes aspectos relacionados a la regulación tarifaria de la distribución en la concesión de Lima y Callao:

Definición de las Categorías Tarifarias.

Tarifas Únicas de Distribución de gas natural por red de ductos.

Derechos de Conexión.

Cargo por la acometida para consumidores con consumos menores a 300 m3/mes.

Cargos por Corte y Reconexión.

Cargos por Inspección, Supervisión y Habilitación de la Instalación Interna para consumidores mayores a 300 m3/mes.

A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos.

Categorías Tarifarias

Las Categorías Tarifarias definidas para el presente periodo regulatorio (2014-2018) para la concesión de Lima y Callao, son las que se presentan en el siguiente cuadro. Cabe mencionar que en la presente regulación se propone la segmentación de la Categoría A en dos: A1 y A2, y la incorporación de la Categoría IP, orientada a instituciones públicas del Estado. La segmentación de la categoría A obedece al criterio de focalizar mejor los gastos de promoción a los clientes residenciales y la incorporación de la categoría IP va en línea con facilitar el acceso al gas natural a instituciones públicas como hospitales, ministerios, instituciones educativas entre otros.




Descripción

Categorías por rangos de consumo (Sm3/mes)

A.1 Hasta 60 Sm3/mes

A.2 Desde 61 hasta 300 Sm3/mes

B Desde 301 hasta 17 500 Sm3/mes

C Desde 17 501 hasta 300 000 Sm3/mes

D Desde 300 001 hasta 900 000 Sm3/mes

E Consumidor Independiente con un consumo mayor a 900 000 Sm3

Categorías especiales, independiente del consumo mensual

GNV Para estaciones de servicio y/o gasocentros de gas natural vehicular.

GE Para generadores de electricidad

IP Para instituciones públicas del Estado, tales como hospitales, centro de salud e instituciones

educativas

Demanda de distribución de gas natural

La demanda propuesta para el presente proceso regulatorio supera los 22 miles de millones de m3, la misma que supera en 1.5% a la demanda propuesta por el Concesionario.

Asimismo, el gráfico siguiente muestra la participación de la demanda por categorías. En él se puede apreciar que el componente de mayor predominancia es la demanda de generadores eléctricos con 72%, seguida de la demanda de los clientes del tipo GNV con 11%:

Distribución de la Demanda Total Actualizada por Categoría Tarifaria

(*): Corresponde la propuesta de Cálidda reajustada a los factores de actualización empleados por OSINERGMIN

Fuente Miles m3

OSINERGMIN 22 563 820

Cálidda(*) 22 220 113

1% 1% 4%3%

11%

72%

8%

Demanda Total Actualizada (Miles m3)

A B C D GNV GE E


Costos de inversión

Respecto a los costos de inversión, se tiene que el VNR calculado asciende a US$ 467,9 millones, correspondiente a inversiones existentes al mes de junio del 2013 y valorizados a precios de setiembre del 2013.

El valor presente de las anualidades del costo de la inversión acumulado, que comprende el VNR existente y las inversiones proyectadas, para el presente periodo regulatorio asciende a US$ 309,8 millones.

Costos de explotación

Los costos de explotación, determinados de acuerdo a las metodologías de Empresa Modelo Eficiente y Benchmarking respecto de empresas de distribución de gas natural extranjeras, resulta en valores anuales iguales a 31, 36, 41 y 46 millones de dólares, en cada uno de los años del periodo regulatorio.

Gastos de promoción para la conexión de clientes residenciales

Los gastos de promoción propuestos resultan en valores anuales iguales a 27, 32, 31, 36 millones de dólares, en cada uno de los años del periodo regulatorio, los mismos que permitirán la conexión de 371 389 usuarios en el periodo regulatorio.

Comparación de la Propuesta de OSNERGMIN respecto a la Propuesta de Cálidda

En el siguiente cuadro se muestra un resumen comparativo de los principales resultados entre la propuesta realizada por Cálidda y la propuesta de OSINERGMIN. Asimismo, se ha evaluado la comparación de los ingresos de cada propuesta respecto a lo que se obtendría si se mantendría la tarifa vigente.

Resumen Comparativo entre la Propuesta de Cálidda y de OSINERGMIN

ÍtemValor Presente

de la DemandaA1+A2 B C+IP D GNV E GE

Demanda propuesta por Cálidda(*) 22 220 113 266 210 151 553 1 164 303 789 608 2 999 632 2 151 247 20 205 212

Demanda propuesta por OSINERGMIN 22 563 820 306 105 154 783 1 129 289 892 916 3 085 012 2 300 967 20 286 271

Diferencia (%) 1,5% 15,0% 2,1% -3,0% 13,1% 2,8% 7,0% 0,4%

ÍtemValor Presente

del OPEX

Gasto de

Promoción

Distribu-

ciónComercial

Adminis-

traciónOtros

OPEX según propuesta de Cálidda 328,51 97,48 71,81 43,05 109,35 6,82

OPEX según propuesta de OSINERGMIN 229,40 108,03 37,81 25,75 37,53 20,28

Diferencia (%) -30% 11% -47% -40% -66% 197%

ÍtemValor Presente

de la Inversión

Existente a

Dic-2013 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4

Inversión según propuesta de Cálidda 1 065 542 982 185 182 182 910 116 060 157 285

Inversión según propuesta de OSINERGMIN 868 524 893 112 236 103 076 95 361 116 812

Diferencia (%) -19% -3% -39% -44% -18% -26%

ÍtemValor Presente

de los IngresosA1+A2 B C+IP D GNV E GE

Ingresos con Tarifa Vigente 494,5 44,8 9,8 39,7 24,3 92,6 24,9 258,4

Ingresos según propuesta de Cálidda 705,1 25,7 12,9 95,1 49,6 239,8 70,8 211,2

Ingresos según propuesta de OSINERGMIN 512,3 44,2 10,5 40,4 23,7 92,9 34,6 265,9

Variación respecto a la tarifa vigente - Cálidda (%) 42,6% -42,6% 31,2% 139,7% 104,4% 158,9% 184,6% -18,3%

Variación respecto a la tarifa vigente - OSINERGMIN (%)3,6% -1,4% 7,1% 1,9% -2,5% 0,3% 39,2% 2,9%

Demanda (Miles m3)

Ingresos (Millones US$)

INVERSIÓN (Millones US$)

Costos de Operación y Mantenimiento - OPEX (Millones US$)


Tarifa Única de Distribución

Las tarifas medias que pagaría cada categoría tarifaria se muestran en el siguiente cuadro:

Tarifas Medias de Distribución por Categoría Tarifaria Categorías Tarifarias

Consumo Mensual TUD Media

m3 US$/Mm3

A1 16 195,8

A2 119 139,0

B 1 841 86,7

C 83 109 44,9

GNV 217 603 38,0

D 468 853 33,3

E 3 312 167 18,8

GE 30 186 628 16,3

A partir de las tarifas medias presentadas en el cuadro anterior se han calculado los márgenes de distribución y comercialización para cada categoría tarifaria así como los cargos fijos y variables. Estos resultados se presentan en el siguiente cuadro:

Tarifas Únicas de Distribución (TUD) Periodo 2014-2018

Categoría

Tarifaria

Rango de Consumo

Margen de Comercialización Margen de Distribución

Fijo Fijo Variable

Sm3/Cliente-mes US$/mes US$/(Sm3/d)-mes US$/(Sm

3/d)-mes US$/Mil Sm3

A1 0 - 60 0,93 139,29

A2 61-300 1,10 129,89

B 301 - 17 500 46,73 61,28

C e IP 17 501 - 300 000 0,2679 36,05

GNV Estaciones GNV 0,2268 30,52

D 300 001 - 900 000 0,1986 26,73

E Más de 900 000 0,0897 0,3669 18,76

GE GGEE 0,0671 0,2746 16,31

IP Instituciones

Públicas Aplica los márgenes de comercialización y distribución de la Categoría

Tarifaria C

Impacto en los precios finales a los usuarios y Competitividad

El impacto de las tarifas propuestas sobre el precio final por categorías, se presenta en el siguiente cuadro:


Impacto en los precios finales del gas natural a los usuarios

Categoría Tarifaria

Precio Final Vigente

Precio Final Propuesto

Variación

US$/GJ US$/GJ %

A1 8,8 8,8 -0,8%

A2 7,4 7,4 -0,5%

B 5,9 6,1 2,4%

C 5,0 5,0 0,4%

D 4,8 4,9 0,1%

GNV 4,8 4,7 -0,4%

E 4,2 4,4 3,1%

GE 3,0 3,0 0,4%

La medición de la competitividad del gas natural por Categoría Tarifaria se ha efectuado mediante la comparación del ahorro que tendría, como energético, frente a los combustibles sustitutos más baratos con los que compite, en cada categoría. Por tanto, le evaluación del ahorro no considera la conversión de equipos ni el margen de intermediación de los gasocentros. Con las tarifas propuestas el nivel de competitividad, expresado en ahorro por la comparación del precio final del gas natural respecto al precio del combustible sustituto, para cada categoría se presentan en el siguiente cuadro:

Competitividad del Gas Natural según Porcentaje de Ahorro

Categoría Tarifaria Sustituto Precio Final Propuesto

Ahorro respecto al sustituto

Comb. US$/GJ US$/GJ US$/GJ %

A1 GLP 21.36 8.8 12.60 59.0%

A2 GLP 21.36 7.4 14.00 65.5%

B GLP granel 16.86 6.1 10.80 64.1%

C Residual 16.27 5.0 11.25 69.1%

GNV Residual 16.27 4.9 11.42 70.2%

D Residual 16.27 4.7 11.53 70.9%

E Residual 16.27 4.4 11.89 73.1%

GE Residual 16.27 3.0 13.23 81.3%

* Para el GNV el ahorro calculado no incluye el margen de la estación del GNV, de considerarse dicho margen los ahorros estarían entre 15% y 25%.

Cargos Tarifarios Complementarios

Los Cargos Tarifarios Complementarios que se aprueban en la presente regulación son los siguientes:

Derecho de Conexión,

Acometida para usuarios menores a 300 m3/mes,

Inspección, Supervisión y Habilitación para clientes mayores a 300 m3/mes, y

Corte y Reconexión.


1 Objetivos

Los objetivos del presente informe son:

• Determinar de la Tarifa Única de Distribución por Categorías Tarifarias de la Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao.

• Determinar de los Cargos Tarifarios Complementarios como Derechos de Conexión; Topes Máximos de Acometida para Consumidores Menores a 300 m3/mes; Corte y Reconexión; y, por la Inspección, Supervisión y Habilitación de las Instalaciones Internas.

2 Antecedentes

2.1 Antecedentes Legales

En el año 2000, se suscribió el Contrato BOOT de Concesión de la Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao (en adelante el “Contrato BOOT”), siendo el actual concesionario la empresa Gas Natural de Lima y Callao (Cálidda).

Mediante Decreto Supremo Nº 040-2008-EM, se aprobó el Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos (en adelante el “Reglamento”).

Inicialmente el Contrato BOOT de Distribución contemplaba la existencia de una Tarifa por Red Principal de Distribución y otra por las Otras Redes (redes adicionales a la Red Principal); no obstante, mediante Decreto Supremo N° 048-2008-EM, se sustituyó ambas tarifas y fueron unificadas en un solo sistema denominado Tarifa Única de Distribución (TUD) para cada categoría tarifaria.

En el año 2006, mediante Resolución OSINERG Nº 371-2006-OS/CD, se fijaron los cargos máximos por corte y reconexión del servicio de distribución de gas natural en la Concesión de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao.

En el año 2007, con Resolución OSINERGMIN Nº 013-2007-OS/CD, se fijaron los costos unitarios de tuberías en la evaluación de la expansión de redes de distribución de gas natural de Lima y Callao y se precisaron que a todos los solicitantes de las Categorías Tarifarias reguladas, les corresponde la aplicación del procedimiento de viabilidad técnica económica establecida mediante Resolución OSINERG Nº 263-2005-OS/CD (reemplazada hoy por la norma aprobada con Resolución OSINERGMIN Nº 056-2009-OS/CD).

En el año 2008, se introdujeron diversas modificaciones al Reglamento, una de ellas consistió en la introducción de las definiciones de Plan Anual y Plan Quinquenal de Inversiones, entendiéndose por el primero al programa de inversiones de las obras que desarrollará el Concesionario para los próximos 12 meses; y por Plan Quinquenal de Inversiones al programa anual de obras para la expansión del Sistema de Distribución para un período de 5 años.


Mediante Resolución OSINERGMIN N° 659-2008-OS/CD, publicada el 30 de noviembre del 2008, OSINERGMIN aprobó el “Procedimiento para la elaboración de estudios tarifarios sobre aspectos regulados de la distribución de gas natural” (en adelante “Norma Estudios Tarifarios”), el cual establece que el Concesionario debe presentar a OSINERGMIN, dentro de su propuesta tarifaria, el Plan Quinquenal de Inversiones con el respectivo pronunciamiento de la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas (en adelante DGH).

Mediante Resolución OSINERGMIN Nº 261-2009-OS/CD, publicada el 17 de diciembre del 2009, se fijó la TUD para la concesión de Lima y Callao correspondiente al periodo 2009 - 2013; aprobándose además el Plan Quinquenal de Inversiones, los topes máximos de acometida, y demás conceptos establecidos en el Reglamento.

Mediante Decreto Supremo Nº 009-2012-EM se introdujo en el Reglamento el artículo 112a, en el cual se establece el concepto y los criterios aplicables al Mecanismo de Promoción por la conexión de consumidores residenciales (en adelante “Mecanismo de Promoción”), el cual se refiere al beneficio que tendrán por la conexión al gas natural los consumidores residenciales de los niveles socioeconómicos que establezca el Ministerio de Energía y Minas (en adelante “MINEM”); para tal efecto, el Reglamento establece que el concesionario propondrá al OSINERGMIN el Plan de Conexiones residenciales a beneficiarse con los gastos de promoción (en adelante “Plan de Promoción”), el cual será aprobado por OSINERGMIN dentro del Procedimiento para la fijación de Tarifas de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, Acometida y Cargos de Mantenimiento, Corte y Reconexión.

Mediante la Resolución OSINERGMIN N°199-2012-OS/CD se modificó el procedimiento aprobado con la Resolución 659-2008. En esta modificación se incluyó la presentación de la propuesta del plan de conexiones de clientes residenciales

Mediante la Resolución Ministerial N° 533-2012-MEM/OM, modificada mediante Resolución Ministerial N° 146-2013-MEM/OM, el MINEN dispuso la aplicación del Mecanismo de Promoción a los niveles socioeconómicos de los estratos Medio, Medio Bajo y Bajo según el Plano Estratificado a nivel de manzana por ingreso per cápita del hogar, desarrollado por el INEI.

2.2 Etapas y Antecedentes del Proceso Regulatorio

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD, se aprobó la Norma para la fijación de precios regulados, en cuyo Anexo C.2 se encuentra el “Procedimiento para Fijación de las Tarifas de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, Acometidas y Cargos de Mantenimiento Corte y Reconexión” (en adelante “Procedimiento”), con la finalidad de establecer las etapas y plazos aplicables al procedimiento regulatorio de la Tarifa Única de Distribución.

Mediante Carta s/n de fecha 17 de julio de 2013, Cálidda presentó a la DGH el Plan Quinquenal de Inversiones 2014-2018, conforme a lo estipulado en el artículo 63c del Reglamento.

Mediante Oficio N° 0909-2013-MEM/DGH, la DGH remitió al OSINERGMIN el mencionado Plan Quinquenal a efectos que emita su pronunciamiento sobre el mismo.


Mediante Oficio N° 0644-2013-GART, el OSINERGMIN comunicó a la DGH, que resultaba necesario solicitar a Cálidda que presente información adicional a efectos de poder verificar el cumplimiento de los criterios y requisitos mínimos de elaboración del Plan Quinquenal.

Mediante Oficio N° 0986-2013-MEM/DGH, la DGH corrió traslado a Cálidda de la solicitud realizada por el OSINERGMIN, con la finalidad de que levante las observaciones formuladas.

Mediante Oficio N° 0676-2013-GART, el OSINERGMIN remitió a la DGH el Informe N° 0387-2013-GART, respecto al análisis del cumplimiento de los criterios y contenido mínimo del Plan Quinquenal.

Mediante Oficio N° 1081-2013-MEM/DGH, la DGH corrió traslado a Cálidda del Informe N° 0387-2013-GART, con la finalidad de que levante las observaciones formuladas.

Mediante Carta s/n de fecha 13 de setiembre de 2013, Cálidda remitió a la DGH información complementaria, que fuera solicitada por el OSINERGMIN, con la finalidad de levantar las observaciones formuladas.

Mediante Oficio N° 1082-2013-MEM/DGH, la DGH corrió traslado al OSINERGMIN de la información complementaria del Plan Quinquenal, a fin que sea evaluada y considerada en su pronunciamiento sobre el cumplimiento de los criterios y contenido mínimo del Plan Quinquenal.

Mediante Carta s/n del 07 de octubre de 2013, Cálidda solicitó a la DGH su pronunciamiento sobre el Plan Quinquenal antes presentado.

Mediante Oficio N° 0710-2013-GART del 09 de octubre del 2013, el OSINERGMIN remitió a la DGH el Informe N° 0423-2013-GART, sobre la revisión de la información complementaria del Plan Quinquenal, respecto al análisis del cumplimiento de los criterios y contenido mínimo del mismo.

El 9 de octubre del 2013, Cálidda presentó mediante Documento s/n recibido según Tramite GART N° 8095, su propuesta tarifaria, a efectos de iniciar el proceso de regulación tarifaria correspondiente al periodo 2014 – 2018, en cumplimiento de la etapa a) del Procedimiento.

El 16 octubre de 2013, de acuerdo a lo establecido en la etapa b) del Procedimiento, se efectuó la convocatoria a la Audiencia Pública Descentralizada con la finalidad de que el Concesionario realice el sustentó de su propuesta tarifaria. Dicha Audiencia se realizó el 23 y 24 de octubre de 2013, en las ciudades de Lima y Cañete, respectivamente, cumpliéndose de esta forma con la etapa c) del Procedimiento.

Mediante oficio Nº 0742-2013-GART del 18 de octubre de 2013, OSINERGMIN remitió a Cálidda la solicitud de información complementaria para elaborar el Informe de Observaciones a su Propuesta Tarifaria.

Mediante oficio N° 1205-13-MEM/DGH del 24 de octubre del 2013, la DGH remitió a Cálidda el Informe Técnico Legal N° 011-2013-MEM-DGH/GGN, en el cual emiten el pronunciamiento sobre el Plan Quinquenal presentado por el Concesionario.


Mediante Oficio Nº 0780-2013-GART del 07 de noviembre de 2013, de acuerdo a la etapa d) del Procedimiento, OSINERGMIN remitió a Cálidda sus observaciones a la Propuesta tarifaria, al Plan Quinquenal de Inversiones, y al correspondiente Plan de Promoción. Como parte de las observaciones, se consideró la falta del pronunciamiento de la DGH respecto del Plan Quinquenal de Inversiones propuesto, que el Concesionario debió adjuntar a la propuesta tarifaria conforme lo dispone el Artículo 63c del Reglamento.

El 05 de diciembre de 2013, mediante Documento s/n recibido según Trámite GART N° 9717, Cálidda remitió la absolución de las observaciones a su Propuesta Tarifaria, al Plan de Promoción y al Plan Quinquenal de Inversiones, en cumplimiento de la etapa e) del Procedimiento.

3 Metodología y Criterios Generales

3.1 Marco normativo

Los criterios y metodología empleados en el presente informe son los establecidos en las siguientes normas y/o procedimientos:

Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado con Decreto Supremo Nº 040-2008-EM, que establece los criterios y procedimientos generales a emplearse en la determinación de la tarifa de distribución de gas natural por red de ductos.

Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural, aprobado con Decreto Supremo Nº 040-99-EM, que establece los conceptos para calcular las Tarifas Únicas de Distribución para la Concesión.

Resolución OSINERGMIN N° 659-2008-OS/CD, publicada el 30 de noviembre de 2008, que aprobó la Norma “Procedimiento para la elaboración de estudios tarifarios sobre aspectos regulados de la distribución de gas natural” y sus modificatorias respectivas.

3.2 Sobre el nivel de las tarifas de distribución del gas natural y diseño tarifario

El establecimiento de tarifas en la distribución de gas natural comprende dos etapas: en la primera se determina el nivel de las tarifas que permite garantizar el equilibrio económico financiero de la empresa regulada, mientras que en la segunda se realiza la asignación del nivel de las tarifas a cada Categoría Tarifaria (diseño tarifario). A continuación, se explica la metodología que se emplea para determinar el nivel de las tarifas, mientras que el diseño tarifario será tratado en el punto 3.4 del presente informe.

El nivel de las tarifas debe estructurarse de modo tal que se cumpla con las exigencias y parámetros establecidos en el marco normativo vigente; al respecto, se ha identificado que una de las primeras condiciones dispuestas en el Reglamento consiste en que las tarifas de distribución de gas natural deben remunerar los costos eficientes de la empresa1; en este

1 El artículo 105° del TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, que señala lo siguiente:


sentido, el método que nos permite alcanzar este objetivo es el establecimiento de una Empresa Modelo Eficiente.

La regulación por Empresa Modelo Eficiente se encuentra dentro de los esquemas de regulación por incentivos y ha sido ampliamente aplicada en Chile y otros países desde la década de los ochenta del siglo pasado en los sectores eléctrico, telecomunicaciones y saneamiento.

A través de la regulación por Empresa Modelo Eficiente se crea una empresa referencial que produce al mínimo costo con la tecnología necesaria, y son los costos de esta empresa los que se utilizan para fijar las tarifas. Este tipo de modelo presenta las siguientes ventajas:

La Empresa Modelo Eficiente creada representa los costos eficientes de inversión y

explotación.

La existencia de períodos fijos y exentos de revisiones tarifarias incentiva la reducción de

costos por parte de la empresa regulada (eficiencia productiva) y optimiza el desarrollo de

las inversiones (limitación del efecto Averch-Johnson), al igual que la regulación por “Price

Cap”.

La empresa regulada tiene la posibilidad de obtener ganancias si es capaz de aumentar su

eficiencia dentro de cada periodo tarifario.

Establece que las tarifas deben ser fijadas en base a los Costos Medios de Largo Plazo,

situación que es óptima cuando la empresa debe autofinanciarse.

3.3 Determinación del Costo Medio

En base a los costos obtenidos de la Empresa Modelo Eficiente se puede lograr alcanzar la eficiencia productiva mediante una aproximación al costo marginal de largo plazo usando el costo medio de una red eficiente para abastecer la demanda dentro de los próximos 4 años.

Según el Artículo 28° de la Norma Estudios Tarifarios, el costo medio se determina como el cociente de la suma de los valores presentes de los costos de inversión (CAPEX) y los costos de explotación (OPEX), y el valor presente de la demanda. La fórmula que expresa lo indicado es la siguiente:

Donde:

aCIi

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”2

COyMi Costo anual de operación y mantenimiento al año “i”

“Artículo 105°.- La Tarifa de Distribución deberá proveer al Concesionario los recursos para cubrir los costos eficientes de la prestación del servicio.”

2 De acuerdo al Artículo 109° del TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural.


Di Demanda o consumo de los consumidores al año “i” r Tasa de Actualización N Periodo de cálculo (4 años).

3.3.1 Determinación de la Demanda

En concordancia con lo señalado en el artículo 17° de la Norma Estudios Tarifarios, para estimar la proyección de demanda de los consumidores regulados se tiene en cuenta la proyección del número de clientes y los consumos unitarios asociados en el horizonte de análisis. En estos cálculos se asume como año base de proyección el año 2013.

La demanda de gas de la Concesión se ha analizado dividiendo a los clientes en dos grandes grupos: Consumidores Regulados y Consumidores Independientes, según la definición dada en el Reglamento.

Demanda de Consumidores Regulados3: resulta de la revisión del número de clientes actuales y proyectados propuestos por el Concesionario, y de los consumos unitarios medios por tipo de cliente obtenidos a partir de información estadística histórica.

Demanda de Consumidores Independientes4 y Generadores Eléctricos: De forma similar a los consumidores regulados, se estima el número de clientes a lo largo del periodo regulatorio. El consumo proyectado de cada cliente se estima en base a la capacidad firme contratada con TGP. Para el caso particular de los Generadores Eléctricos (pertenecen a la categoría especial GE5), el consumo unitario se revisa a través de una simulación de despacho de las centrales térmicas e hidráulicas.

3.3.2 Determinación del CAPEX

Los costos de inversión (CAPEX) se conforman sobre la base del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las redes existentes y la valorización de las redes proyectadas para el Periodo de Regulación que son propuestas y aprobadas en el Plan Quinquenal.

Valor Nuevo de Reemplazo de las redes existentes: se determina según los lineamientos establecidos en los artículos 110° y 111° del Reglamento, en los cuales se indica que dicho VNR debe representar el costo de renovar las obras y bienes físicos para prestar el servicio de distribución a precios y tecnología vigentes. Este último, toma en consideración los valores eficientes de las inversiones asociadas, costos financieros, costos administrativos de la construcción, costos de servidumbres y otros relacionados directamente con la etapa constructiva. Adicionalmente, se verifican los

3Consumidores Regulados: Consumidor adquiriente del gas natural con Contrato de Suministro de un concesionario

de distribución, cuyo consumo es menor a 30 000 Sm3/día.

4Cliente Independiente: Consumidor que adquiere Gas Natural directamente del Productor, Comercializador o

Concesionario, siempre que sea en un volumen mayor a los treinta mil metros cúbicos estándar por día (30 000 Sm

3/día) y por un plazo contractual no menor a seis (6) meses

5 Categorías Especiales: Son categoría formadas según su característica del negocio asociado, no correspondiéndole

una asignación por el nivel volumétrico de consumo. De acuerdo con el Artículo 107° del Reglamento se considera como mínimo al GNV y al Generador Eléctrico


resultados de inversión con los resultados contenidos en los estados financieros del Concesionario.

Tal como se señala en el artículo 23° de la Norma Estudios Tarifarios, los costos unitarios utilizados en la sustentación de los costos de inversión, deben desagruparse en: a) uso de materiales, b) uso de equipos, c) gastos generales y utilidades del contratista y, d) el componente importado y nacional correspondiente.

Inversión en redes proyectadas: estas se basan en la infraestructura (tuberías de acero, tuberías de polietileno, estaciones de regulación, etc.) propuesta en el Plan Quinquenal que el Concesionario considera desarrollar en los siguientes 5 años para la prestación del servicio de distribución. La valorización de esta infraestructura considera los costos unitarios utilizados en la determinación del VNR existente.

El costo anual de inversión con el que se determina el Costo Medio, se calcula considerando una anualidad de las inversiones acumuladas para los cuatro años del Periodo de Regulación. Dicha anualidad contempla un periodo de repago de 30 años y una tasa de actualización anual de 12% (establecida en el artículo 115° del Reglamento).

3.3.3 Determinación de los Costos de Explotación

Los costos de explotación consideran los costos eficientes necesarios para la gestión operativa, comercial y administrativa de la empresa de distribución. Estos costos se determinan en base a lo señalado en los artículos 24°, 25° y 26° de la Norma Estudios Tarifarios.

A modo general, los criterios empleados para la determinación de los referidos costos de explotación son los siguientes:

Determinación de una Empresa Modelo Eficiente basada en el Manual de Operación y Mantenimiento y en las áreas funcionales de la empresa concesionaria. La estructura de Costos de Explotación propuesta incluye las actividades de distribución, comercialización, administración y otras relacionadas a la operación y mantenimiento.

Revisión de la propuesta tarifaria y de los reportes de contabilidad regulatoria presentados por el Concesionario.

Benchmarking con empresas nacionales o extranjeras del negocio de distribución de gas natural. A partir de esta comparación se obtienen indicadores estándares que permiten evaluar y corregir a la Empresa Modelo Eficiente que se está evaluando.

Benchmarking con empresas nacionales dedicadas a servicios públicos similares (empresas de distribución eléctrica o de agua). Similar al punto anterior, permiten evaluar y corregir a la Empresa Modelo Eficiente que se está evaluando.

Inclusión de otros cargos: aporte por regulación, pérdidas e incobrables, costo financiero del gas y otros cargos menores.

Inclusión de los costos por la gestión del Mecanismo de Promoción.


3.4 Determinación de la Tarifa Única por categoría

3.4.1 Criterios para el diseño tarifario

En la regulación de los servicios públicos se encuentran con frecuencia conflictos de objetivos, en particular entre eficiencia y equidad. En el Perú, a través del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, se puede concluir que existe una decisión de política de Estado para priorizar el objetivo de equidad y acceso sobre el de eficiencia. En este sentido, el marco regulatorio de la distribución de gas natural busca promover el acceso al gas natural de los diferentes tipos de consumidores, garantizando que las tarifas que pagan los consumidores por el consumo de gas natural deben representarle cierto nivel de ahorro con respecto al uso del combustible sustituto, por lo que el diseño tarifario de la distribución de gas natural también ha respondido a este objetivo de acceso.

3.4.2 Métodos de asignación tarifaria por categoría

En base a los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento obtenidos a partir de la Empresa Modelo Eficiente se calcula el Costo Medio de la concesión de distribución de gas natural. En este sentido, el Costo Medio calculado permite remunerar los costos eficientes de la empresa. Ahora bien, dicho Costo Medio debe ser asignado a las Categorías Tarifarias que, de conformidad con el Artículo 107° del Reglamento, deben ser aprobadas por OSINERGMIN.

El Reglamento no detalla especificaciones precisas respecto a cómo se debe asignar el Costo Medio a cada categoría tarifaria, estableciendo únicamente en su artículo 107° que“…Los costos de Transporte y de Distribución se asignarán a cada categoría de Consumidor de forma tal que se obtengan tarifas finales competitivas respecto del sustituto” 6.

Lo indicado es complementado por el literal c) del numeral 29.1 del artículo 29° de la Norma Estudios Tarifarios, según el cual las tarifas finales para cada categoría se deben diseñar considerando lo siguiente:

“c) Las tarifas deben ser competitivas para todas las categorías de consumidores. Es decir, las tarifas deben proporcionar un nivel de ahorro a todos los consumidores, respecto del sustituto correspondiente.”

Con estas consideraciones se evaluaron tres alternativas para establecer las tarifas para cada categoría tarifaria: Costos Medios por categoría, Costos Marginales por categoría y asignación de costos según la competitividad respecto al combustible sustituto.

6 Artículo 107.- Las categorías de Consumidores serán propuestas por el Concesionario, teniendo como base los rangos de

consumo, para la aprobación de OSINERGMIN y deberán considerar como mínimo unas especiales que involucren al GNV y al generador eléctrico. Los costos de Transporte y de Distribución se asignarán a cada categoría de Consumidor de forma tal que se obtengan tarifas finales competitivas respecto del sustituto. Todos los Consumidores conectados al Sistema de Distribución pagarán la tarifa correspondiente a su categoría tarifaria, independientemente de la ubicación o el nivel de presión del suministro. Adicionalmente, OSINERGMIN definirá factores y cuentas de equilibrio tarifario entre los Consumidores de bajo consumo y el resto, de tal forma de garantizar el equilibrio entre los costos y los ingresos aprobados. Dichas cuentas deberán ser especificadas en el Manual de Contabilidad Regulatoria aprobado por OSINERGMIN para fines de supervisión. OSINERGMIN podrá considerar la aplicación de volúmenes mínimos para cada categoría de Consumidor, los cuales serán una exigencia para permanecer en una determinada categoría.


a) Tarifas iguales a Costos Medios por categoría: Esta primera alternativa, si bien permite que la empresa recupere sus costos eficientes, conlleva a que los consumidores residenciales y comerciales (5% de la demanda) que utilizan la red de polietileno y parte de la red de acero, deban pagar una tarifa superior al precio del combustible sustituto (GLP) debido a que la inversión en polietileno representa aproximadamente el 66% del costo de inversión. En ese sentido, la presente alternativa no permitiría cumplir con lo dispuesto en el artículo 107° del Reglamento, salvo que se establezcan subsidios cruzados entre Categorías Tarifarias, lo cual tendría que hacerse, de ser el caso, de manera discrecional.

b) Tarifas iguales a Costos Marginales por categoría: Este enfoque no permitiría que la empresa recupere sus costos y haría necesario que se establezcan cargos adicionales a cada categoría para cubrir el déficit generado. La asignación de estos cargos se realizaría también de manera discrecional.

c) La asignación de costos según la competitividad del combustible sustituto: Este enfoque tiene origen en la premisa expresamente establecida en el Artículo 107° del Reglamento, según la cual debe considerarse la competitividad de las tarifas frente al combustible sustituto. Esta metodología permite cumplir con lo establecido en el Reglamento ya que se establece un nivel de ahorro que cada tipo de consumidor puede obtener por el consumo de gas natural en lugar del combustible sustituto. Asimismo, al haberse determinado los Costos Medios a través del esquema de la Empresa Modelo Eficiente, se garantiza que la empresa alcance la eficiencia productiva.

3.4.3 Metodología del diseño tarifario

La metodología del diseño tarifario permite ofrecer a los clientes una tarifa competitiva y que a la vez cubra los costos eficientes de la empresa.

Para ello se considera que el comportamiento de una empresa en ausencia de regulación busca obtener el mayor beneficio posible de los clientes, situando por tanto sus precios ligeramente por debajo del sustituto energético más eficiente.

Para determinar las tarifas para cada una de las Categorías Tarifarias se han seguido los siguientes pasos:

• Se estima la disposición a pagar por el gas natural (incluido el precio en boca de pozo y el transporte) para las diferentes Categorías Tarifarias, en base al precio de los sustitutos y consumos unitarios típicos.

• Se calcula la disposición a pagar neta por la distribución, restándose el precio en boca de pozo y el transporte, así como los costos de conversión.

• Se ajusta una curva de disposición a pagar de todo el mercado.

• Se calcula la demandada potencial de gas natural considerando el número de consumidores que pueden ser abastecidos y los consumos unitarios esperados.

• Se calcula el monto total de facturación considerando las máximas disposiciones a pagar.

• Se crea un factor que equilibre la facturación de la empresa con los costos necesarios para prestar el servicio a fin de lograr el equilibrio financiero.


• Todos los costos se reparten entre las Categorías Tarifarias en proporción al ahorro esperado respecto al combustible sustituto.

• Se ajusta una curva de Costo Medio equivalente y se calculan las tarifas de distribución por categoría.

Esta curva de Costo Medio (CMe) debe ser igual a la tarifa que paga cada consumidor, la cual se muestra en el siguiente gráfico.

Gráfico Nº 1

Luego se determina la función de ingresos de la empresa que varía según los volúmenes de consumo de cada cliente y a partir de esta se estiman los cargos variables y fijos que debe pagar cada categoría tarifaria.

Los cargos variables son decrecientes a medida que se incrementa el consumo unitario por cliente, mientras que los cargos fijos por estar conectados a la red se incrementan a medida que aumentan los niveles de consumo. Cabe señalar que al haberse empleado un esquema de asignación de costos de tipo roll-in el costo total de las nuevas redes se asigna entre todos los clientes (nuevos y existentes) por igual. De emplearse un esquema de asignación de costos incremental el costo de desarrollo de la ampliación del sistema (costo marginal) se asignaría exclusivamente a los nuevos clientes, (principalmente residenciales) lo que ocasionaría que tuvieran que pagar cargos fijos elevados.


Gráfico Nº 2

En consecuencia, la definición de las tarifas de distribución mediante un factor de ajuste, traslada los beneficios del ahorro del gas natural a todos los consumidores por igual, asignando la tarifa media a cada consumidor de acuerdo con su grado de ahorro (competitividad) respecto del combustible sustituto.

3.5 Análisis de la Metodología presentada por Cálidda

3.5.1 Metodología del Nivel de tarifas

La metodología presentada por Cálidda presenta las siguientes características:

• Usa la metodología del costo medio de acuerdo con lo establecido en el Reglamento.

• A fin de evaluar los costos contables de OPEX de Cálidda proponen la metodología de fronteras de eficiencia.

• Cálidda utiliza su ubicación relativa en el rango eficiente para “validar” los costos operativos propuestos.

• Para valorizar el CAPEX se utilizan costos unitarios y los metrados proyectados.

Del análisis efectuado se han identificado las siguientes observaciones:

• Existen problemas para usar la metodología de fronteras de eficiencia por las siguientes razones:

• No se cuenta con información fiable para asegurar robustez del resultado

• La muestra utilizada es restringida a empresas de solo dos países (Colombia y Brasil)

• No se tiene información de detalle de la muestra


• No se incorporan factores ambientales

• Las normas vigentes disponen que se debe usar los conceptos de Empresa Modelo Eficiente y benchmarking. Cabe señalar que, si bien la frontera de eficiencia es una técnica de benchmarking, no es factible su uso por no contar con datos de otras simulaciones en el periodo de evaluación. Por ello, en el cálculo de la TUD, sólo se compara los ratios estándares de las empresas analizadas, permitiendo con dichos ratios evaluar y corregir a la Empresa Modelo Eficiente.

• Respecto al CAPEX, los costos unitarios no se sustentan de manera fehaciente.

• Los costos de los insumos presentados son elevados para las condiciones de mercado.

• Los costos de los nuevos city gates y estaciones de regulación y medición (ERMs) también resultan muy elevados, dado que, el sustento presentado del equipamiento que los conforman, se observan valores menores a los propuestos.

3.5.2 Metodología del diseño tarifario

En relación al diseño tarifario la metodología presentada por Cálidda se caracteriza por lo siguiente:

• Propone tarifas en dos partes: (i) un cargo variable igual al costo marginal de distribución (aproximado mediante el costo incremental medio) y (ii) un cargo fijo que captura de manera diferenciada parte del “excedente del consumidor”.

• Como consecuencia los costos asignados a los consumidores residenciales resultan elevados (ya que asumen el costo de la red de polietileno) en comparación con las demás categorías.

• Propone mantener los rangos de consumo por Categorías Tarifarias vigentes desde 2004, agregando dividir la categoría A en dos segmentos.

• Extraen parte de los excedentes de los consumidores de las categorías no residenciales para asegurar el equilibrio financiero de la empresa.

Se han identificado los siguientes problemas con la metodología del diseño tarifario planteado:

• El porcentaje del excedente del consumidor extraído para generar los cargos fijos es arbitrario. Se basa en verificar ex post la competitividad del gas natural con los sustitutos.

• Existen problemas para garantizar la competitividad frente al GLP en el acceso residencial, poniendo en riesgo los objetivos de la masificación.

• Cálidda no sustenta la metodología en detalle empleada para calcular los costos incrementales medios.

3.6 Determinación de los Cargos Tarifarios Complementarios





Inspección, Supervisión y Habilitación para clientes mayores a 300 m3/mes y

Corte y Reconexión

La metodología para determinar cada uno de ellos corresponde a la valorización de las actividades que conforman dichos cargos, considerando una base de costos unitarios actualizados y eficientes.

Asimismo, los criterios seguidos son aquellos establecidos en los capítulos IV, V y VI de la Norma Estudios Tarifarios, los cuales están dirigidos principalmente a determinar los componentes que incluyen dichos cargos y al diseño de las fórmulas de actualización para cada caso.

4 Tarifa Única de Distribución de gas natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao

En esta sección se presenta la aplicación de los conceptos y metodología señalados anteriormente para la determinación de las tarifas para el periodo 2014 – 2018.

En primer lugar se presentan las Categorías Tarifarias consideradas para la presente regulación. Posteriormente, se realiza un análisis y estimación de la demanda, las inversiones y los costos de explotación proyectados. Finalmente, se determina el nivel tarifario y el diseño de tarifas que permitirá obtener las tarifas por categorías

4.1 Categorías Tarifarias

De acuerdo con la metodología anteriormente expuesta y considerando la propuesta de la empresa concesionaria, se han determinado las Categorías Tarifarias que tendrán lugar en la presente regulación tarifaria (2014-2018) para la Concesión de Lima y Callao.

Los cambios ocurridos respecto de la regulación anterior son:

La segmentación de la categoría A (cuyo rango de consumo era de 0 a 300 Sm3/mes) en: A1 (de 0 a 60 Sm3/mes) y A2 (de 61 a 300 Sm3/mes). Dicha segmentación se realiza con el fin de permitir un direccionamiento mejor focalizado del mecanismo de promoción, considerando que los usuarios afectos a la categoría A1, en su mayoría son del tipo residencial (99.6%) y por tanto posibles beneficiarios del gasto de promoción.

La creación de la categoría de Instituciones Públicas, que considera a usuarios tales como hospitales, centro de salud e instituciones educativas, y es independiente del consumo mensual por cliente. Esta nueva categoría se crea, de acuerdo a la propuesta del Concesionario y con el fin de promover la conexión de un mayor número de instituciones públicas.

La facturación para esta nueva categoría se efectuará con los resultados tarifarios de la Categoría C.


Cuadro N° 1 Categorías Tarifarias


Descripción

Categorías por rangos de consumo (Sm3/mes)

A.1 Hasta 60 Sm3/mes

A.2 Desde 61 hasta 300 Sm3/mes

B Desde 301 hasta 17 500 Sm3/mes

C Desde 17 501 hasta 300 000 Sm3/mes

D Desde 300 001 hasta 900 000 Sm3/mes

E Consumidor Independiente con un consumo mayor a 900 000 Sm3

Categorías especiales, independiente del consumo mensual

GNV Para estaciones de servicio y/o gasocentros de gas natural vehicular.

GE Para generadores de electricidad

IP Para instituciones públicas del Estado, tales como hospitales, centro de salud e instituciones

educativas

4.2 Estimación de la Demanda

La estimación de la demanda partió del diagnóstico del mercado actual y de una estimación del mercado potencial de clientes que podrían acceder al suministro de gas natural en la Concesión.

El mercado total de la Concesión se segmentó de acuerdo a las Categorías Tarifarias consideradas. A partir de dicha segmentación y de la información estadística histórica, se determinaron los consumos unitarios promedio por categoría (Ver cuadro siguiente), se realizó la proyección de clientes a ser conectados y la demanda asociada a dicha proyección.

Cuadro N° 2 Consumo Promedio por Cliente según Categoría Tarifaria

Categoría

Consumo

Promedio

Mensual

(m3/Cliente)

Categoría A1 16

Categoría A2 119

Categoría B 1 841

Categoría C + IP 83 109

Categoría GNV 217 603

Categoría D 468 853

Categoría E 3 312 167

Categoría GE 30 186 628

La proyección para los próximos 4 años del número de clientes y de la demanda por Categorías Tarifarias, se presenta en los siguientes cuadros.


Cuadro N° 3 Proyección del número de clientes conectados

Número de clientes al finalizar el año

Categoría 1 2 3 4

Categoría A1 228 702 326 936 420 480 529 942

Categoría A2 1 984 2 836 3 648 4 597

Categoría B 1 466 1 763 2 014 2 306

Categoría C + IP 276 282 288 292

Categoría GNV 259 284 307 329

Categoría D 37 39 41 42

Categoría GE 14 14 14 14

Categoría E 14 14 15 15

Cuadro N° 4 Proyección de la demanda de distribución de gas natural

Demanda

actualizada

(Miles m3) Demanda Proyectada

Categoría Demanda % 1 2 3 4 Total

Categoría A1 200 460 0,9% 37 200 55 071 73 764 93 722 259 756

Categoría A2 35 475 0,2% 6 638 9 826 13 162 16 723 46 349

Categoría B 121 511 0,5% 31 310 36 531 41 222 45 719 154 783

Categoría C+IP 901 647 4,0% 276 043 280 156 284 384 288 706 1 129 289

Categoría GNV 2 446 374 10,8% 660 844 737 449 809 530 877 189 3 085 012

Categoría D 711 528 3,2% 212 255 220 368 228 683 231 611 892 916

Categoría E 1 845 321 8,2% 564 899 564 899 585 584 585 584 2 300 967

Categoría GE 16 301 503 72,2% 5 068 146 5 068 146 5 081 834 5 068 146 20 286 271

Total 22 563 820 100% 6 857 335 6 972 446 7 118 163 7 207 399 28 155 343

En el siguiente cuadro se resume el análisis efectuado, destacándose el hecho que en los cuatro años de proyección el consumo de gas crece en 5.1% por año.

Cuadro N° 5 Proyección de demanda

Año Demanda Crecimiento

Mm3 %

1 6 857 335

2 6 972 446 1,68%

3 7 118 163 2,09%

4 7 207 399 1,25%


4.2.1 Demanda de Gas Natural de Consumidores Regulados

La demanda de los clientes regulados, tal como se menciona en la metodología y criterios generales, se basa en determinar el número de clientes que potencialmente podrían consumir gas natural y determinar sus consumos unitarios respectivos, ello se evalúa en cada categoría tarifaria y se presenta a continuación.

4.2.1.1 Categorías A (A1 y A2) y B

En los siguientes gráficos se muestra la proyección del consumo para las categorías A (que corresponde a la suma de las categorías A1 y A2) y B, las cuales involucran a los clientes con menor consumo unitario. Estos clientes son los más numerosos y por tanto definen el compromiso de inversión de Cálidda en lo referente a conexión de clientes.

El Factor de Penetración que se emplea para este caso es el indicado en la Norma Estudios Tarifarios, que asciende a 70% de los clientes de un área habilitada (potenciales).

Gráfico Nº 3

14

6,4

63

23

0,6

86

32

9,7

72

42

4,1

28

53

4,5

39

16.0

18.0

20.0

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

m3

/cl-

me

s

Clie

nte

s

Proyección del número de clientes y consumo unitario Categoría A1 + A2

Clientes acumulados Consumo unitario (m3/cl-mes)


Gráfico Nº 4

Gráfico Nº 5

24,766

43,838

64,897

86,926

110,445

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

2013 2014 2015 2016 2017

Mile

s d

e m

3

Proyección de la Demanda - Categoría A1+A2 (Miles de m3)

1 650

1 700

1 750

1 800

1 850

1 900

1 950

2 000

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2013 2014 2015 2016 2017

m3

/cl-

me

s

clie

nte

s

Proyección del Número de Clientes y Consumo Unitario Categoria B

Clientes Consumo (m3/cl-mes)


Gráfico Nº 6

4.2.1.2 Categorías C, D y E

La demanda del sector industrial (demanda de la Categoría C y D) se estimó tomando en consideración la conversión de los usuarios industriales que utilizan GLP a granel, Diesel 2 y Residuales (R500 y R6).

Se utilizó la información histórica de la evolución del número de clientes conectados y del consumo unitario de las categorías C (Industria menor), D (Industria) y E (Gran Industria).

Gráfico Nº 7

24,991

31,310

36,531

41,222

45,719

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

2013 2014 2015 2016 2017

Mile

s d

e m

3

Proyección de la Demanda de la Categoria B (Miles de m3)

0

50

100

150

200

250

300

feb

-05

ago

-05

feb

-06

ago

-06

feb

-07

ago

-07

feb

-08

ago

-08

feb

-09

ago

-09

feb

-10

ago

-10

feb

-11

ago

-11

feb

-12

ago

-12

feb

-13

ago

-13

úm

ero

de

Clie

nte

s p

or

cate

gorí

a

Evolución del número de clientes de la Categoría C, D y E

Categoría C

Categoria D

Categoría E


Gráfico Nº 8

Para determinar la proyección de demanda, se ha asignado a cada una de las categorías evaluadas un consumo unitario conservador.

Es importante mencionar que los volúmenes de demanda proyectados para la categoría de instituciones Públicas (IP) se encuentran incorporadas, como demanda, en la proyección de la categoría C.

La demanda propuesta para esta nueva categoría de Instituciones Públicas conecta hasta el final del periodo 9 instituciones de salud que representa el 94% de la demanda indicada y entre ministerios e instituciones educativas alcanzan 12 instituciones que representa el 6% de demanda proyectada. En el gráfico siguiente se muestra la demanda proyectada:

Gráfico Nº 9

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

feb

-05

ago

-05

feb

-06

ago

-06

feb

-07

ago

-07

feb

-08

ago

-08

feb

-09

ago

-09

feb

-10

ago

-10

feb

-11

ago

-11

feb

-12

ago

-12

feb

-13

ago

-13

Co

nsu

mo

un

itar

io d

e C

lien

tes

po

r ca

tego

ría

Evolución del consumo unitario de clientes de la Categoría C, D y E

Categoría C

Categoria D

Categoría E

706

1,306

1,731

2,335

0

500

1000

1500

2000

2500

2014 2015 2016 2017

Mile

s d

e m

3

Proyección de la Demanda - Categoria Instituciones Públicas


Los resultados de la proyección realizada para las categorías C, D y E se presentan en los siguientes gráficos:

Gráfico Nº 10

Gráfico Nº 11

50 000

55 000

60 000

65 000

70 000

75 000

80 000

85 000

90 000

255

260

265

270

275

280

285

290

295

2013 2014 2015 2016 2017

m3

/cl-

me

s

clie

nte

s

Proyección del Número de Clientes y Consumo Unitario Categoria C + IP


258,877

276,043 280,156

284,384 288,706

240 000

250 000

260 000

270 000

280 000

290 000

300 000

2013 2014 2015 2016 2017

Mile

s d

e m

3

Proyección de la Demanda - Categoria C + IP


Gráfico Nº 12

Gráfico Nº 13

En la categoría E se estimó la demanda en función de la capacidad firme que cada cliente tiene contratado con TGP, ello porque los clientes que se encuentran en la categoría se definen como Clientes independientes, y para dichos clientes, de acuerdo con la Norma Estudios Tarifarios, la proyección de su consumo se basa en en la capacidad que hayan contratado.

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

32

34

36

38

40

42

44

2013 2014 2015 2016 2017

m3

/cl-

me

s

clie

nte

s

Proyección del Número de Clientes y Consumo Unitario Categoría D


201,801 212,255 220,368 228,683 231,611

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

2013 2014 2015 2016 2017

Mile

s m

3

Proyección de la Demanda - Categoría D


Gráfico Nº 14

Gráfico Nº 15

4.2.1.3 Categoría GNV

Para la determinación de la demanda efectiva en el sector transporte se consideró la información publicada por COFIDE a través de la Cámara Peruana de GNV (CPGNV). Con dicha información se estimó el consumo diario por vehículo, el número de conversiones diarias y la cantidad de estaciones GNV requeridas para atender la demanda actual y proyectada.

Para esta estimación se consideró como mercado objetivo el parque vehicular de taxis y autos particulares que consumen gasolinas y GLP para uso automotor, en Lima y Callao. Asimismo, se ha considerado el parque de Buses, cuyo caso más representativo es el Metropolitano de Lima.

1 000 000

1 200 000

1 400 000

1 600 000

1 800 000

12

13

13

14

14

15

15

16

2013 2014 2015 2016 2017

m3

/cl-

me

s

clie

nte

s

Proyección del Número de Clientes y Consumo Unitario Categoría E


544,213

564,899 564,899

585,584 585,584

520 000

530 000

540 000

550 000

560 000

570 000

580 000

590 000

2013 2014 2015 2016 2017

Mile

s d

e m

3

Proyección de la Demanda - Categoría E


Gráfico Nº 16

Gráfico Nº 17

4.2.2 Categoría Generadores Eléctricos

La principal demanda de la Concesión corresponde a la de los generadores eléctricos, quienes tienen una alta volatilidad debido a que su operación depende de factores muy variables como la producción de la generación hidroeléctrica y el crecimiento de la demanda eléctrica.

La estimación de la demanda de los Generadores Eléctricos requiere su Capacidad Firme contratada con TGP, las cuales se presentan en el siguiente cuadro.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

2013 2014 2015 2016 2017

Co

nsu

mo

po

r ve

híc

ulo

Ve

híc

ulo

s co

nve

rtid

os

Proyección del Número de Vehículos Convertidos

Vehículos Convertidos

578,399

660,844 737,449

809,530 877,189

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

900,000

1,000,000

2013 2014 2015 2016 2017

Mile

s d

e m

3

Proyección de la Demanda de GNV

GNV Estaciones de Servicio GNV Metropolitano


Cuadro N° 6: Capacidad Firme contratada con TGP

Generador Eléctrico 2013(1) 2014 2015 2016 2017

SDF Energía 264 811 264 811 264 811 264 811 264 811

Edegel Ventanilla 2 100 000 2 100 000 2 100 000 2 100 000 2 100 000

Edegel Santa Rosa 1 100 000 1 100 000 1 100 000 1 100 000 1 100 000

Enersur 2 907 545 2 907 545 2 907 545 2 907 545 2 907 545

Kallpa 3 154 870 3 154 870 3 154 870 3 154 870 3 154 870

FPP 2 330 476 2 330 476 2 330 476 2 330 476 2 330 476

Termochilca 637 500 1 275 000 1 275 000 1 275 000 1 275 000

Total 12 495 202 13 132 702 13 132 702 13 132 702 13 132 702

(1): Capacidad Firme asignada al término del año 2013

Asimismo, se comprueba el despacho de energía para fines de la verificación de la demanda. Para ello, se estima el consumo medio esperado de los generadores eléctricos a través de la simulación de la operación de las centrales térmicas e hidráulicas en un modelo probabilístico que usa el Software @RISK de Palisade.

Los pasos seguidos para evaluar el consumo de gas natural del sector eléctrico, fueron:

1) Estimación del crecimiento de la demanda eléctrica;

2) Definición del plan de obras de generación, tanto hidroeléctricas como termoeléctricas;

3) Simulación del despacho hidroeléctrico para obtener el residuo a ser complementado con generación térmica;

4) Simulación del despacho térmico, considerando los costos variables de operación y la disponibilidad de cada unidad térmica;

5) Determinación de los consumos de gas natural de las centrales termoeléctricas;

6) Identificación de los consumos de gas natural de las centrales termoeléctricas ubicadas en Lima.

Es importante mencionar que el número de generadores eléctricos que operan con gas natural se ha mantenido constante desde julio de 2013, fecha que ingresó al sistema la Central térmica Termochilca, alcanzando un número de 7 centrales termoeléctricas ubicadas dentro de la Concesión de Distribución.

El gráfico que se muestra a continuación, presenta la evolución de la demanda de gas natural de enero de 2010 a mayo de 2013.


Gráfico Nº 18

De acuerdo al Plan de Obras establecido para la fijación de tarifas eléctricas de mayo de 2013, no se espera, para los próximos 4 años, el ingreso de nuevas unidades dentro de la Concesión. Ver figura y cuadro siguientes:

Gráfico Nº 19

0 50 000

100 000 150 000 200 000 250 000 300 000 350 000

ene-

20

10

abr-

20

10

jul-

20

10

oct

-20

10

ene-

20

11

abr-

20

11

jul-

20

11

oct

-20

11

ene-

20

12

abr-

20

12

jul-

20

12

oct

-20

12

ene-

20

13

abr-

20

13

De

mn

ada

de

Gas

nat

ura

l (M

m3

)

Período

Demanda Mensual de Gas Natural de la Generación Eléctrica

Dentro de distribución

0

1

2

3

4

5

6

7

8

ene-

10

abr-

10

jul-

10

oct

-10

ene-

11

abr-

11

jul-

11

oct

-11

ene-

12

abr-

12

jul-

12

oct

-12

ene-

13

abr-

13

jul-

13

clie

nte

s

Evolución de los clientes - Categoría GGEE


Cuadro N° 7

Con estas premisas, se efectuó la simulación y determinación de los volúmenes proyectados de generación eléctrica a gas natural, obteniéndose los siguientes resultados:

Gráfico Nº 20

FIJACION DE TARIFAS : MAYO 2013

PROYECTOS DE GENERACIÓN

Período 2013 - 2015

FECHA DE

INGRESOPROYECTO

May. 2013 C.T Reserva Fria de Talara -TG5 (177 MW)

Jun. 2013 C.T. Fenix CC (534 MW)

Ago. 2013 C.H. Huanza (90 MW)

Set. 2013 C.T Reserva Fria de ILO (460 MW)

Set. 2013 C.T. Santo Domingo de Olleros (197 MW)

Oct.2013 Central Eólica Cupisnique (80 MW)

Dic. 2013 C.H. Manta (20 MW)

Dic. 2013 C.H. Pizarra (18 MW)

Feb.2014 Central Eólica Talara (30 MW)

Mar. 2014 Central Eólica Marcona (32 MW)

Abr. 2014 C.H. Machupicchu, segunda etapa (100 MW)

Jul. 2014 CT La Gringa V (2 MW)

Set. 2014 C.H. Cheves (168 MW)

Oct. 2014 C.H. Quitaracsa (112 MW)

Oct. 2014 C.H. Shima (5 MW)

Nov. 2014 C.T Reserva Fria de Planta Eten (214 MW)

Dic. 2014 C.H. Runatullu (20 MW)

Ene. 2015 C.H. Santa Teresa (90 MW)

Ene.2015 Central Solar Moquegua FV (16 MW)

Ene.2015 C.H. El Carmen (8,4 MW)

Ene.2015 C.H. 8 de Agosto (19 MW)

Ene.2015 Central Eólica Tres Hermanas (90 MW)

Ene.2015 C.H. Canchayllo (3,73 MW)

Ene.2015 C.H. Huatziroki (11 MW)

Ene.2015 C.H. Renovandes H1 (20 MW)

0

100

200

300

400

500

600

01

/20

13

04

/20

13

07

/20

13

10

/20

13

01

/20

14

04

/20

14

07

/20

14

10

/20

14

01

/20

15

04

/20

15

07

/20

15

10

/20

15

01

/20

16

04

/20

16

07

/20

16

10

/20

16

01

/20

17

04

/20

17

07

/20

17

10

/20

17

Mill

ón

m3

Consumo de GN de GGEE en Lima

Máximo

Media + DesvStd

Media


En síntesis, el cuadro siguiente muestra la demanda de gas natural del sector generación eléctrica, basado en las siguientes consideraciones:

i. Los valores promedios (percentil 50) obtenidos del resultado probabilístico de la generación térmica a base de gas natural de las centrales ubicadas en Lima y Callao;

ii. La demanda de los cogeneradores ubicados en Lima y Callao; y,

iii. El factor de capacidad de 0,8 requerido para transformar los consumos volumétricos en contratos de capacidad

Cuadro N° 8 Proyección de la Demanda de Gas Natural de la Generación Eléctrica

Año GGEE COGENERACION

Demanda GGEE

Demanda GGEE

c/Capacidad

Millón m3 Millón m3 Millón m3 Millón m3

2013 3 524 66 3 590 4 488

2014 3 707 72 3 780 4 724

2015 3 769 72 3 841 4 802

2016 4 526 72 4 598 5 747

2017 4 522 72 4 594 5 743

4.3 Valorización de las Inversiones

La valorización de las inversiones se ha seguido la metodología y criterios explicados en el capítulo 3 del presente documento. El sustento en el cual se basa los costos requeridos para valorizar las inversiones se encuentra en el Anexos N°1 y N°2 del presente documento.

4.3.1.1 Costos Unitarios

Las inversiones se reportan y valorizan en base a los criterios establecidos en la norma “Procedimiento para la Elaboración y Presentación de la Información Sustentatoria para la Fijación del Valor Nuevo de Reemplazo de Empresas Concesionarias de Distribución de Gas Natural”, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 188-2012-OS/CD (en adelante “Guía VNR”).

De acuerdo con la norma mencionada, la valorización se realiza a partir del metrado reportado por Cálidda correspondiente a: (i)las instalaciones existentes a setiembre de 2008, cuyo VNR fue aprobado en el procedimiento regulatorio del periodo anterior (Resolución OSINERGMIN N° 261-2009-OS/CD), (ii) instalaciones construidas en el periodo comprendido entre octubre 2008 a junio 2013 (denominadas “Altas” de conformidad con la Guía VNR), y (iii) las instalaciones proyectadas comprendidas en el Plan Quinquenal.

Los costos utilizados para la valorización de las instalaciones han sido obtenidos de un estudio de costos unitarios reflejado en un Baremo de distribución de gas natural. El resumen de comparación de los costos unitarios entre lo propuesto por Cálidda y el Baremo de distribución se muestra en el cuadro del Anexo N°2.


En los gráficos siguientes se observa que a diferentes diámetros de una tubería de acero o polietileno, la propuesta de Cálidda respecto al Baremo de distribución sigue la misma tendencia, lo que refleja que los rendimientos en ambos casos son similares.

Gráfico Nº 21 Comparación de los Costos Unitarios en Tuberías de Acero

Gráfico Nº 22 Comparación de los Costos Unitarios en Tuberías de Polietileno


Las discrepancias presentadas con la propuesta de Cálidda, principalmente están en los costos del personal y de los insumos necesarios para la construcción. A manera de ejemplo se presenta

Cuadro N° 9 Diferencias encontradas para la Tubería de Acero 4” – Terreno Semi Rocoso

En el Anexo N°1 del presente informe se encuentra el análisis de los costos propuestos por Cálidda y el resultado de los costos obtenidos para OSINERGMIN (Baremo) en él se aprecia una comparación por diferentes tipos de costos, materiales y diámetros de gasoductos.

4.3.1.2 Metrados del sistema de distribución

El metrado utilizado considera las instalaciones reportadas como existentes a junio del 2013 y como proyectadas las reportadas a partir de dicha fecha hasta diciembre de 2017, el resumen de metrados existentes a considerar en la valorización se muestra a continuación:

Cuadro N° 10 Metrado Existente al 2008

Grupo SubGrupo Unidad Existente

Total 2004 2005 2006 2007 2008

Gasoducto Acero m 82 884 47 485 15 497 23 684 23 067 192 618

PE m 0 69 275 196 155 81 531 49 962 396 922

Tubería de Conexión

Acero m 39 694 85 67 65 950

PE m 0 8 469 10 616 3 160 1 967 24 212

Estaciones de Regulación

ERP U 4 3 5 2 3 17

City Gate U 1 0 0 0 0 1

Obras Especiales

Válvulas U 40 171 217 129 115 672

Cruce de Ríos U 4 2 0 1 0 7

Hot Tap U 2 17 11 22 20 72

Cruce de Vías U 0 9 34 19 13 75

Otras U 7 2 1 1 1 12

El resumen del metrado de las inversiones realizadas por Cálidda en el periodo 2008-2013 (Altas) utilizadas en el cálculo es el que se muestra a continuación:

Calidda(US$)

COSANAC (US$)

Dif (%)

OPERARIO 12.33 8.04 53%

OFICIAL 10.79 6.81 58%

PEON 9.91 6.14 62%

CAPATAZ 11.35 8.84 28%

TA 4" Sch40 55.39 30.41 82%

TA 4" Sch120 202.99 53.47 280%


Cuadro N° 11 Metrado de Altas del 2008 al 2013

Grupo SubGrupo Unidad Alta

Total 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gasoducto Acero m 4 780 58 078 45 983 25 605 20 662 51 749 206 857

PE m 44 730 190 590 331 536 445 720 690 120 212 209 1 914 906


Acero m 13 812 3 371 494 175 104 4 968

PE m 4 072 17 616 38 978 68 947 120 197 95 033 344 844


ERP U 0 3 4 1 0 0 8

City Gate U 0 0 0 0 0 3 3

Obras Especiales

Válvulas U 74 275 483 432 506 182 1 952

Cruce de Ríos U 0 4 0 0 2 2 8

Hot Tap U 7 43 48 30 14 6 148

Cruce de Vías U 6 13 45 28 27 10 129

Otras U 0 1 2 0 3 21 27

Gráfico Nº 23 Crecimiento anual de la red de distribución

El resumen del metrado proyectado utilizado en el cálculo de las inversiones es el que se muestra a continuación:

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

2004 2005 2006 2007 2008 2008 2009 2010 2011 2012 2013

metros

Acero PE


Cuadro N° 12 Metrado Proyectado al 2018

Grupo SubGrupo Unidad Proyectado

Total 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Gasoducto Acero m 0 76 722 56 113 16 791 17 428 8 038 175 093

PE m 646 123 917 353 971 710 1 168 109 1 358 731 1 577 459 6 639 485


Acero m 0 1 868 928 515 385 89 3 784

PE m 31 576 227 342 267 447 254 407 297 683 184 483 1 262 937


ERP U 1 5 0 3 1 1 11

City Gate U 0 1 0 0 1 0 2

Obras Especiales

Válvulas U 0 86 58 23 21 6 194

Cruce de Ríos U 0 1 1 0 0 0 2

Hot Tap U 0 32 14 13 9 4 72

Cruce de Vías U 0 2 2 2 0 0 6

Otras U 0 2 1 0 0 0 3

Gráfico Nº 24 Crecimiento anual proyectado de la red de distribución

En el Anexo N°3 del presente informe se muestra un plano con las instalaciones existentes y proyectadas (que incluye el Plan Quinquenal de Inversiones) para el periodo 2014-2018.

Con los costos unitarios y los metrados obtenemos las valorizaciones respectivas por año, como se muestra a continuación:

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

7 000 000

8 000 000

9 000 000

10 000 000

2013 2014 2015 2016 2017 2018

metros

Acero PE


Cuadro N° 13 Valorización del Metrado Existente al 2008

Grupo SubGrupo Unidad Existente

Total 2004 2005 2006 2007 2008

Gasoducto Acero US$ 54 049 558 15 875 219 4 912 936 8 237 805 6 033 543 89 109 062

PE US$ 0 5 118 696 13 995 678 5 948 394 3 209 542 28 272 310


Acero US$ 15 029 172 810 21 604 18 452 18 342 246 237

PE US$ 0 477 642 581 640 184 358 107 698 1 351 338


ERP US$ 1 750 935 1 185 765 1 961 290 945 455 1 094 395 6 937 840

City Gate US$ 12 986 152 0 0 0 0 12 986 152

Obras Especiales

Válvulas US$ 925 192 420 853 257 490 227 947 227 581 2 059 063

Cruce de Ríos US$ 739 068 369 534 0 184 767 0 1 293 369

Hot Tap US$ 29 969 243 017 161 031 309 857 289 951 1 033 824

Cruce de Vías US$ 0 66 816 252 416 141 056 96 512 556 800

Otras US$ 1 927 317 550 662 275 331 275 331 275 331 3 303 972

Total US$ 72 423 219 24 481 015 22 419 417 16 473 422 11 352 894 147 149 967

Cuadro N° 14 Valorización del Metrado de Altas del 2008 al 2013

Grupo SubGrupo Unidad Alta

Total 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gasoducto Acero US$ 1 286 403 23 114 243 17 584 358 9 073 090 9 689 839 45 750 100 106 498 033

PE US$ 3 313 470 13 614 381 22 936 629 31 504 455 46 566 725 15 195 080 133 130 738


Acero US$ 3 570 211 528 866 563 126 112 43 491 45 077 1 296 341

PE US$ 239 481 1 032 801 2 171 121 3 885 916 6 660 756 5 166 825 19 156 901

Estaciones de

Regulación

ERP US$ 16 270 456 0 0 0 1 610 042 1 902 404 19 782 902

City Gate US$ 0 0 0 0 0 29 474 852 29 474 852

Obras Especiales

Válvulas US$ 69 636 576 639 639 712 303 164 367 525 5 104 832 7 061 508

Cruce de Ríos US$ 0 564 301 0 0 194 767 898 365 1 657 433

Hot Tap US$ 105 054 595 806 669 074 395 396 196 084 112 306 2 073 720

Cruce de Vías US$ 44 544 96 512 334 080 207 872 200 448 91 362 974 818

Otras US$ 0 275 331 550 662 0 634 375 825 748 2 286 116

Total US$ 21 332 613 40 081 543 45 752 200 45 496 005 66 164 053 104 566 951 323 393 364


Cuadro N° 15 Valorización del Metrado Proyectado al 2018

Grupo SubGrupo Unidad Proyectado

Total 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Gasoducto Acero US$ 0 29 098 283 19 484 912 5 209 445 4 762 906 1 966 334 60 521 880

PE US$ 44 359 011 63 029 532 66 815 920 73 995 700 86 752 126 98 347 320 433 299 610


Acero US$ 0 493 641 242 397 136 193 98 565 21 393 992 190

PE US$ 1 733 829 12 494 047 14 692 817 13 969 985 16 346 169 10 130 479 69 367 326


ERP US$ 388 010 0 0 553 044 2 445 291 0 3 386 345

City Gate US$ 0 4 781 476 0 0 4 781 476 0 9 562 952

Obras Especiales

Válvulas US$ 0 245 348 164 787 70 952 61 961 14 962 558 010

Cruce de Ríos US$ 0 250 000 170 000 0 0 0 420 000

Hot Tap US$ 0 533 122 233 541 220 536 152 679 67 857 1 207 735

Cruce de Vías US$ 0 100 000 100 000 84 983 0 0 284 983

Otras US$ 0 600 000 300 000 0 0 0 900 000

Total US$ 46 480 850 111 625 448 102 204 375 94 240 839 115 401 173 110 548 346 580 501 031

De acuerdo a lo establecido en los Artículos 110° y 111° del Reglamento, se realizó el cálculo del VNR Vigente hasta el setiembre del año 2008, y se utilizaron los Costos Unitarios de la fijación tarifaria del 2009-2013 actualizados según la fórmula establecida en la Resolución N° 261-2009-OS/CD (aplicación del índice PPI WPSSOP3500). Dicho índice presentó una variación del 9.9%, con ello el VNR Vigente asciende a 141,2 millones de US$.

Por otro lado, a fin de poder evaluar el nuevo VNR, es necesario evaluar previamente un "VNR preliminar", que consiste en evaluar las redes existente al 2008 con precios vigentes a la fecha de actualización.

Conforme establece el Reglamento, el VNR de las instalaciones existentes hasta el año 2008, resulta de comparar el VNR Vigente, y el VNR Preliminar calculado con costos unitarios del año 2013. Dado que la variación obtenida (8,1%) supera el 5% definido en el Reglamento de Distribución, los valores del VNR se han ajustado hasta dicho límite. Debido a que la empresa reportó en las 2 últimas fijaciones tarifarias, valores diferentes de los metrados existentes hasta el año 2008, se procedió a efectuar un ajuste por dicha diferencia, obteniendo finalmente el VNR de las instalaciones efectuadas en este periodo, actualizado a setiembre del 2013, valor que asciende a 144,46 millones de US$ según muestra en el siguiente cuadro:


Cuadro N° 16 Verificación de la variación del VNR Vigente

Grupo Subgrupo VNR Vigente VNR Vigente Ajustado VNR

Preliminar VNR al 2008

CU 2008 Actual CU 2008 Actual CU 2013 US$

Gasoducto Acero 97 043 871 93 991 939 92 002 987 98 691 536

PE 19 747 173 18 134 972 30 991 795 19 041 720


Acero 760 725 216 115 852 124 226 921

PE 982 809 919 596 1 397 385 965 576


ERP 7 415 899 7 003 905 7 980 946 7 354 100

City Gate 8 183 396 8 183 396 12 986 152 8 592 566

Obras Especiales

Válvulas 1 684 102 3 471 523 1 532 569 3 645 099

Cruce de Ríos 1 421 250 1 421 250 1 293 369 1 492 312

Hot Tap 0 0 0 0

Cruce de Vías 611 894 611 894 556 800 642 489

Otras 3 328 098 3 630 653 3 028 641 3 812 185

Total (US$) 141 179 219 137 585 242 152 622 768 144 464 505

Variación 8,1%

El detalle del cálculo se encuentra en el Anexo N°1 adjunto al presente informe.

Del cuadro de Valorización del Metrado de Altas del 2008 al 2013, el VNR del Periodo 2009-2013 utilizando costos unitarios al 2013 asciende a US$ 323 393 364

De los cálculos anteriores, el VNR hasta el año 2013 asciende a US$ 467 857 868, que resulta de la suma:

- VNR del periodo 2004-2008 : US$ 144 464 504

- VNR del periodo 2009-2013 : US$ 323 393 364

- VNR Total periodo 2004-2013 : US$ 467 857 868

La anualidad de la inversión por cada año tarifario se muestra en el siguiente cuadro


Cuadro N° 17 Anualidad de la Inversión

Anualidad de la Inversión Miles US$

Unidad 1 2 3 4

Gasoducto Acero MUS$ 20 983 23 402 24 049 24 640

IGA MUS$ 9 997 9 997 10 024 9 997

PE MUS$ 32 223 40 518 49 704 60 473

Tubería de Conexión Acero MUS$ 233 263 280 292

PE MUS$ 4 264 6 088 7 823 9 852

Estaciones de Regulación ERP MUS$ 3 261 3 261 3 330 3 634

City Gate MUS$ 4 253 4 253 4 253 4 846

Obras Especiales Válvulas MUS$ 1 261 1 281 1 290 1 297

Cruce de Ríos MUS$ 290 311 311 311

Hot Tap MUS$ 324 353 380 399

Cruce de Vías MUS$ 213 226 236 236

Otras MUS$ 555 593 593 593

Inversiones Acumuladas Directas MUS$ 77 857 90 545 102 272 116 571

Inversiones Complementarias MUS$ 1 204 1 312 1 451 1 626

TOTAL Inversiones MUS$ 79 061 91 857 103 723 118 197

4.4 Costos de explotación de la distribución de gas natural en la Concesión de Lima y Callao

Los costos de explotación de la distribución de gas natural en la Concesión, a ser reconocidos en la base tarifaria para el periodo 2014 – 2018, se determinaron empleando el criterio de Empresa Modelo Eficiente.

Para estos fines, dicha determinación se basa en: a) Un análisis detallado de los costos de operación y mantenimiento de Cálidda, en función a los costos de una Empresa Modelo Eficiente con características de mercado similares a la de su Concesión; b) Análisis de información de costos de operación y mantenimiento registrada en los estados financieros de Cálidda.

La determinación de costos de explotación de la Empresa Modelo Eficiente está respaldada por la empresa Consultora, cuyo soporte técnico y detalle de su evaluación se encuentran desarrollados en el Anexo N°1 del presente informe.

Para la determinación de los costos de explotación se consideraron los siguientes rubros:

Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución

Costos de Comercialización

Costos Personales de Gestión

Costos No Personales de Gestión

Costos Estándares de Explotación

Otros costos de operación y mantenimiento


Costo financiero por la compra del Gas

Pérdidas físicas y comerciales

Monto de Incobrables

Aportes a los organismos reguladores

Costos por la gestión de la de Promoción para las conexiones de consumidores de la Categoría A1.

4.4.1 Costos Directos

Este rubro comprende las actividades señaladas en el Manual de Operación y Mantenimiento y en el Programa de Mantenimiento del Sistema de Distribución presentado por la empresa Cálidda.

a) Costos Directos de Distribución

Los costos directos relacionados con las actividades de distribución incluyen:

Los costos de mantenimiento preventivo y correctivo de las redes de distribución, cuyo detalle proviene de su Programa de Mantenimiento del Sistema de Distribución para el año 2014.

El costo de odorización del gas natural distribuido, estimado en 0,1 US$/miles de m3.

Asimismo se incluye el rubro de Gastos Generales de Supervisión Directa que corresponden a los costos del personal asociado a las actividades de distribución (incluidos beneficios sociales), y el rubro de gastos de supervisión directa no personales, estimado en 15% de los gastos personales.

b) Costos Directos de Comercialización

Los costos directos relacionados con las actividades de comercialización incluyen:

Los costos de las actividades de lectura de medidores, reparto de facturas, facturación y cobranza.

El rubro de Gastos Generales de Supervisión Directa que corresponden a los costos del personal asociado a las actividades de comercialización (incluidos beneficios sociales), y el rubro de gastos de supervisión directa no personales, estimado en 15% de los gastos personales.

Los Gastos de Marketing cuya referencia son los gastos reportados por Cálidda.

El resumen de los Costos Directos correspondientes a la Empresa Modelo Eficiente se muestra en el cuadro siguiente:


Cuadro N° 18 Costos Directos de la Empresa Modelo Eficiente

Tipo de Costo Año

1 2 3 4

Costo Directo 7 441 236 8 375 086 9 181 102 10 075 389

Mantenimiento Preventivo 6 141 358 6 979 850 7 699 351 8 504 221

Mantenimiento Correctivo 614 136 697 985 769 935 850 422

Odorización del Gas 685 742 697 241 711 821 720 746

Supervisión Directa + GG (15%) 2 614 353 2 985 298 3 355 990 3 726 881

Total OPEX - Distribución 10 055 589 11 360 384 12 537 097 13 802 270

Costo Directo 2 055 685 2 977 932 3 897 414 4 925 457

Lectura (A+B) 580 281 857 953 1 148 341 1 458 318

Lectura (C+D+GNV+E+GE) 6 684 7 200 7 596 7 980

Reparto (A+B) 348 169 514 772 689 005 874 991

Reparto (C+D+GNV+E+GE) 3 342 3 600 3 798 3 990

Cobranza 837 907 1 195 805 1 536 505 1 935 133

Facturación 279 302 398 602 512 168 645 044

Supervisión Directa 2 513 628 2 915 235 3 316 568 3 718 117

Gastos Diversos 377 044 437 285 497 485 557 718

Marketing 1 068 732 1 137 482 1 206 186 1 274 927

Total OPEX - Comercialización 6 015 089 7 467 935 8 917 653 10 476 218

4.4.2 Costos Indirectos

Los costos indirectos comprenden aquellas actividades que brindan soporte a las actividades operativas de la empresa.

a) Costos Personales de Gestión

Comprende el costo del personal (incluidos beneficios sociales) que conforma la plana administrativa de la empresa.

Como metodología para determinar el número de empelado necesarios se emplea la comparación con diversas empresa relacionadas a la distribución eléctrica y de distribución de gas natural (benchmarking). En la gráfica siguiente se muestra la comparación de Cálidda respecto a diversas empresas mencionadas anteriormente.


Gráfico Nº 25 Crecimiento anual proyectado de la red de distribución

La empresas que se asocian a Cálidda son aquellas que están alrededor de 200 000 clientes, para cual la empresa seleccionada es la distribuidora Seal.

De ella, se establece que el nivel de personal requerido para gestionar una empresa de características de Cálidda debe ser de 166 empleados.

b) Costos No Personales de Gestión

Comprenden las partidas contables de suministros, cargas diversas de gestión, servicios prestados por terceros y tributos.

El resumen de los Costos Indirectos se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro N° 19 Costos Indirectos de la Empresa Modelo Eficiente

Tipo de Costo Año

1 2 3 4

Costo de Personal 4 573 511 5 304 230 6 034 449 6 765 062

Costos No Personales 5 018 660 5 820 501 6 621 795 7 423 520

Total OPEX - Administración 9 592 171 11 124 731 12 656 244 14 188 582

4.4.3 Otros costos de operación y mantenimiento

Adicionalmente, los costos de explotación de la Empresa Modelo Eficiente de distribución de gas natural incluyen los siguientes rubros:

y = 0,5737x + 31,525R² = 0,9378

y = 0,4563x + 15,617

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

500 1 000 1 500 2 000 2 500

Relación clientes - Empleados

Series1 Series2 Series3

Lineal (Series1) Lineal (Series2)

Eléctricas Gas Natural Cálidda

Empleados

Miles de Clientes


a) Costo Financiero del Gas

El costo financiero por la compra de gas natural al productor y su venta a los clientes, determinado a una tasa de interés equivalente a 3% anual. El ciclo de efectivo se estima en 15 días.

b) Pérdidas e incobrables

Las pérdidas físicas y comerciales se estiman en un 0,37% anual.

Por otro lado, los incobrables se estiman en 0,5% anual de los montos facturados por el Concesionario.

c) Aporte a los organismos reguladores

Estos aportes se estiman en 1% anual de los montos facturados por el Concesionario.

d) Costos asociados de inspección, supervisión y habilitación de Categoría A1 y A2

Los costos de la inspección, supervisión y habilitación de Categoría A1 y A2 son incorporados a los costos de operación y mantenimiento. El monto que se ha estimado para esta labor asciende a 18.34 US$/cliente.

e) Costos asociados a la Instalación Interna y Acometida de la Categoría A1 y A2

Estos costos comprenden:

Los costos de mantenimiento de la acometida y revisión de las instalaciones internas de los clientes de las categorías A1 y A2, estimados en 25.6 US$ por cliente.

Los costos de instalación, supervisión y habilitación de las instalaciones internas de los clientes de las categorías A1 y A2 estimados en 16.8 US$ por cliente.

f) Gestión de la Promoción

Son los costos asociados a la gestión del mecanismo de Promoción, incluyen todos los costos extra relacionados al monitoreo, logística, recepción y entrega de material, así como el monitoreo de la mano de obra y otros, conforme al oficio F-GCR-006 del 22 de enero de 2014 enviado por la Sub Gerencia de Regulación Tarifaria de Cálidda.


El resumen de los Otros Costos se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro N° 20 Otros Costos de la Empresa Modelo Eficiente

Tipo de Costo Año

1 2 3 4

Costo Financiero del GN 238 414 260 826 282 503 302 549

Pérdidas 715 508 782 768 847 824 907 982

Incobrables 966 902 1 057 794 1 145 708 1 227 003

Aporte por Regulación 1 556 812 1 582 941 1 616 018 1 636 281

Mant. Acometidas & Rev. Instalación Interna (Cat. A) 174 704 358 637 702 962 1 226 965

Insp., Superv. y Hab. Inst. Interna (Cat. A) 1 544 650 1 817 237 1 730 489 2 024 938

Gestión de la Promoción 272 522 208 934 208 934 208 934

Total OPEX - Otros 5 469 512 6 069 137 6 534 438 7 534 652

4.4.4 Gastos de Promoción

Para determinar los gastos de promoción de la Empresa Modelo Eficiente de distribución de gas natural se debe tener en cuenta lo siguiente:

4.4.4.1 Consideraciones

El gasto de promoción se aplica al costo total de la conexión a la red de gas natural en predios residenciales, la determinación del descuento de promoción se realizó sobre la base del costo de una instalación interna de las siguientes características: instalación a la vista de dos puntos (considerando la conexión de dos gasodomésticos: una cocina y una terma para agua caliente sanitaria).

La red interna a ser instalada mediante el mecanismo de Promoción comprende la instalación de una tubería troncal desde la acometida hasta la derivación de la cocina y de requerirse hasta la terma. La tubería troncal a emplearse para los casos de instalaciones de un punto, deberá ser la misma que se emplea para instalaciones de dos puntos.

La red interna beneficiada por el mecanismo de Promoción comprende la instalación a dos puntos (cocina y terma) y una red de tuberías de hasta 30 m. En caso el beneficiario opte por conectar sólo un artefacto, este deberá firmar una declaración jurada de renuncia al segundo punto (derivación).

El costo de la red interna comprendido en el Gasto de Promoción sólo incluye los costos de mano de obra y materiales, determinados de acuerdo a los precios vigentes reportados por Cálidda. Los costos por la Gestión del Mecanismo de Promoción han sido incluidos en un rubro separado en los Costos de Explotación.

Los costos de la Gestión del Mecanismo de Promoción incluyen todos aquellos costos extras que no están vinculados con la ejecución de la conexión del cliente en sí , sino por aquellos costos de actividades relacionadas con la gestión en sí del mecanismo, vale mencionar: el monitoreo, logística, recepción y entrega de materiales, así como el monitoreo de la mano de obra y otros, conforme lo indicado en el Oficio F-GCR-006 del 22 de enero de 2014 enviado por la Sub Gerencia de Regulación Tarifaria de Cálidda.


4.4.4.2 Evaluación de la Disposición a pagar por el uso del gas natural

Según el Informe Técnico 020-2014-OEEE/OS, Percepción de la Calidad del Servicio de Gas Natural a Nivel Residencial, sobre la base una encuesta realizada en Lima Metropolitana y el Callao, se encontró que en promedio la disposición máxima que estaría dispuesto a pagar un consumidor residencial por el gas natural seria de S/. 16,6 al mes. Asimismo, los resultados de la encuesta señalan que la disposición a pagar es mayor en los niveles socioeconómicos de ingresos altos (A y B) y menor en los de bajos ingresos (D y E).

Gráfico Nº 26 Disposición media de pago por consumo de gas natural (S/. por mes) según NSE en

Lima Metropolitana y Callao

Fuente: Informe Técnico 020-2014-OEEE/OS

En el caso de las instalaciones y conversión al gas natural, se encontró que en Lima Metropolitana y el Callao, en promedio los consumidores residenciales están dispuestos a pagar cuotas mensuales de hasta S/ 95,4 para financiar los costos de conversión. Si se hace un análisis por nivel socioeconómico, el nivel socioeconómico A, tiene una mayor disposición a pagar, mientras que los niveles de ingresos bajos tienen estarían dispuestos a pagar menos por la conexión al gas natural. Este hecho justificaría brindar un subsidio diferenciado a cada nivel socioeconómico, de tal forma que permita que los niveles socioeconómicos de ingreso bajo puedan acceder al gas natural.

15.7

14.8

17.2

1,8

20.8

16.6

12 14 16 18 20 22

E

D

C

B

A

Total

Disp. Media a Pagar (S/. / cliente)

Niv

el S

oci

oe

con

óm

ico

Disposición a Pagar por el Gas Natural


Gráfico Nº 27 Disponibilidad a pagar total por instalación, conversión y consumo mensual de gas

natural según NSE en Lima Metropolitana y Callao

4.4.4.3 Proyección del Gasto de Promoción

Los descuentos por gasto de promoción se han determinado diferenciando el tipo de estrato de nivel socioeconómico de los usuarios residenciales. Esto es en concordancia con lo planteado por Cálidda en su informe sobre “Esquemas para la Masificación del Gas Natural en Perú”7.

Los descuentos por gasto de promoción, así como los clientes y la valorización del gasto de promoción, considerados en el presente informe son los siguientes:

Cuadro N° 21 Gasto de Promoción por estrato según Ingreso per Cápita del Hogar

Item Estrato Medio

Estrato Medio Bajo

Estrato Bajo

US$ x Cliente 330 447 525

7 Documento elaborado por el Consultor Guillermo Perry, el 14 de noviembre de 2011.

S/. 7,2

S/. 7,8

S/. 9,8

S/. 11,6

S/. 15,1

S/. 9,5

S/. 6,0 S/. 8,0 S/. 10,0 S/. 12,0 S/. 14,0 S/. 16,0

E

D

C

B

A

Total

Disp. Media a Pagar

Niv

el S

oci

oe

con

óm

ico

Disposición a Pagar por la Conexión al Gas

Natural


Cuadro N° 22 Número de beneficiarios del Gasto de Promoción por estrato según Ingreso per

Cápita del Hogar

Año Estrato Medio

Estrato Medio Bajo

Estrato Bajo

2014 56 598 22 909 1 095

2015 66 586 26 951 1 288

2016 63 407 25 665 1 227

2017 74 196 30 032 1 435

Cuadro N° 23 Costos de Promoción (US$)

Año Estrato Medio

Estrato Medio Bajo

Estrato Bajo

Total (US$)

2014 18 677 292 10 240 169 574 822 29 492 284

2015 21 973 311 12 047 272 676 262 34 696 846

2016 20 924 387 11 472 180 643 980 33 040 546

2017 24 484 743 13 424 211 753 555 38 662 509

4.4.5 Resumen de los costos de operación y mantenimiento

A continuación se presenta un resumen de los costos de explotación considerados para la Empresa Modelo Eficiente de distribución de gas natural por redes y posteriormente, una comparación con los costos de explotación propuestos por Cálidda.

Cuadro N° 24 Costos de Explotación de la Empresa Modelo (US$)

Rubro de Costo Año

1 2 3 4

Distribución 10 055 589 11 360 384 12 537 097 13 802 270

Comercialización 6 015 089 7 467 935 8 917 653 10 476 218

Administración 9 592 171 11 124 731 12 656 244 14 188 582

Otros 5 469 512 6 069 137 6 534 438 7 534 652

OPEX Distribución 31 132 360 36 022 187 40 645 432 46 001 722

Gasto de Promoción 29 492 284 34 696 846 33 040 546 38 662 509

TOTAL OPEX (US$) 60 624 644 70 719 033 73 685 978 84 664 232

Los costos de explotación propuestos ascienden a 60,6 millones de US$ en el primer año y alcanzan progresivamente los 84,6 millones de US$ en el cuarto año de operación.


Cuadro N° 25 Costos de Explotación Propuestos por Cálidda (US$)

Rubro de Costo Año

1 2 3 4

Distribución 21 094 378 24 470 673 27 004 032 31 101 567

Comercialización 7 612 270 9 590 325 11 540 290 13 457 559

Administración 27 998 067 32 111 132 36 690 193 41 870 085

Otros 2 039 859 2 107 281 2 163 660 2 208 709

OPEX Distribución 58 744 574 68 279 411 77 398 175 88 637 920

PROMOCIÓN 34 090 245 31 212 405 23 868 810 31 156 020

TOTAL OPEX (US$) 92 834 818 99 491 815 101 266 986 119 793 940

Por su parte, los costos de explotación propuestos por Cálidda superan los 92,8 millones de US$ al inicio del periodo de regulación, hasta alcanzar los 119,8 millones US$ al final de dicho periodo.

El gráfico a continuación compara los costos de explotación antes descritos, y muestra la diferencia (en porcentaje) de los valores propuestos. Como se puede apreciar, los valores que resultan de la propuesta de Empresa Modelo Eficiente mantienen una disminución de entre el 27% y 35% respecto de los costos propuestos por Cálidda.

En el cuadro siguiente se presenta un resumen de las diferencias entre la propuesta de Cálidda y la Propuesta de OSINERGMIN. Para ello, se ha acondicionado la propuesta de Cálidda a los rubros que se plantean en la propuesta de OSINERGMIN.

Cuadro N° 26 Comparación de los Costos de Explotación entre lo propuesto por Cálidda y la

Propuesta de OSINERGMIN (Millones US$)

ÍtemValor Presente

del OPEX

Gasto de

Promoción

Distribu-

ciónComercial

Adminis-

traciónOtros

OPEX según propuesta de Cálidda 328,51 97,48 71,81 43,05 109,35 6,82

OPEX según propuesta de OSINERGMIN 229,40 108,03 37,81 25,75 37,53 20,28

Diferencia (%) -30% 11% -47% -40% -66% 197%

Costos de Operación y Mantenimiento - OPEX (Millones US$)


Gráfico Nº 28 Comparación de los Costos de Explotación propuestos sin Gasto de Promoción

Gráfico Nº 29 Comparación de los Costos de Explotación propuestos con Gasto de Promoción

4.5 Calculo de las tarifas por categorías de clientes

4.5.1 Calculo general de la tarifa media sin promoción

Los resultados del cálculo realizado se presentan en el siguiente cuadro:

46.9% 47.2% 47.4% 48.1%

40.0%

41.0%

42.0%

43.0%

44.0%

45.0%

46.0%

47.0%

48.0%

49.0%

50.0%

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

1 2 3 4

OP

EX (

Mill

on

es d

e U

S$)

OPEX de Distribución Propuesta OSINERGMIN OPEX de Distribución Propuesta Cálidda

Diferencia

34.7%

28.9% 27.2% 29.3%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

1 2 3 4

OP

EX (

Mill

on

es

de

US$

)

OPEX de Distribución Propuesta OSINERGMIN

OPEX de Distribución Propuesta Cálidda


Cuadro N° 27 Cálculo de la Tarifa Media sin Gasto Promoción

ítem Unidad Valor Acero PE

CAPEX MUS$ 309 830 106 413 203 417

OPEX MUS$ 94 395 66 525 24 870

COSTO TOTAL MUS$ 404 225 175 938 228 288

DEMANDA Mm3 22 563 820 22 563 820 1 259 094

TARIFA MEDIA US$/Mm3 17,91 7,8 181,3

La tarifa media calculada sin promoción es 17,91 US$/mil m3, correspondiendo 7,8 US$/mil m3 para la Alta Presión y 183,3 US$/mil m3 para el resto de las redes. Estas tarifas no se aplican directamente a cada categoría tarifaria ya que antes debe de realizarse un proceso de equilibrio tarifario entre los ingresos y los costos.

A continuación también se puede apreciar la evolución que ha seguido la tarifa media con y sin promoción.

Cuadro N° 28 Evolución de la Tarifa Media

Costo Medio (US$/mil m3) 2004 (1) 2009 2014

Con Promoción 31,0 25,1 22,7

Sin Promoción 29,2 23,0 17,9

Promoción (US$/Cl) 63 315 366

Nota (1): No considera la Red Principal

4.5.2 Diseño tarifario

Para el presente proceso regulatorio, se han seguido los siguientes pasos para actualizar las tarifas con la nueva información de costos y demanda:

1. Se toma como base las tarifas vigentes que se viene aplicando a cada categoría tarifaria, ello con la finalidad de evitar producir un nuevo balance tarifario que pueda resultar perjudicando a unos clientes en beneficio de otros, y de preservar el criterio de competitividad frente a los sustitutos que consideran las tarifas vigentes.

2. Se verifica la existencia del Equilibrio Tarifario entre Ingreso Medio y Costo Medio.

3. En base al déficit o superávit del balance señalado en el paso anterior, se obtiene un factor de ajuste para determinar las nuevas tarifas por categoría de la concesión, tal como se aprecia en el siguiente cuadro.


Cuadro N° 29 Cuadro de Equilibrio Tarifario de la Concesión

Categoría

Demanda actualizada (Miles m3) Tarifa sin ajuste

de equilibrio tarifario

(US$/Miles m3)

Ingresos sin ajuste de equilibrio tarifario

(Miles US$)

1 2 3 4 Suma

A1 35 185 46 500 55 601 63 074 200 361 194.5 38 967

A2 6 238 8 252 9 878 11 208 35 575 138.2 4 916

B 29 406 30 639 30 884 30 582 121 511 86.1 10 459

C 259 699 235 330 213 288 193 330 901 647 44.5 40 165

GNV 624 439 622 164 609 801 589 970 2 446 374 37.7 92 270

D 199 723 185 141 171 541 155 123 711 528 33.0 23 502

E 533 779 476 589 441 107 393 846 1 845 321 18.6 34 378

GE 4 788 948 4 275 846 3 828 031 3 408 678 16 301 503 16.2 264 084

TOTAL INGRESO SIN AJUSTE TARIFARIO 508 742

COSTOS TOTALES (Miles US$) 512 257

FACTOR DE AJUSTE QUE EQUILIBRA LOS INGRESOS 100.7%

4. Respecto a las Categorías Tarifarias consideradas, en el caso de los clientes residenciales (categoría A), se dividieron en 2 categorías (A1 y A2), asimismo, en el caso de la categoría E y la de Generadores Eléctricos, se efectuó un ajuste para corregir la discontinuidad del pliego vigente, donde consumidores de menor volumen (Clientes categoría E) tenían una menor tarifa que los clientes generadores eléctricos que tenían un mayor volumen de consumo, tal como se aprecia en el siguiente gráfico.

Gráfico Nº 30

1

10

100

1000

1 10 100 1 000 10 000 100 000 1 000 000 10 000 000 100 000 000

US$

/mil

m3

m3/cl.mes

Tarifas Medias de Distribución con Promoción

Vigente

Nueva


4.5.3 Resultados Tarifarios

En base a los pasos señalados anteriormente se han calculado las tarifas medias que pagaría cada categoría tarifaria y que se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro N° 30 Tarifas Medias de Distribución por Categoría Tarifaria


Consumo Mensual TUD Promedio

m3 US$/Mm3

A1 16 195,8

A2 119 139,0

B 1 841 86,7

C 83 109 44,9

GNV 217 603 38,0

D 468 853 33,3

E 3 312 167 18,8

GE 30 186 628 16,3

Gráfico Nº 31

El siguiente cuadro muestra la variación de la tarifa media considerando las tarifas vigentes y las tarifas propuestas.

0

50

100

150

200

250

1 10 100 1,000 10,000 100,000 1,000,000 10,000,000 100,000,000

US$

/mil

m3

m3/cl.mes

Comparación de, la Asignación de Tarifas Medias de Cálidda y OSINERGMIN

Propuesta de Cálidda

Propuesto por OSINERGMIN


Cuadro N° 31 Variación en la Tarifa Única de Distribución

Categoría Tarifaria TUD Vigente TUD Propuesta Variación

US$/Mm3* US$/Mm3 %

A1 198,7 195,8 -1%

A2 140,6 139,2 -1%

B 80,9 86,7 7%

C 44,0 44,9 2%

GNV 37,9 38,0 0%

D 34,1 33,3 -2%

E 13,5 18,8 39%

GE 15,9 16,3 3% *Tarifas vigentes a febrero de 2014

A partir de las tarifas medias presentadas en el cuadro anterior se han calculado los márgenes de distribución y comercialización para cada categoría tarifaria así como los cargos fijos y variables. Estos resultados se presentan en el siguiente cuadro:

Cuadro N° 32 Tarifas Únicas de Distribución (TUD)

Periodo 2014-2018

Categoría

Tarifaria

Rango de Consumo

Margen de Comercialización Margen de Distribución

Fijo Fijo Variable

Sm3/Cliente-mes US$/mes US$/(Sm3/d)-mes US$/(Sm

3/d)-mes US$/Mil Sm3

A1 0 - 60 0,93 139,29

A2 61-300 1,10 129,89

B 301 - 17 500 46,73 61,28

C e IP 17 501 - 300 000 0,2679 36,05

GNV Estaciones GNV 0,2268 30,52

D 300 001 - 900 000 0,1986 26,73

E Más de 900 000 0,0897 0,3669 18,76

GE GGEE 0,0671 0,2746 16,31

IP Instituciones

Públicas Aplica los márgenes de comercialización y distribución de la Categoría

Tarifaria C

4.5.4 Impacto en los precios finales a los usuarios

Considerando las variaciones de TUD propuesta respecto de la TUD vigente, se presenta a continuación la cuantificación del impacto en el precio final por categoría.


Cuadro N° 33 Impacto en los precios finales a los usuarios


Precio Final Vigente

Precio Final Propuesto

Variación

US$/GJ US$/GJ %

A1 8,8 8,8 -0,8%

A2 7,4 7,4 -0,5%

B 5,9 6,1 2,4%

C 5,0 5,0 0,4%

GNV 4,8 4,9 0,1%

D 4,8 4,7 -0,4%

E 4,2 4,4 3,1%

GE 3,0 3,0 0,4%

*Tarifas vigentes a febrero de 2014

4.5.5 Verificación de la Competitividad de las tarifas

En el siguiente cuadro se puede apreciar que con las tarifas planteadas existen niveles de ahorro superiores al 50% para cada categoría tarifaria.

Cuadro N° 34 Ahorros por el uso del gas natural frente al combustible sustituto

Propuesta de OSINERGMIN

Propuesta de Cálidda


Sustituto

Porcentaje de Ahorro

Vigente Tarifa Final


Variación


Variación

Comb. US$/GJ %

% %

% %

A1 GLP 21,36 58,6%

59,0% 0,6%

70,2% 20,0%

A2 GLP 21,36 65,4%

65,5% 0,2%

61,9% -5,3%

B GLP granel 16,86 64,9%

64,1% -1,3%

60,9% -6,0%

C Residual 16,27 69.3%

69,1% -0,2%

60,5% -12,6%

GNV Residual 16,27 70,2% 70,2% 0,0% 60,7% -13,6%

D Residual 16,27 70,8% 70,9% 0,2% 65,0% -8,2%

E Residual 16,27 73,9%

73,1% -1,1%

69,7% -5,7%

GE Residual 16,27 81,4%

81,3% -0,1%

81,8% 0,5%


Gráfico Nº 32

4.5.6 Ingresos estimados con las tarifas propuestas

Con las tarifas propuestas se calculó los ingresos que tendría el concesionario y se comparó con los ingresos que se obtendrían con las tarifas propuestas por Cálidda y las tarifas vigentes.

Cuadro N° 35 Estimación de los Ingresos actualizados del periodo tarifario

Categoría Consumo Ingresos actualizados (Millones US$) Variaciones respecto a la

Tarifa Vigente

Tarifaria m3/mes Cálidda OSINERGMIN A Tarifa Vigente

Propuesta Cálidda (%)

Propuesta OSINERGMIN

(%)

A1 16 13,2 39,2 39,8 -66,8% -1,4%

A2 119 12,4 5,0 5,0 148,7% -1,0%

B 1 841 12,9 10,5 9,8 31,1% 7,1%

C 83 109 95,1 40,4 39,7 139,8% 1,9%

GNV 217 603 239,8 92,9 92,6 158,9% 0,3%

D 468 853 49,6 23,7 24,3 104,6% -2,5%

E 3 312 167 70,8 34,6 24,9 184,5% 39,2%

GE 30 186 628 211,2 265,9 258,4 -18,3% 2,9%

TOTAL 705,1 512,3 494,5 42,6% 3,6% Nota: Se utilizó la demanda que indica cada caso. Para el cálculo a tarifa vigente se usó la demanda propuesta por OSINERGMIN.

4.5.7 Porcentaje de la Tarifa Única de Distribución destinado a los ingresos del mecanismo de promoción

Las Tarifa Única de Distribución (TUD) permiten remunerar los ingresos requeridos para cubrir: a) los costos totales del servicio de distribución, y b) los costos asociados al mecanismo de Promoción.

0

5

10

15

20

25

1 10 100 1,000 10,000 100,000 1,000,000 10,000,000 100,000,000

US$

/mil

m3

m3/cl.mes

Nivel de Ahorro de las tarifas Medias por Categoría

Combustible Sustituto (US$/GJ)

Precio del Gas natural (US$/GJ)


En ese sentido, en adición al Margen de Distribución que retribuye puramente el servicio de distribución brindado por el Concesionario, se tiene un porcentaje que está asociado al literal b) del párrafo anterior, y ambos componen la TUD para todas las categorías de consumo. Este porcentaje depende de las proyecciones de clientes afectos del Mecanismo de Promoción y de los Gastos por Promoción por cliente. Para el caso del proceso regulatorio vigente la Propuesta de OSINERGMIN considera una participación de 21.01% de la TUD en todas las categorías, asignado al Mecanismo de Promoción. El gráfico siguiente presenta una comparación porcentaje de la TUD destinados a los ingresos del mecanismo de promoción para las Tarifas Vigentes, las Tarifas propuestas por Cálidda y las tarifas propuestas por OSINERGMIN.

Gráfico Nº 33

El ingreso requerido (en Valor Presente) para fines de cubrir los Gastos por Promoción alcanza los 108 MMUS$ para el presente proceso regulatorio. En los casos del Periodo de Regulación vigente y la Propuesta de Cálidda, dicho ingreso bordea los 81 y 92 MMUS$ respectivamente, de acuerdo a lo mostrado en el gráfico siguiente.

Gráfico Nº 34

84% 86% 79%

16% 14% 21%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Vigente Propuesta de Cálidda Propuesto por OSINERGMIN

Porcentaje del Margen por Promoción en la TUD

Porcentaje de la TUD destinados al Margen de Distribución

Porcentaje de la TUD destinados a los ingresos del Mecanismo de Promoción

81 92 108

0

20

40

60

80

100

120

Vigente Propuesta de Cálidda

Propuesto por OSINERGMIN

Ingresos actualizados por Mecanismo de Promoción


5 Factores de Actualización y Procedimiento de Ajuste

La determinación del valor del Factor de Actualización de Costos Unitarios (FA), se efectuará de acuerdo a lo siguiente:

0 0 0 0

a a a aPPI IAC IPE IPMFA a b c d

PPI IAC IPE IPM

Donde:

FA: Factor de Actualización de Costos Unitarios. a: Coeficiente de participación de la inversión existente. b: Coeficiente de participación del acero en la ampliación. c: Coeficiente de participación del polietileno en la ampliación. d: Coeficiente de participación de bienes y servicios nacionales en la ampliación. IACa: Índice de Acero equivalente al WPU101706 publicado por el “U.S. Department

of Labor Bureau of Labor Statistics” y disponible su página web: www.bls.gov. IAC0: Índice de Acero correspondiente al mes de setiembre de 2013,

estableciéndose su valor base igual a 254,0. IPEa: Índice de Polietileno equivalente al WPU07110224 publicado por el “U.S.

Department of Labor Bureau of Labor Statistics” y disponible su página web: www.bls.gov.

IPE0: Índice de Polietileno correspondiente al mes de setiembre de 2013

estableciéndose su valor base igual 171,7. PPIa: Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica, definido como: Producer

Price Index (Finished Goods less Foods and Energy – Serie ID: WPSSOP3500), publicado por “Bureau of Labor Statistics” de los Estados Unidos de Norteamérica. Se tomará el último valor publicado, correspondiente al mes de setiembre, disponible a la fecha de la actualización.

PPI0: Valor Base a setiembre de 2013 igual a 185,4. IPMa: Índice de Precios al Por Mayor publicado por el Instituto Nacional de

Estadística e Informática (INEI). Se utilizará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes sean aplicadas.

IPM0: Valor Base a setiembre de 2013 igual a 100,930875.

http://www.bls.gov/

http://www.bls.gov/


Los coeficientes de participación a, b, c y d respectivos para cada componente, se indican en el siguiente cuadro:

Cuadro N° 36 Parámetros Generales de Actualización

VNR Existente

Parámetro a b c d

VNR Existente 1 0 0 0

TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

Parámetro a b c d

MD y MC 0,0372 0,0494 0,0141 0,8993

INSTALACIÓN DE ACOMETIDA EN MURO EXISTENTE

Tipo de Medidor a b c d

G1,6 0,4565 0 0 0,5435

G 4 0,4920 0 0 0,5080

G 6 0,6284 0 0 0,3716

INSTALACIÓN DE ACOMETIDA EN MURETE CONSTRUIDO

Tipo de Medidor a b c d

G1,6 0,3657 0 0 0,6343

G 4 0,3995 0 0 0,6005

G 6 0,5388 0 0 0,4612

DERECHO DE CONEXIÓN

Categorías a b c d

C,D,E,GE-1 y GE-2 0 1 0 0

A y B 0 0 1 0

INSPECCIÓN, SUPERVISIÓN Y HABILITACIÓN DE REDES INTERNAS

Categorías a b c d

B,C,D,E,GE-1 y GE-2 0 0 0 1

CORTE Y RECONEXIÓN

Parámetro a b c d

CORTE 0 0 0 1

RECONEXIÓN 0 0 0 1

6 Cargos Tarifarios Complementarios




Inspección, Supervisión y Habilitación para clientes mayores a 300 m3/mes y


Corte y Reconexión

Dichos conceptos representan los cargos adicionales a las tarifas de distribución que deben también ser regulados por el OSINERGMIN.

6.1 Derechos de Conexión y factor “K”

Los Cargos por Derecho de Conexión considerados para la presente regulación se detallan en el siguiente cuadro.

Cuadro N° 37 Derecho de Conexión y Factor “K”

Categoría Derecho de Conexión

Factor K US$ / (m

3 / d)

A1 y A2 94,2 9

B 6,8 3

C e IP 2,7 3

D 2,4 3

E 1,3 3

GNV 12,0 3

GE 0,5 3

* Nota: Para las categorías A1 y A2 se considera un consumo promedio mensual de 0,63 m3/d.

Respecto al Factor K de cada una de las categorías tarifarías, se ha considerado los mismos valores aprobados en la Resolución OSINERGMIN N° 261-2009-OS/CD, los cuales están debidamente sustentados en el análisis detallado en el Informe N° 555-2009-GART, el cual motivó la emisión de la citada resolución.

6.2 Cargo por Acometidas para consumidores con consumo menor o igual a 300 m3/mes

Los cargos por las Acometidas se diferencian en dos: a) Acometidas instaladas con medidores de gas natural en un muro existente del predio del usuario; y, b) Acometidas instaladas con medidores de gas natural en un muro o murete previamente construido por el Concesionario.

Para determinar los costos de ambos tipos de instalaciones, según los tipos de medidores de gas natural existentes, se requiere un análisis de costos de las Acometidas, para lo cual se requiere usar la estructura de costos unitarios del Baremo de Costos Unitarios de Gas Natural (BCUGN) a precios vigentes. Dicho análisis incluyó:

• Análisis de costos de las obras civiles para la instalación del gabinete de protección del medidor

• Instalación del gabinete de medición residencial simple empotrado en un muro existentes del predio del usuario.

• Instalación del gabinete de medición residencial simple empotrado en un muro o murete previamente construido por el Concesionario.


• Cálculo de los costos de instalación

• Suministro de materiales

• Cálculo de los costos de instalación del medidor de gas natural

Como resultado del análisis de costos se obtuvieron los valores para los tipos de Acometidas que se indican en el siguiente cuadro, según el tipo de medidor instalado, los cuales son aplicables a los consumidores con consumos menores a 300 m3/mes (Categorías Tarifarias A1 y A2).

Cuadro N° 38 Detalle de los Costos de Acometida para consumidores menores a 300 m3/mes

Descripción Unidad

CARGO POR INSTALACIÓN DE MEDIDOR US$

EN MURO EXISTENTE EN MURETE CONSTRUIDO

CARGO POR MEDIDOR G 1,6

Costo de Instalación

Costo de obras civiles US$ 52,52 80,16 Suministro de Materiales

Regulador con corte por baja presión US$ 17,21 17,21 Accesorios US$ 7,50 7,50 Medidor US$ 34,15 34,15

Costo Directo 111,37 139,01 Aporte por regulación 1 % 1,12 1,40 Gasto Total 112,49 140,42

CARGO POR MEDIDOR G 4 Costo de Instalación

Costo de obras civiles US$ 52,52 80,16 Suministro de Materiales

Regulador con corte por baja presión US$ 17,21 17,21 Accesorios US$ 7,50 7,50 Medidor US$ 42,08 42,08

Costo Directo 119,31 146,95 Aporte por regulación 1 % 1,21 1,48 Gasto Total 120,51 148,43

CARGO POR MEDIDOR G 6 Costo de Instalación

Costo de obras civiles US$ 105,03 156,31

Suministro de Materiales Regulador con corte por baja presión US$ 72,69 72,69

Accesorios US$ 7,50 7,50

Medidor US$ 122,88 122,88

Costo Directo 308,10 359,38

Aporte por regulación 1 % 3,11 3,63

Gasto Total 311,21 363,01

En el siguiente cuadro, se resumen los cargos de Acometidas antes detallados.


Cuadro N° 39 Cargos por Acometida para consumidores menores a 300 m3/mes

Tipo de Acometida En Muro Existente

En Murete Construido

US$ US$

Con Medidor G 1.6 112,49 140,42

Con Medidor G 4 120,51 148,43

Con Medidor G 6 311,21 363,01

6.3 Cargos por Inspección, Supervisión y Habilitación de las Instalaciones Internas de consumidores mayores a 300 m3/mes.

Este cargo es aplicable sólo a los consumidores mayores a los 300 m3/mes y representa el costo por las actividades efectuadas por el concesionario, en forma directa o mediante terceros, para suministrar gas natural a un nuevo consumidor. Para determinar cada uno de los costos que involucra cada actividad (inspección, supervisión y habilitación), es necesario realizar un análisis de costos para definir la cantidad de mano de obra y los equipos utilizados en forma eficiente.

Como resultado del citado análisis de costos, en los siguientes cuadros se detallan los costos para la Inspección, Supervisión y Habilitación de las Instalaciones Internas de consumidores mayores a 300 m3/mes.

Cuadro N° 40 Detalle de Determinación de los Costos de Supervisión de las instalaciones internas

para consumos mayores a 300 m3/mes

DESCRIPCIÓN

OSINERGMIN

UNIDAD CANTIDAD SUB

TOTAL

C.I. (30%)

US$ (*)

TOTAL

(US$)

1ra Visita

Mano de obra H-H 2,9300 17,83 7,01 30,36

Equipos H-M 2,6700 5,52

Visita Adicional

Mano de obra H-H 2,2000 13,37 5,25 22,77

Equipos H-M 2,0000 4,14

Visita a Prueba de Hermeticidad

Mano de obra H-H 2,9300 17,83 7,01 30,36

Equipos H-M 2,6700 5,52

TOTAL (US$) 64,21 83,48


Cuadro N° 41 Detalle de Determinación de los Costos de Inspección de las instalaciones internas

para consumos mayores a 300 m3/mes INSPECCIÓN HASTA 10 CONSUMOS

DESCRIPCIÓN

OSINERGMIN

UNIDAD CANTIDAD SUB

TOTAL

C.I. (30%)

US$ (*)

TOTAL

(US$)

Revisión de documentos

Mano de obra H-H 2,3000 15,04 5,75 24,94

Equipos H-M 1,0000 4,14

Revisión adicional

Mano de obra H-H 2,3000 15,04 5,75 24,93

Equipos H-M 2,0000 4,14

Visita de inspección Final

Mano de obra H-H 2,5000 18,37 6,75 29,27

Equipos H-M 2,0000 4,14

Visita Adicional

Mano de obra H-H 2,4000 16,71 6,25 27,09

Equipos H-M 2,000 4,14

TOTAL (US$) 81,72 106,23

INSPECCIÓN MAYOR DE 10 CONSUMOS

DESCRIPCIÓN

OSINERGMIN

UNIDAD CANTIDAD SUB

TOTAL

C.I. (30%)

US$ (*)

TOTAL

(US$)


Mano de obra H-H 2,3000 15,04 5,75 24,94

Equipos H-M 1,0000 4,14

Revisión adicional

Mano de obra H-H 2,3000 15,04 5,75 24,93

Equipos H-M 2,0000 4,14

Visita de inspección Final

Mano de obra H-H 2,5000 18,37 6,75 29,27

Equipos H-M 2,0000 4,14

Visita Adicional

Mano de obra H-H 2,4000 16,71 6,25 27,09

Equipos H-M 2,000 4,14

TOTAL (US$) 81,72 106,23

Cuadro N° 42 Detalle de Determinación de los Costos de Habilitación de las instalaciones internas

para consumos mayores a 300 m3/mes

DESCRIPCIÓN

OSINERGMIN

UNIDAD CANTIDAD SUB

TOTAL

C.I. (30%)

US$ (*)

TOTAL

(US$)


Mano de obra H-H 8,0000 56,84

85,02 368,42 Materiales GLB 1,0000 210,00

Equipos H-M 8,0000 16,56

TOTAL (US$) 283,40 368,42


Por tanto, en el siguiente cuadro, se resumen los cargos de Supervisión, Inspección y Habilitación de Instalaciones Internas para Consumidores Mayores a 300 m3/mes, antes detallados.

Cuadro N° 43 Cargo de Supervisión, Inspección y Habilitación de Instalaciones Internas para

consumidores mayores a 300 m3/mes

Actividad US$

Inspección 83,48

Supervisión 106,23

Habilitación 368,42

Total: 558,13

6.4 Cargos por corte y reconexión

Los cargos por corte y reconexión del servicio de distribución son los costos que el Concesionario está autorizado aplicar a los usuarios en cualquiera de los siguientes casos:

• Cuando el usuario deba dos facturas consecutivas,

• Si el usuario consume el gas natural de forma indebida o sin autorización,

• Se impide la lectura del medidor del usuario,

• Cuando el usuario revende el gas natural a terceros vía redes de distribución no autorizadas,

• Si pone en peligro la seguridad de las personas o la propiedad de terceros al realizar instalaciones fraudulentas,

• Si el usuario impide la revisión de las instalaciones internas, equipos y acometida correspondientes a su predio,

• Cuando el usuario manipula indebidamente cualquier instalación del Concesionario.

6.4.1 Cargo por Corte

El corte del servicio de distribución es aplicable cuando el usuario impide el acceso al gabinete de la acometida para ejecutar el cierre del servicio o el retiro de sus componentes; impide la lectura del medidor; o el acceso a las instalaciones internas, equipo y acometida, para su revisión. Asimismo, procede el corte por la reconexión indebida del servicio luego del retiro de los componentes de la acometida.

Según las características de la acometida, los cortes del servicio de distribución se dividen en lo siguiente:

Para Categorías A1, A2 y B-comercial: Incluye la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, el cierre de la válvula de entrada (de ser el


caso), prensado y corte de la tubería, venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo.

Para categorías B-industrial, C, D y GNV, con tubería de polietileno: Incluye la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, cierre de la válvula de entrada (de ser el caso), prensado y corte de la tubería de polietileno, venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo.

Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de acero: Incluye el destapado de la cámara o la realización de un pozo para acceder a la válvula enterrada, cierre de la válvula de entrada, colocación de placa ciega, verificación de pérdidas en la zona de intervención y tapado de la cámara o de la válvula.

En los siguientes cuadros se muestra los costos por Corte del servicio de distribución.


Cuadro N° 44 Detalle de Determinación de los Costos por Corte del Tipo Cierre, Retiro de

Componentes y Corte de Servicio en Categoría A1, A2, B (Comercial) e IP CIERRE DE SERVICIO - CATEGORIA A1, A2 y B COMERCIAL

Rendimiento diario: 13,00 Und/día

UNIDAD : Und.

Descripción Unidad Cuadrilla Cantidad Precio US$/. Parcial US$/.

MANO DE OBRA

TECNICO h-h 1,000 0,6154 7,10 4,37

MATERIALES

PRECINTO DE SEGURIDAD Unid.

1,000 0,200 0,20

TAPON DE CIERRE Unid.

1,000 1,000 1,00

EQUIPOS

HERRAMIENTAS Y EQUIPO %MO

5,00% 4,37 0,22

MOTO H-H 1,000 0,6154 2,07 1,27

Costo Directo Total 7,06

Gastos Generales y Utilidades

30% 2,12

Costo Total 9,18

RETIRO DE COMPONENTES DE ACOMETIDA - CATEGORIA A1, A2 y B COMERCIAL


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA

TECNICO h-h 1,000 0,6667 7,10 4,74

MATERIALES


1,000 0,200 0,20


1,000 1,000 1,00

EQUIPOS


5,00% 4,74 0,24

MOTO H-H 1,000 0,6667 2,07 1,38



30% 2,27

Costo Total 9,83

CORTE DE SERVICIO - CATEGORIA A1, A2 y B ( COMERCIALES)


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA

SUPERVISOR DE GERENCIA TECNICA h-h 0,100 0,4000 16,67 6,67

SUPERVISOR DE EXCAVACIÓNES h-h 0,100 0,4000 16,67 6,67

TECNICO h-h 1,000 4,0000 7,10 28,42

PEON h-h 0,500 2,0000 5,42 10,85

MATERIALES

END CAP 63MM Unid.

2,000 1,550 3,10

CINTA TEFLON Unid.

0,100 0,500 0,05

TRAPO INDUSTRIAL Kg.

0,100 0,830 0,08

COPLE DE 63 MM Unid.

2,160 1,000 2,16

MATERIALES Y EQUIPO PARA RESANE M3

0,060 83,886 5,03

EQUIPOS


5,00% 28,42 1,42

CAMIONETA H-H 1,000 4,0000 0,00 0,00



30% 19,34

Costo Total 83,79


Cuadro N° 45 Detalle de determinación de los Costos por Corte del Tipo Cierre y Retiro de

Componentes en Categoría B, C (Industrial) y D CIERRE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA Y EN CAMARA CON TUBERIA DE ACERO Y POLIETILENO - CATEGORIA B ( INDUSTRIALES ), C y D


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA


TECNICO h-h 1,000 2,0000 7,10 14,21

MATERIALES

JUNTA ESPIROMETÁLICA 3" S150 Unid.

1,000 2,660 2,66

DISCO CIEGO 3" x 1/8" Unid.

1,000 24,820 24,82

CINTA TEFLON Unid.

0,300 0,500 0,15

TRAPO INDUSTRIAL Unid.

0,100 0,830 0,08

EQUIPOS


5,00% 17,54 0,88

MOTO H-H 1,000 2,0000 2,07 4,13



30% 15,08

Costo Total 65,34

RETIRO DE COMPONENTES DE ACOMETIDA CATEGORIA B (INDUSTRIAL) C y D


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA


TECNICO h-h 1,000 5,3333 7,10 37,89

MATERIALES


2,000 2,660 5,32

CINTA TEFLON Unid.

0,300 0,500 0,15


0,100 0,830 0,08

EQUIPOS


5,00% 46,78 2,34

MOTO H-H 0,200 1,0667 2,07 2,20



30% 17,07

Costo Total 73,94


Cuadro N° 46 Detalle de Determinación de los Costos del Tipo Corte del Servicio en Categoría

B, IP, C (Industrial) y D - Polietileno y Acero CORTE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA CON TUBERIA DE POLIETILENO CATEGORIA B (INDUSTRIAL), C y D


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA



TECNICO h-h 1,000 4,0000 7,10 28,42

PEON h-h 1,000 4,0000 5,42 21,70

MATERIALES

END CAP 63MM Unid.

2,000 1,550 3,10

CINTA TEFLON Unid.

0,300 0,500 0,15


0,100 0,830 0,08


2,000 2,160 4,32


0,100 83,886 8,39

EQUIPOS


5,00% 35,09 1,75

EXCAVADORA h-h 0,300 1,2000 78,37 94,05

CAMIONETA H-H 0,200 0,8000 8,21 6,57



30% 54,56

Costo Total 236,43

CORTE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA CON TUBERIA DE ACERO CATEGORIA B (INDUSTRIAL) C y D


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA


TECNICO h-h 1,000 4,0000 7,10 28,42

PEON h-h 1,000 4,0000 5,42 21,70

MATERIALES


1,000 2,660 2,66

DISCO CIEGO 3" x 1/8" Unid.

1,000 24,820 24,82

CINTA TEFLON Unid.

0,300 0,500 0,15


0,100 0,830 0,08

SISTEMA DE RECUBRIMIENTO ml

4,000 4,270 17,08


0,100 83,89 8,39

EQUIPOS


5,00% 35,09 1,75

EXCAVADORA h-h 0,333 1,3333 78,37 104,50

CAMIONETA H-H 0,500 2,0000 8,21 16,42



30% 69,79

Costo Total 302,43


En el siguiente cuadro, se resumen los cargos por cortes, antes detallados.

Cuadro N° 47 Cargos por cortes

Tipo de Corte

Categoría y características del consumidor (Cifras en US$)

Categoría A1, A2, B Comercial e

IP- polietileno

Categoría B Industrial, C, D e IP-acero

Polietileno Acero

I Cierre 9,18 65,34

II Retiro de componente de la Acometida

9,83 73,94

III Corte del Servicio 83,79 236,43 302,43

6.4.2 Cargo por Reconexión

Los Cargos por Reconexión se divide en los siguientes tipos: Por cierre; Reposición de componente de la Acometida, y por Corte del Servicio.

Respecto a la Reconexión por Cierre, esta comprende la reapertura de la válvula de entrada, la verificación de entrada de gas a equipos y el precintado. En el caso de la Reposición de los Componentes de la Acometida, esta comprende el trabajo que involucra la normalización de la acometida con la reutilización del medidor. Y finalmente, La Reconexión por Corte de Servicio, que comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería, prensado y corte de la tubería de polietileno o instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, si correspondiera; verificación de pérdidas de gas en la zona de intervención; reapertura de la válvula de entrada; retiro del disco ciego (en caso de acero) y el relleno del pozo; y tapado de la cámara o relleno del pozo, en lo que corresponda.

En los siguientes cuadros se muestra los costos por Reconexión del servicio de distribución.


Cuadro N° 48 Detalle de Determinación de los Costos por Reconexión del Tipo Cierre, Reposición

de Componentes y Corte de Servicio en Categoría A1, A2 y B (Comercial) RECONEXION DE CIERRE DE SERVICIO - CATEGORIA A1, A2, Y B (COMERCIAL)


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA

TECNICO h-h 1,000 0,5333 7,10 3,79

MATERIALES


2,000 0,200 0,40

EQUIPOS


5,00% 3,79 0,19

EQUIPO PRUEBAS DE HERMETICIDAD H-H 1,000 0,5333 0,20 0,11

MOTO H-H 1,000 0,5333 2,07 1,10



30% 1,68

Costo Total 7,27

RECONEXION POR REPOSICIÓN DE COMPONENTES DE ACOMETIDA – CATEGORIA A1, A2 Y B (COMERCIAL)


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA

TECNICO h-h 1,000 1,0000 7,10 7,10

MATERIALES


1,000 0,200 0,20


1,000 1,000 1,00

EQUIPOS


5,00% 7,10 0,36


MOTO H-H 1,100 1,1000 2,07 2,28



30% 3,35

Costo Total 14,49

RECONEXION POR CORTE DE SERVICIO - CATEGORIA A1, A2, B e IP


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA


TECNICO h-h 1,000 4,0000 7,10 28,42

PEON h-h 1,000 4,0000 5,42 21,70

MATERIALES

CINTA TEFLON Unid.

0,100 0,500 0,05


0,100 0,830 0,08


2,000 1,000 2,00


0,100 118,369 11,84

TUPO DE 20 MM Unid.

0,500 1,500 0,75

EQUIPOS


5,00% 50,12 2,51


CAMIONETA H-H 1,000 4,0000 8,21 32,85



30% 32,30

Costo Total 139,97


Cuadro N° 49 Detalle de los Costos por Reconexión del Tipo Cierre en Categoría B, C

(Industrial) y D RECONEXION DE CIERRE DE SERVICIO - CATEGORIA B ( INDUSTRIAL) Y C


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA

TECNICO h-h 1,000 4,0000 7,10 28,42

MATERIALES


1,000 2,660 2,66

CINTA TEFLON Unid.

0,300 0,500 0,15


0,100 0,830 0,08

EQUIPOS


5,00% 28,42 1,42

MOTO H-H 0,200 0,8000 2,07 1,66



30% 10,32

Costo Total 44,71

Cuadro N° 50 Detalle de Determinación de los Costos por Reconexión del Tipo Corte del

Servicio en Categoría B, IP, C (Industrial) y D - Polietileno y Acero RECONEXION DE CIERRE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA CON TUBERIA PE - B (INDUSTRIAL) Y C


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA



TECNICO h-h 1,000 4,0000 7,10 28,42

PEON h-h 0,750 3,0000 5,42 16,27

MATERIALES

CINTA TEFLON Unid.

0,300 0,500 0,15


0,100 0,830 0,08


1,000 2,160 2,16


0,100 83,886 8,39

TUBO DE 63 MM ML

1,000 3,140 3,14

EQUIPOS


5,00% 35,09 1,75

EXCAVADORA h-h 0,400 1,6000 78,37 125,40

CAMIONETA H-H 0,200 0,8000 8,21 6,57



30% 61,70

Costo Total 267,37


RECONEXION DE CORTE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA CON TUBERIA PE (B (INDUSTRIAL) Y C)


UNIDAD : Und.


MANO DE OBRA



TECNICO h-h 1,000 4,0000 7,10 28,42

PEON h-h 1,000 4,0000 5,42 21,70

MATERIALES


1,000 2,660 2,66

CINTA TEFLON Unid.

0,300 0,500 0,15


0,100 0,830 0,08

SISTEMA DE RECUBRIMIENTO Unid.

3,000 4,270 12,81


0,100 83,89 8,39

EQUIPOS

HERRAMIENTAS Y EQUIPO %MO 5,00% 35,09 1,75

EXCAVADORA h-h 0,550 2,2000 78,37 172,42

CAMIONETA H-H 0,500 2,0000 8,21 16,42



30% 83,44

Costo Total 361,58

En el siguiente cuadro, se resumen los cargos por reconexión, antes detallados.

Cuadro N° 51

Cargos por ReconexiónTipo

de Reconexión

Categoría y características del consumidor (Cifras en US$)

Categoría A1, A2, B Comercial e

IP- polietileno

Categoría B Industrial, C, D e IP-acero

Polietileno Acero

I Reconexión por Cierre 7,27 44,71

II Reposición de componente de la Acometida

14,49 -

III Reconexión por Corte del Servicio

139,97 267,37 361,58


Anexo N°1 Informe “Análisis de propuesta tarifaria de gas natural (Tarifa Única) periodo 2014 –

2018” del consultor COSANAC

Archivo: 3er Informe_Consultor.pdf


Anexo N°2 Lista de Costos Unitarios 2013


N° Código VNR Descripción Calidda (US$) Baremo (US$)

1 010102020301 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 265,95 201,48

2 010102020302 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 270,07 234,26

3 010102020303 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 280,11 250,15

4 010102020304 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 294,00 247,87

5 010103020301 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 296,71 206,26

6 010103020302 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 299,81 239,18

7 010103020303 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 305,86 254,93

8 010103020304 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 325,84 252,65

























33 010106040301 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 512,27 398,45

34 010106040302 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 514,83 432,62

35 010106040303 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 528,52 448,37

36 010106040304 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 530,57 446,98

37 010106150301 Tuberia de acero de 8" e=12.70mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 512,27 559,27





42 010107030301 Tuberia de acero de 10" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 560,08 441,94


44 010107030303 Tuberia de acero de 10" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 568,39 491,86


46 010107180301 Tuberia de acero de 10" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 1 392,21 614,83

47 010107180302 Tuberia de acero de 10" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 1 394,85 649,00

















62 010110140301 Tuberia de acero de 16" e=11.13mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 1 380,22 554,09




66 010117180201 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno arenoso Pavimento Afirmado 2 147,17 958,00

67 010117180202 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno arenoso Pavimento Flexible 2 171,64 968,61

68 010117180301 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 2 209,90 1 028,20

69 010117180302 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 2 172,57 1 067,22

70 010117180303 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 2 189,06 1 082,97

71 010117180304 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 2 226,26 1 083,70

72 010117180401 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno rocoso Pavimento Afirmado 4 756,22 1 209,93

73 010117180402 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno rocoso Pavimento Flexible 4 790,12 1 248,95

74 010201010301 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 61,32 48,98

75 010201010302 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 67,43 68,92

76 010201010303 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 73,89 52,90

77 010201010304 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 76,70 80,71

























102 020101040203 Estación de Regulación 10/5 10,000Sm3/h Subterranea Terreno semirrocoso 594 449,96 331 300,36

103 020101040303 Estación de Regulación 10/5 10,000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 587 414,90 336 000,71






109 020104060103 Estación de Regulación 50/19 30,000Sm3/h Semi subterranea Terreno semirrocoso 692 367,04 482 260,15

110 020104080302 Estación de Regulación 50/19 50,000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 700 000,00 553 043,84














122 020106050203 Estación de Regulación 50/5 20,000Sm3/h Subterranea Terreno semirrocoso 879 777,81 427 094,10



125 020311080303 City Gate 150/50 50,000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 11 000 000,00 4 781 475,88

126 020311110302 City Gate 150/50 150,000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 12 262 234,43 9 831 351,13

127 020311130301 City Gate 150/50 250,000Sm3/h Superficial Terreno normal 20 676 823,80 12 169 946,28

128 020311140303 City Gate 150/50 300,000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 14 313 945,61 12 986 151,82

129 020312090302 City Gate 153/153 75,000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 5 850 000,00 6 657 349,21

130 020309080303 City Gate 100/5 50,000Sm3/h Superficial Terreno Semirrocoso 8 000 000,00 4 781 475,88


Anexo N°3 Plano de las instalaciones existentes y

proyectadas para el periodo 2014-2018


Documents

Determinación de la Tarifa Única de Distribución de … · Demanda propuesta por OSINERGMIN 22 563 820 306 105 154 783 1 129 289 892 916 3 085 012 2 300 967 20 286 271 Diferencia