análisis de comentarios a la determinación preliminar de

Informe N° 0441-2009-GART Página 2 de 48

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0441-2009-GART

Análisis de comentarios a la Determinación preliminar de las Tarifas Básicas Iniciales

del Sistema de Transporte del Gasoducto Andino del

Sur

Lima, octubre del 2009


ÍNDICE

1. RESUMEN EJECUTIVO .......................................................................................................... 4

1.1 RESULTADOS FINALES 4 1.2 COMENTARIOS RECIBIDOS 6 1.3 CONCLUSIONES 7 1.4 RECOMENDACIONES 8

2. OBJETIVO ............................................................................................................................... 9

3. MARCO LEGAL ....................................................................................................................... 9

4. ANÁLISIS DE COMENTARIOS ............................................................................................ 10

4.1 COMENTARIOS DE KUNTUR TRANSPORTADORA DE GAS SAC 10 4.2 COMENTARIOS DE GEEE CONSULTING 17

5. RESULTADOS FINALES ...................................................................................................... 21

5.1 DEMANDA 21 5.2 COSTO DEL SERVICIO 21 5.3 TASA DE ACTUALIZACIÓN 23 5.4 DETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS BÁSICAS INICIALES 23 5.5 PERIODO DE REGULACIÓN 25

6. FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN ......................................................................................... 26

7. CONCLUSIONES .................................................................................................................. 27

8. RECOMENDACIONES .......................................................................................................... 27


1. Resumen Ejecutivo La empresa Kuntur Transportadora de Gas SAC, presentó su propuesta de tarifas a Osinergmin de acuerdo a los plazos establecidos en su contrato de concesión para la construcción y operación del Gasoducto Andino del Sur, dándose inicio al proceso de determinación de sus tarifas. Dentro del proceso regulatorio le corresponde a Osinergmin establecer las Tarifas Básicas Iniciales para el servicio de transporte de dicha concesión, de acuerdo a la normatividad vigente y a la propuesta presentada por el concesionario. Asimismo, mediante la Resolución OSINERGMIN N° 0167-2009-OS/CD, conjuntamente con su informe técnico Nº 0407-2009-GART, se publicó el proyecto de resolución que fija las Tarifas de Transporte del Gasoducto Andino del Sur.

1.1 Resultados Finales

Demanda La demanda utilizada para la determinación definitiva de la tarifa ha considerado la demanda establecida en el informe técnico del proyecto de resolución, la cual no se ha modificado, más la demanda generada por la industria petroquímica, en consideración a lo establecido en la Resolución Ministerial Nº 443-2009-MEM/DM, mediante la cual se declara la instalación de un Complejo Petroquímico de Desarrollo Descentralizado en el departamento de Moquegua, lo cual genera una demanda actualizada de 1 318 441 Millones de PC. Costo del Servicio El acogimiento de algunos comentarios efectuados, básicamente por la no consideración de los intereses de la deuda, ha generado que el Costo de Servicio disminuya en US$ 222 Millones, estableciéndose finalmente el valor actualizado del mismo en US$ 3311 Millones. Tasa de Actualización No ha variado. Tarifas Básicas Iniciales definitivas Las Tarifas Básicas Iniciales finalmente determinadas figuran en el cuadro Nº 1.

Cuadro Nº 1 US$ / mil PC US$ / mil m3

2.51 88.71

3.59 126.72

3.14 110.88

Nota:Para la tarifa Interrumpible del GGEE se ha considerado un Factor de Carga de 70%Para la tarifa Interrumpible de otros se ha considerado un Factor de Carga de 80%

Tarifas Básicas Iniciales

Servicio Firme

Servicio Interrumpible GGEE

Servicio Interrumpible Otros


En el cuadro Nº 2 se muestra la comparación de lo determinado finalmente y lo propuesto por el concesionario.

Cuadro Nº 2 Unidades OSINERGMIN KUNTUR O / K ‐ 1

Millón US$ 3 311 3 382 ‐2,1%

Millón US$ 1 567 1 728 ‐9,3%

TCF 1,32 1,14 15,5%

TCF 4,84 5,60 ‐13,6%

Millón US$ 82,45 94,45 ‐12,7%

Millón US$ 74,23 85,13 ‐12,8%

% 14,37% 15,80%

US$ / mil PC 2,51 2,96 ‐15,2%

Inversión Nominal Total

Demanda Nominal (consumo)

O&M Anual Nominal

O&M Anual Actualizado

Tasa de Actualización

Tarifa Básica Firme

Descripción

Costo del Servicio

Demanda Actualizada

Es pertinente precisar que la inclusión de la demanda de la petroquímica (50 MMPCD) genera una disminución de 0,25 US$/Mil PC en la tarifa, asimismo, la disminución de los Costos del Servicio, por concepto de no considerar los intereses de la deuda, generan una disminución de 0,39 US$/Mil PC. Periodo de Regulación Con la finalidad de compatibilizar lo establecido en el Reglamento con la Propuesta de Kuntur y la propuesta de OSINERGMIN (de revisar los costos y demanda proyectada antes de la puesta en operación comercial), es conveniente definir al Primer Periodo de Regulación con una duración de un año (12 meses), contabilizado después de la Puesta en Operación Comercial del proyecto, de esta manera el concesionario contaría con una tarifa inicial, pero tendría la posibilidad de que posteriormente se fije una nueva tarifa que reconozca los costos reales de inversión y un mejor estimado de la demanda proyectada. Es pertinente precisar que la fijación del primer Periodo de Regulación en un año, no cambia el valor de la tarifa, ya que el periodo de cálculo permanece en 25 años, de acuerdo con lo propuesto por Kuntur. Factor de Actualización De acuerdo a lo establecido en el artículo 115º del Reglamento, las Tarifas Básicas fijadas para un determinado Periodo de Regulación, se reajustarán sobre la base de las fórmulas de actualización establecidas. En ese sentido, la fórmula de actualización a ser establecida considera el Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica, definido como: Producer Price Index (Finished Goods less Foods and Energy – Serie ID: WPSSOP3500), publicado por el “Bureau of Labor Statistics” de los Estados Unidos de Norteamérica. El reajuste tarifario se efectuará multiplicando el Factor de Actualización, resultante de aplicar la Fórmula de Actualización, por la Tarifa Básica


Inicial, y se realizará a la fecha del inicio de la operación comercial del proyecto.

1.2 Comentarios recibidos Dentro del plazo establecido en la resolución con la cual se publicó el proyecto de resolución, se recibieron comentarios por parte de la empresa Kuntur Transportadora de Gas SAC y de la empresa consultora GEEE Consulting, las cuales se resumen a continuación: Tema Comentario Análisis

Demanda

1 Especificar la definición de demanda de Capacidad y de Volumen – Kuntur

La demanda de Capacidad está referida a los contratos a firme y la demanda de volumen es la demanda que sería consumida por los usuarios considerando su factor de carga correspondiente, respecto a la demanda de capacidad.

2

El crecimiento de la demanda Residencial es muy acelerado – GEEE Consulting

El factor de penetración de 70% se estima que se alcanza, en toda la concesión, a los 10 años y 9 meses.El ahorro proveniente de la utilización de este servicio es mucho más valorado en las zonas abastecidas por el gasoducto del sur.

3

La demanda Comercial se debe considerar de manera desagregada en hospitales y hoteles, y no considerar un crecimiento del consumo – GEEE Consulting

El análisis de la demanda ha considerado el consumo de hoteles y hospitales, así como el de otro tipo de comercios, obteniéndose un promedio global para este sector.Se ha considerado una tasa de crecimiento del consumo de acuerdo al crecimiento del PBI del país.

4

La demanda Industrial se debe efectuar con un estudio de demanda individual por empresa – GEEE Consulting

En la estimación de la demanda se ha considerado la estadística de consumo de hidrocarburos líquidos de las principales empresas industriales en cada tipo de rubro.

5

La demanda del Mercado Eléctrico es demasiado optimista – GEEE Consulting

En la estimación de la demanda del mercado eléctrico se ha utilizado un modelo probabilístico del sistema interconectado nacional, el cual considera variables como hidrologías, factores de falla de centrales térmicas, potencia instalada, entre otras y restricciones como el de contar con reservas mínimas en el sistema.

Costos de Servicio

6

Considerar dentro de los Costos Unitarios un valor del Advalorem distinto de cero - Kuntur

De acuerdo a lo establecido por Aduanas el valor del Advalorem de las tuberías para gasoductos es cero. Sin embargo, dada la vigencia de la tarifa, doce meses después de la entrada en operación comercial del proyecto, se fijará una nueva tarifa con costos de servicio reales.


7

Considerar un mayor porcentaje de los Costos Indirectos por concepto de los Activos Fijos No Productivos - Kuntur

Considerando que el Gasoducto Andino del Sur tiene mayores dimensiones, respecto al de TGP, el cual fue tomado como benchmarking, se ha considerado un incremento del 1% al 3% por este concepto.

8

Considerar un mayor porcentaje de los Costos Indirectos por concepto de los Costos de Desarrollo - Kuntur

Considerando que Kuntur obtuvo la concesión por Solicitud de Parte, a diferencia de TGP que lo hizo por concurso, se han incrementado los Costos de Desarrollo a 2%, esto debido a los costos adicionales en los que incurrió Kuntur, respecto de los efectuados por TGP.

9

Considerar un mayor porcentaje de los Costos Indirectos por concepto de los Costos de administración, supervisión y gerencia del proceso de EPC - Kuntur

Estos costos fueron incluidos dentro de los Costos de Desarrollo.

10

Se ha estimado un precio del gas natural de 2,5 US$/MPC, para la determinación de los costos variables - Kuntur

Osinergmin utilizó el mismo precio de gas natural de 2,5 US$/MPC, que propuso Kuntur en el numeral 2.2 del Anexo 4 de su propuesta tarifaria.

11

Considerar el 1% de Costos de Pérdidas que establece el Reglamento - Kuntur

Osinergmin ha incluido el 1% que establece el Reglamento.

Tarifa 12

Considerar los intereses de la deuda en la constitución de los costos del servicio - Kuntur

En la determinación final no se han incluido dichos intereses.


13

Considerar el establecimiento de un Factor de Ajuste periódico para la Tasa de Actualización - Kuntur

La Tasa de Actualización deberá determinarse de manera que se cumpla con lo establecido en los artículos 134º y 135º del Reglamento.

14

Considerar las primas de riesgo regulatorio, comercial y de liquidez - Kuntur

El riesgo comercial y de liquidez no fueron considerados, debido a que no se presentaron argumentos nuevos para su inclusión. Con el establecimiento del Periodo de Regulación en un año, el concesionario tiene la posibilidad de presentar un nuevo estudio para la fijación de la Tasa de Actualización, un año después de la entrada en Operación Comercial del proyecto.

1.3 Conclusiones

• La inclusión de la demanda de la industria petroquímica incrementa el requerimiento de reservas en 0,5 TCF, es decir se requerirían 4,8 TCF hasta el término de la concesión del proyecto, asimismo, la


demanda de gas natural actualizada asciende a 1 318 441 Millones PC, 10% más de la demanda estimada en la prepublicación.

• La inversión inicial total asciende a US$ 1567 Millones.

• El Costo del Servicio Total actualizado asciende a US$ 3311 Millones.

• La Tarifa Básica Inicial por capacidad asciende a 2,51 US$/Mil PC, 20% menor a la establecida en la prepublicación (3,15 US$/Mil PC) y 15% menor que la propuesta por Kuntur (2,96 US$/Mil PC).

• El Periodo de Regulación se ha fijado en 1 año, contado a partir de

la puesta en operación comercial del proyecto, sin embargo, el periodo de cálculo se mantiene en 25 años.

1.4 Recomendaciones

• Aprobar las tarifas propuestas y su respectivo factor de reajuste con una Tasa de Actualización de 14,37% y con un Periodo de Regulación de 1 año.

*********************


2. Objetivo El objetivo del presente informe es el de analizar los comentarios y sugerencias presentados por los interesados a la resolución OSINERGMIN Nº 0167-2009-OS/CD, mediante la cual se publicó el proyecto de resolución que establece la tarifa inicial del Sistema de Transporte del Gasoducto Andino del Sur, concesionada a la empresa Kuntur Transportadora de Gas SAC, considerando en la determinación final de la tarifa y en la redacción final de la resolución, los comentarios o sugerencias que optimicen dicha norma.

3. Marco Legal • Ley Nº 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos. • Ley Nº. 27116 del 17 de mayo de 1999, que otorga a la Comisión de

Tarifas de Energía (CTE, hoy OSINERG) la facultad de fijar y regular las tarifas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, de transporte de gas natural por ductos y de distribución de gas natural por red de ductos, de acuerdo a los criterios establecidos en la mencionada ley y las normas aplicables al subsector hidrocarburos.

• Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD, que establece los

“Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”. • Resolución OSINERGMIN Nº 775-2007-OS/CD, que aprueba la Norma

“Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”. • Decreto Supremo Nº 081-2007-EM, que aprueba el Reglamento de

Transporte de Hidrocarburos por Ductos. • Contrato de Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos de

Camisea al Sur del País, firmado entre el Estado Peruano, actuando a través del Ministerio de Energía y Minas y la empresa Kuntur Transportadora de Gas SAC.

• Resolución OSINERGMIN N° 0167-2009-OS/CD, mediante la cual se

publicó el proyecto de resolución que fija las Tarifas de Transporte del Gasoducto Andino del Sur, aplicables al período comprendido entre la Puesta en Operación Comercial del servicio y la culminación de la concesión.

• Resolución Ministerial Nº 443-2009-MEM/DM, mediante la cual se

declara como zona geográfica determinada para la instalación de un Complejo Petroquímico de Desarrollo Descentralizado a la zona denominada "Lomas de 110", ubicada en el departamento de Moquegua.


4. Análisis de comentarios Las observaciones y comentarios presentados dentro del plazo establecido en la Resolución OSINERGMIN Nº 0167-2009-OS/CD, y que serán considerados para el análisis respectivo, han sido remitidos por la empresa Kuntur Transportadora de Gas SAC. y por la empresa GEEE Consulting.

4.1 Comentarios de Kuntur Transportadora de Gas SAC La empresa Kuntur Transportadora de Gas SAC, presentó sus comentarios y observaciones mediante correo electrónico recibido el miércoles 30 de setiembre a las 17:37 h y mediante carta Nº Kuntur-GG-097-2009, recibida el miércoles 30 de setiembre a las 17:43 h, siendo el contenido de ambos similar. En el Anexo Nº 1 se muestra el contenido completo del documento presentado.

a) Comentario Kuntur

Componente: Demanda Tema específico: Capacidad y Volumen La empresa Kuntur solicita que Osinergmin precise las diferencias de las terminologías definidas como volumen y capacidad. Análisis Osinergmin La demanda de capacidad es la demanda generada por los contratos a firme del gasoducto, y la demanda de volumen es la demanda que sería consumida por los usuarios considerando su factor de carga correspondiente, respecto a las capacidad firme contratada.

b) Comentario Kuntur Componente: Costo del Servicio Tema específico: Costos Unitarios - Advalorem La empresa Kuntur argumenta que debe considerarse un valor del Advalorem de las tuberías importadas distinto de cero, considerando que el concesionario debe adquirir las tuberías del proveedor mejor calificado, lo cual puede efectuarse desde algún país donde el Advalorem puede ser mayor a cero. Análisis Osinergmin Del análisis efectuado, en base a la información histórica de las importaciones de tuberías para gasoductos (partida arancelaria 73.05.11.00.00), se tiene que para los casos de las importaciones efectuadas por TGP, entre los años 2002 y 2003; y por Perú LNG, en los años 2007 y 2008, el advalorem representa un 6% y 4% del


precio CIF, respectivamente, tal como se muestran en los cuadros N° 37 y N° 38 del Informe N° 0407-2009-GART. Sin embargo, de la información recopilada de la página web de aduanas1 se tiene que para el año 2009 el advalorem se ha fijado en 0% y el impuesto municipal en 2%, conforme se señaló en el Informe N° 0407-2009-GART. En la siguiente figura se muestra lo señalado.

Figura N° 1

c) Comentario Kuntur Componente: Costo del Servicio Tema específico: Costos Indirectos – Activos Fijos No

Productivos La empresa Kuntur argumenta que Osinergmin ha considerado un valor de los Activos Fijos No Productivos (AFNP), de 2%, cifra extraída de los estados financieros de la empresa Transportadora de Gas del Perú - TGP. Sin embargo, argumenta que el proyecto de Kuntur tiene otras dimensiones y se hace necesaria la implementación de infraestructura y servicios en las ciudades de Lima, Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua, Matarani e Ilo, lo cual debe ser reconocido. Asimismo, precisa que dichos activos tienen una vida promedio de 5 años y deben ser renovados continuamente.

1 www.aduanet.gob.pe/aduanas/informai/tra_ar.htm


Adicionalmente, precisa que el valor de 5% de AFNP considerado por Kuntur, incluye también los costos de los seguros establecidos en el artículo 402 del Reglamento de transporte de hidrocarburos por ductos. Análisis Osinergmin Los Activos Fijos No Productivos (AFNP) están conformados por los terrenos y las edificaciones, las unidades de transporte y los diversos equipos de oficina necesarios para una eficiente prestación del servicio, tal como se consideró en el cálculo de los costos de inversión del proyecto. Para el caso del sistema de transporte de Camisea a Lima, estos costos representan aproximadamente el 2% de los costos de construcción, siendo éste valor el considerado en la prepublicación de las tarifas. Sin embargo, es importante precisar que al igual que Kuntur, la empresa TGP también tiene instalaciones a lo largo de la trayectoria de su ducto, teniendo un recorrido que igualmente pasa por zonas de selva, sierra y costa, sin embargo, considerando que el ducto de la empresa Kuntur tiene una mayor dimensión se considerará un mayor valor por concepto de AFNP, fijándose el mismo en 3%. Por otro lado, Kuntur manifiesta que el valor de los AFNP debe incrementarse debido a que dentro de sus costos de AFNP ha considerado también el costo de los seguros requeridos en el Reglamento, sin embargo, es pertinente precisar que Osinergmin consideró dichos seguros dentro de los costos de operación y mantenimiento.

2 Artículo 40°.- Riesgos y responsabilidad del Concesionario por el Servicio de Transporte El

Concesionario asume los riesgos y responsabilidades emergentes del Transporte conforme a las disposiciones sobre responsabilidad extracontractual que contiene el Código Civil.

El Concesionario deberá mantener vigente una póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, que cubra daños a terceros en sus bienes y personas derivados de la ejecución de las obras y de la prestación del Servicio de Transporte, así como una póliza que cubra el valor del Sistema de Transporte; estas pólizas deberán ser expedidas por compañías de seguros establecidas legalmente en el país y de acuerdo con las normas vigentes, sin perjuicio de otras pólizas que tenga el Concesionario. El Concesionario queda obligado a reparar el valor del daño no cubierto por la póliza.

La póliza de responsabilidad civil extracontractual a que se refiere el presente Artículo, no podrá ser inferior al 50% del monto necesario para cubrir los daños previstos en el Estudio de Riesgos aprobado por el OSINERGMIN, según lo establecido en el Artículo 15º, dicha póliza deberá encontrarse vigente a partir del primer día de inicio de ejecución de obras.


d) Comentario Kuntur Componente: Costo del Servicio Tema específico: Costos Indirectos – Costos de desarrollo La empresa Kuntur argumenta que Osinergmin no ha considerado la verdadera magnitud de los Costos de Desarrollo, los cuales han sido establecidos en 1% de los Costos de Construcción, frente al 5% de los Costos de Construcción presentados por la concesionaria. Asimismo, agrega que Osinergmin debe considerar los costos de los estudios preliminares y definitivos para la obtención de la concesión, siendo los más relevantes, los costos de la ingeniería básica y de detalle y el estudio de impacto ambiental. Análisis Osinergmin Considerando que Kuntur efectuó un proceso de evaluación propio y ejecutó labores adicionales y diferentes a las que tuvo que efectuar TGP en su momento, dada las diferentes condiciones con las que se adjudicaron sus respectivas concesiones (TGP por licitación pública y Kuntur por solicitud de parte), es pertinente reconocer los costos generados por dichas labores adicionales efectuadas por Kuntur, asignándole un valor 2% de los Costos de Construcción a los Costos de Desarrollo.

e) Comentario Kuntur Componente: Costo del Servicio Tema específico: Costos Indirectos – Costos de

administración, supervisión y gerencia del proceso de EPC

La empresa Kuntur argumenta que Osinergmin no ha considerado los costos de administración, supervisión y gerencia del proceso de EPC y los costos de transacción indirectos (costos legales, asesoría financiera, etc.) en los que incurre el Concesionario con la finalidad de obtener el financiamiento requerido para el proyecto, todos ellos presentados en su propuesta tarifaria. Análisis Osinergmin Los costos citados por Kuntur en su argumento, han sido considerados dentro de los Costos de Desarrollo citados en la observación anterior, con lo cual se elevaron los mismos de 1% a 2% del Costo de Construcción.


f) Comentario Kuntur Componente: Costo del Servicio Tema específico: Costos de O & M – Costos de operación

variables La empresa Kuntur argumenta que Osinergmin ha estimado un precio del gas natural de 2,5 US$/MPC, para la estimación de costos de operación de las estaciones de compresión, solicitando el sustento de dicho valor. Análisis Osinergmin Al no contar con información sustentada de parte de Kuntur, respecto al valor que tendría el gas natural del cual se abastecería su ducto, para la determinación del costo de combustible de sus estaciones de compresión, Osinergmin optó por considerar un valor de 2.5 US$/MMBTU, el cual fue citado por la misma Kuntur en el numeral 2.2 del Anexo 4 de su propuesta tarifaria.

g) Comentario Kuntur Componente: Costo del Servicio Tema específico: Costos de O & M – Costos pérdidas La empresa Kuntur argumenta que el literal m del artículo 36º del Reglamento, establece que se le reconocerá al concesionario, las pérdidas de hidrocarburos por mermas por debajo del 1% del volumen transportado, lo cual Osinergmin no ha considerado. Análisis Osinergmin El numeral m) del artículo 36° del Reglamento establece que el concesionario tiene la obligación de asumir las pérdidas de hidrocarburos por mermas por encima del 1% del volumen transportado, es decir, cómo máximo se puede reconocer un 1% del volumen transportado, conforme lo señala el Reglamento y de acuerdo a lo aplicado por Osinergmin.

h) Comentario Kuntur Componente: Tarifa Básica Inicial Tema específico: Intereses de la deuda La empresa Kuntur cuestiona la inclusión de los intereses de la deuda en la constitución de los costos del servicio. Análisis Osinergmin De lo establecido en el Reglamento, se considera que para la determinación del costo proyectado para suministrar los servicios básicos durante el periodo de regulación se deben considerar:


• La Tasa de Actualización • La amortización del capital de inversión • La amortización del capital de inversión de nuevas

instalaciones • El costo de operación y mantenimiento En ese sentido, los intereses de la deuda no deben ser considerados por que ya han sido tomados en cuenta en la determinación del WACC. Por lo tanto, se acepta el comentario y se plantea la metodología mostrada en el anexo Nº 3.

i) Comentario Kuntur Componente: Tarifa Básica Inicial Tema específico: Factor de ajuste de la Tasa de

actualización La empresa Kuntur argumenta que se debe eliminar el factor de ajuste relacionado con la Tasa de Actualización o Costo de Capital propuesto, debido a que considera que la Tasa de Actualización debe mantenerse fija a lo largo de la vigencia de la Concesión. Análisis Osinergmin El artículo 134º3 del Reglamento establece que la Tasa de Actualización deberá proporcionar un retorno conmensurable con las condiciones prevalecientes en el mercado para los fondos y el riesgo involucrado en la prestación del servicio básico. Asimismo, se establece que toda modificación debe ser aprobada por Osinergmin. En ese sentido, con la finalidad de compatibilizar lo establecido en el Reglamento con la Propuesta de Kuntur y la propuesta de OSINERGMIN (de revisar los costos y demanda proyectada antes de la puesta en operación comercial), es conveniente definir al Primer Periodo de Regulación con una duración de un año (12 meses), contabilizado después de la Puesta en Operación Comercial del proyecto, de esta manera el concesionario contaría con una Tarifa Básica Inicial, pero tendría la posibilidad de que posteriormente se fije una nueva tarifa que reconozca los costos reales de inversión y un mejor estimado de la demanda

3 Artículo 134°.- Fijación de la Tasa de Actualización

La Tasa de Actualización utilizada para determinar la Tarifa Básica deberá proporcionar un retorno conmensurable con las condiciones prevalecientes en el mercado para los fondos y el riesgo involucrado en la prestación del Servicio Básico. La Tasa de Actualización a utilizarse para las Tarifas Básicas será de 12% real anual, sujeta a lo establecido en el Artículo 135°.


proyectada, así como con parámetros más precisos para determinar una Tasa de Actualización para el proyecto. Es pertinente precisar que la fijación del primer Periodo de Regulación en un año, no cambia el valor de la tarifa, ya que el periodo de cálculo permanece en 25 años, de acuerdo con lo propuesto por Kuntur.

j) Comentario Kuntur Componente: Tarifa Básica Inicial Tema específico: Tasa de actualización La empresa Kuntur argumenta que Osinergmin debe considerar para la determinación de la Tasa de actualización las primas de liquidez, riesgo regulatorio y riesgo comercial. Precisa que en el riesgo regulatorio no solo está incluido el riesgo tarifario, si no que los riesgos provenientes de cambios a la normatividad vigente, agregando que su contrato de concesión tiene pocas precisiones al respecto y se vincula al Reglamento aplicable y sus modificatorias. Añade también, que el riesgo comercial no se elimina estableciendo un factor de ajuste para la demanda, ya que la aplicación del mismo, sin restricción alguna, puede llevar el valor de la tarifa a niveles no competitivos, considerando que el Gasoducto del Sur no cuenta con un mecanismo como la GRP o con una Tarifa Única Nacional. Análisis Osinergmin La empresa Kuntur, no argumenta por qué cuestiona el que Osinergmin no considere la prima de liquidez, sin embargo, en el análisis efectuado en el informe técnico que sustentó el proyecto de resolución publicado, se estableció que el riesgo de liquidez no había sido incluido debido a que, la decisión de cotizar o no en Bolsa es una decisión que toma cada empresa, estableciéndose esto debido a que Kuntur justificaba su inclusión aduciendo que no cotizaba en Bolsa. Respecto al riesgo regulatorio, es pertinente precisar que el concesionario conoce de antemano cuál es la normatividad aplicable a su proyecto y que el contrato lo firmó libremente, asimismo, todas las normas, leyes y hasta los contratos pueden ser modificados, pudiendo ser los mismos favorables al proyecto. Asimismo, la legislación peruana aplicable a cualquier proyecto energético, cuenta con la transparencia necesaria y con una marcada independencia del regulador.


Adicionalmente, se ha establecido la revisión de la tasa de actualización para cada periodo de regulación, lo cual se condice con lo establecido en el análisis de la observación precedente. Respecto al riesgo comercial, Kuntur planteó en su propuesta que dicho riesgo provenía de la incertidumbre de la demanda, sin embargo, en su observación amplía dicho argumento señalando que la aplicación del factor de ajuste de la demanda, podría generar tarifas que hagan poco competitivo su proyecto, considerando además que el gasoducto de TGP posee una GRP. En ese sentido, es pertinente precisar que si el concesionario decidió, a solicitud de parte, ejecutar el presente proyecto es porque estimó que el mismo era competitivo y que contaba con la demanda suficiente para hacerlo viable, asimismo, con un Periodo de Regulación de un año, el concesionario tiene la posibilidad de presentar para la próxima fijación de tarifas una determinación de la demanda más real, un Costo de Servicio ejecutado casi en su totalidad y una estimación de la Tasa de Actualización con menor incertidumbre. Por lo antes mencionado, no se considerarán en la determinación de la Tasa de Actualización, el riesgo comercial, regulatorio ni de liquidez.

4.2 Comentarios de GEEE Consulting La empresa GEEE Consulting, presentó sus comentarios y observaciones mediante carta Nº GEEEC-GG-028-2009, recibida el martes 29 de setiembre a las 17:06 h, los cuales son analizados a continuación. En el Anexo Nº 2 se muestra el contenido completo del documento presentado. a) Comentario GEEE Consulting

Componente: Demanda Tema específico: Demanda Residencial La empresa GEEE Consulting argumenta que considerar el alcance de un factor de penetración de 70% en 10 meses es muy optimista, considerando la experiencia de conexiones domiciliarias que se ha tenido hasta la fecha en la concesión de gas natural de Lima y Callao. Análisis Osinergmin El factor de penetración de 70% se estima que se alcanza, en toda la concesión, a los 10 años y 9 meses.


El periodo de 10 meses al que se refiere el informe y al que hace mención GEEE Consulting, considera que luego de que se ha empezado la instalación de las redes de distribución en una determinada zona, el 70% de los clientes que dispondrán de red de distribución en dicha zona, tardarán 10 meses en conectarse efectivamente al servicio. Por otro lado, la experiencia de Lima no es comparable en este caso, debido a las particularidades como se ha ido dando el desarrollo de la red, el cual no necesariamente se efectuó en las zonas donde el ahorro proveniente de la utilización de este servicio era valorado lo suficiente para decidir su uso.

b) Comentario GEEE Consulting Componente: Demanda Tema específico: Demanda Comercial La empresa GEEE Consulting argumenta que se debe considerar de manera desagregada, en el caso del análisis al sector comercial, la demanda de los hospitales y grandes hoteles, por tener estos usuarios un mayor consumo respecto a los demás usuarios comerciales. Por otro lado, precisa también que no se debe considerar un crecimiento de 3,5% anual de la demanda del sector comercial, debido a que dichos consumidores mantienen un patrón de consumo constante. Análisis Osinergmin El consumo promedio de 900 m3/mes ha sido determinado en base a la estadística de consumo de hidrocarburos líquidos de los clientes comerciales de las zonas en evaluación, considerando todo tipo de comercios, incluyendo a los hoteles, hospitales, restaurantes, etc. La tasa de 3,5% de crecimiento anual está referida al promedio de crecimiento del PBI, considerando que dicho incremento genera en dichos comercios la necesidad de ampliar sus instalaciones o el mejoramiento y ampliación de sus servicios, para poder satisfacer el incremento de la demanda de los mismos.

c) Comentario GEEE Consulting Componente: Demanda Tema específico: Demanda Industrial La empresa GEEE Consulting argumenta que en el sector minero, se utiliza el combustible mayormente para los vehículos utilizados en las minas y que la energía eléctrica que necesitan la extraen del SEIN y no es autogenerada.


Por otro lado, respecto al sector pesquero argumenta que la demanda de combustibles de dicho sector es potencialmente reemplazable por el gas natural, sin embargo, una parte considerable de dicho consumo es utilizado en sus embarcaciones pesqueras. Respecto a los sectores de alimentos y bebidas, textil y cementos, argumenta que se debe efectuar un análisis independiente por cada empresa en dichos rubros. Análisis Osinergmin Las empresas mineras son grandes demandantes de energía eléctrica, la misma que la toman del SEIN, es por eso que en el informe técnico que sustenta la tarifa se señala que dichas cargas se han considerado en la demanda eléctrica para determinar la potencia instalada del SEIN para satisfacer el crecimiento de dicha demanda. Para los sectores de pesquería, alimentos y bebidas, textil y cementos sí se han considerado en el análisis el consumo de hidrocarburos líquidos por sector y consumidores representativos para evaluar la cantidad de energía que sería reemplazable por el gas natural. Tal como se muestra en el informe, en los cuadros referentes al análisis del sector industrial del mercado no eléctrico.

d) Comentario GEEE Consulting Componente: Demanda Tema específico: Demanda Mercado Eléctrico La empresa GEEE Consulting argumenta que en el cuadro Nº 34 del informe técnico de Osinergmin, se establece que al año 2038 la potencia instalada total del SEIN sería de 42 000 MW, lo cual al considerar una reserva del 30%, significaría que la máxima demanda del SEIN sería de aproximadamente 32 000 MW para el mismo año, lo cual no se condice con lo establecido en el cuadro N° 29 del informe, en donde se manifiesta que la demanda estimada sería de aproximadamente 25 000 MW. Asimismo, precisa que considerando la demanda del SEIN en el año 2008, la cual asciende a 4198 MW, significaría que la demanda del SEIN tendría una tasa anual de crecimiento 6,5%, lo cual en 30 años considera muy optimista. Por otro lado, precisa que en el cuadro Nº 33 se establece que la nueva generación a gas natural a incluir en el sur ascendería a 8800 MW, siendo la demanda (cuadro N° 29) de sólo 6522 MW. Adicionalmente, precisa que si se asume que los 8800 MW de nueva generación a gas natural se consideran a ciclo combinado


con centrales térmicas de 510 MW, significaría que existirían unas 17 centrales, las cuales en promedio consumen alrededor de 80 MMPCD, lo cual resultaría en un consumo de alrededor de 1360 MMPCD. Sin embargo, si se considera sólo la demanda remanente, es decir la que queda descontando la demanda no eléctrica, que según el cuadro N° 36 asciende a 702 MMPCD, esta representaría un total de 9 centrales térmicas de ciclo combinado de 510 MW cada una, es decir, 4590 MW de potencia instalada. Finalmente, precisa que la estimación de la demanda, efectuada por Osinergmin en líneas generales es demasiado optimista. Análisis Osinergmin Las potencias instaladas del SEIN, mostradas en el cuadro Nº 34 y 33 del informe, así como las demandas eléctricas mostradas en el cuadro Nº 29, proyectan una reserva en el SEIN, mayor al 30%, debido a que el modelo utilizado considera también, aparte de las hidrologías, los factores de falla de las centrales térmicas, los cuales también son de naturaleza probabilística. En ese sentido, al comparar los valores nominales de la demanda eléctrica (los cuales se muestran en el cuadro) con los valores de las potencias instaladas, se debe considerar que la probabilidad de ocurrencia de fallas en las centrales térmicas es aleatoria, es decir, el modelo asume que no necesariamente el 100% de la potencia instalada va a estar siempre disponible, es por ello que de acuerdo a las probabilidades de falla de las centrales es necesario contar con más del 30% de la demanda estimada como potencia instalada. Con respecto al promedio de crecimiento de la demanda, citado en la observación, es necesario precisar que el modelo utilizado es uno probabilístico, el cual considera diferentes escenarios de crecimiento de la demanda, con diferentes probabilidades de ocurrencia, es decir no considera un valor discreto o un promedio para estimar los crecimientos futuros. Asimismo, es importante precisar que el crecimiento de la demanda del SEIN en los últimos 5 años se ha venido dando en un promedio 7% anual. Respecto al comentario del número de centrales térmicas a ser instaladas, es necesario precisar que las proyecciones de las mismas se efectúan considerando el crecimiento de la demanda, hidrologías, factores de falla, entre otros factores, sin embargo, para efectos de la determinación de la demanda de gas natural para el gasoducto, se ha considerado además la máxima


capacidad de diseño del mismo, por lo que la demanda de gas natural de las centrales térmicas tiene que ser truncada a la máxima capacidad que pueda transportar el gasoducto del sur. Respecto al último comentario es necesario precisar que la demanda de gas natural, así como otros factores involucrados en la determinación de la tarifa serán ajustados antes de la fecha de Puesta en Operación Comercial del ducto, y que la disminución en la estimación de la demanda generaría un incremento en las tarifas.

5. Resultados Finales

5.1 Demanda En el caso de la demanda no se han efectuado cambios en las demandas del Mercado Eléctrico y del Mercado No Eléctrico establecidas en el informe técnico del proyecto de resolución, sin embargo, se ha añadido la demanda propuesta inicialmente por Kuntur proveniente de la industria petroquímica, la cual asciende a 50 MMPCD, a consecuencia de lo establecido en la Resolución Ministerial Nº 443-2009-MEM/DM, mediante la cual se declara como zona geográfica determinada para la instalación de un Complejo Petroquímico de Desarrollo Descentralizado a la zona denominada "Lomas de 110", ubicada en el departamento de Moquegua. En ese sentido, el valor actualizado de la nueva demanda a considerar en el proyecto sería de 1 318 441 MMPC, 10% mayor a la estimada inicialmente en la prepublicación. Asimismo, la inclusión de la industria petroquímica en la demanda implicaría un requerimiento de reservas de 0,5 TCF más, es decir se requerirían 4,8 TCF de reservas hasta el término de la concesión del proyecto.

5.2 Costo del Servicio El Costo de Servicio ha sido modificado a consecuencia de las observaciones presentadas y consideradas en el presente cálculo, para los casos que se presentan a continuación: • Los Costos Indirectos, mostrados en el cuadro Nº 59 del informe

técnico fueron modificados de acuerdo al detalle mostrado en el cuadro Nº 3, acogiendo un incremento de 1% respecto a lo fijado inicialmente.


Cuadro Nº 3

Capital de Inversión Inicial Contrucción de ductos 1 263,9 1 288,8Estaciones de compresión 81,3 78,0Costos Indirectos 65,9 211,4

Sub Total 1 411,0 1 578,2 12%Capital de Nuevas Inversiones Nuevas inversiones en compresión 156,3 150,0

Sub Total 156,3 150,0 ‐4%

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$) 1 567,3 1 728,2 10%

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)

Descripción OSINERGMIN KUNTUR %

• A consecuencia del incremento de los Costos Indirectos, la Inversión

Total se incrementa en US$ 25 Millones, de acuerdo a lo mostrado en la figura Nº 2.

Figura Nº 2

CAPITAL DE INVERSION TOTAL(MM US$)

1 567

1 7281 598

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

OSINERGMIN KUNTUR QUANTUM

Capital de Inversión Inicial Capital de Nuevas Inversiones CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)

El detalle de la determinación del Capital de Inversión Total se muestra en el cuadro Nº 4.

Cuadro Nº 4

Capital de Inversión Inicial Contrucción de ductos 1 263,9 1 288,8 1 195,3Estaciones de compresión 81,3 78,0 65,3Costos Indirectos 65,9 211,4 211,3

Sub Total 1 411,0 1 578,2 1 472,0

Capital de Nuevas Inversiones Nuevas inversiones en compresión 156,3 150,0 125,6

Sub Total 156,3 150,0 125,6

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$) 1 567,3 1 728,2 1 597,6

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)

Descripción OSINERGMIN KUNTUR QUANTUM


• Por otro lado, la no inclusión de los intereses por deuda genera una disminución en el monto total del Costo del Servicio de US$ 222 Millones, tal como se muestra en el cuadro Nº 5.

Cuadro Nº 5

425,9 13%

1 646,3 50%

467,1 14%

705,5 21%

3 244,8 98%

66,2 2%

3 311,0 100%

Programa de Depreciación

Rentabilidad sobre Inversión No Depreciada

O&M Sin Aportes por Regulación

Sub Total

Impuesto a la Renta Sin Gasto Financiero

Aportes por Regulación + Mermas

Total

Costo del Servicio

• Es importante precisar que para la determinación del Costo del

Servicio se ha utilizado la metodología mostrada en el Anexo Nº 3. En dicho procedimiento se consideran los valores presentes de los costos de Operación y Mantenimiento sin considerar los aportes al regulador, de la amortización de la inversión, de la rentabilidad de la inversión, ya sea con o sin impuestos, dependiendo del método a utilizar y el impuesto a la renta si es que se ha considerado el método de rentabilidad de la inversión después de impuestos.

Es importante precisar que los resultados a obtener en la determinación del Costo del Servicio, por cualquiera de los dos métodos presentados en el Anexo Nº 3, debe ser el mismo.

5.3 Tasa de Actualización La Tasa de Actualización no ha sido modificada.

5.4 Determinación de las Tarifas Básicas Iniciales Las Tarifas Básicas Iniciales se han determinado en base a los valores finales determinados considerando los comentarios acogidos en el presente informe. Asimismo, debido a la variación del Capital de Inversión Total, el cronograma de desembolsos considerado se ha establecido de acuerdo a lo mostrado en el cuadro Nº 6.


Cuadro Nº 6

millón US$

Inversión Inicial 2008 ‐5 0,1% 0,8Año Operación 0 2009 ‐4 2,5% 35,2Compresión 81,3 2010 ‐3 23,1% 325,7Gasoductos 1263,9 2011 ‐2 22,5% 317,0

Otros 63,2 2012 ‐1 23,8% 334,5Line Pack 2,7 2013 0 28,1% 397,8

Total sin Line Pack 1 408,3 millón US$ 2014 1 0% 0,0Total con Line Pack 1 411,0 millón US$ 1411,0

Primera AmpliaciónAño Operación 4 millón US$Compresión 56,3 2014 1 0% 0,0Gasoductos 0,0 2015 2 10% 5,6

Otros 0,0 2016 3 40% 22,5Total sin Line Pack 56,3 millón US$ 2017 4 50% 28,1

2018 5 0% 0,0

Segunda AmpliaciónAño Operación 12 millón US$Compresión 100,0 2022 9 0% 0,0Gasoductos 0,0 2023 10 10% 10,0

Otros 0,0 2024 11 40% 40,0Total sin Line Pack 100,0 millón US$ 2025 12 50% 50,0

2026 13 0% 0,0

Programa de Desembolsos

En ese sentido, al considerar también la variación de la demanda, explicada en el numeral 5.1, se obtuvieron los valores mostrados en el cuadro Nº 7, para las Tarifas Básicas Iniciales del Gasoducto Andino del Sur.

Cuadro Nº 7 US$ / mil PC US$ / mil m3

2.51 88.71

3.59 126.72

3.14 110.88

Nota:Para la tarifa Interrumpible del GGEE se ha considerado un Factor de Carga de 70%Para la tarifa Interrumpible de otros se ha considerado un Factor de Carga de 80%

Tarifas Básicas Iniciales

Servicio Firme

Servicio Interrumpible GGEE

Servicio Interrumpible Otros

De acuerdo a las estimaciones efectuadas, la Tarifa Básica Inicial definitiva para el Gasoducto Andino del Sur es 15,2% menor a la tarifa propuesta por Kuntur, de acuerdo al detalle mostrado en el cuadro Nº 8.

Cuadro Nº 8

Unidades OSINERGMIN KUNTUR O / K ‐ 1

Millón US$ 3 311 3 382 ‐2,1%

Millón US$ 1 567 1 728 ‐9,3%

TCF 1,32 1,14 15,5%

TCF 4,84 5,60 ‐13,6%

Millón US$ 82,45 94,45 ‐12,7%

Millón US$ 74,23 85,13 ‐12,8%

% 14,37% 15,80%

US$ / mil PC 2,51 2,96 ‐15,2%

Inversión Nominal Total

Demanda Nominal (consumo)

O&M Anual Nominal

O&M Anual Actualizado


Tarifa Básica Firme

Descripción

Costo del Servicio

Demanda Actualizada


5.5 Periodo de Regulación En la publicación del proyecto de resolución se estableció que OSINERGMIN aplicaría factores de reajuste para reconocer los cambios en el Costo del servicio, la Demanda Actualizada y la Tasa de Actualización, antes de la entrada en Operación Comercial del Proyecto, mecanismo solicitado por el concesionario, estableciéndose además, la necesidad de revisar cada dos años la Tasa de Actualización y la Demanda Actualizada de acuerdo con los nuevos estimados en la proyección de la Demanda. Sin embargo, el Reglamento no señala en forma explícita la inclusión de factores de revisión de la tarifa en forma previa a la entrada en Operación Comercial de un gasoducto, ni tampoco establece el plazo de tiempo, anterior a la puesta en Operación Comercial, para definir la Tarifa Básica Inicial. Por otro lado, con la finalidad de compatibilizar el Reglamento con la propuesta de Kuntur y la propuesta de OSINERGMIN (de revisar los costos y demanda proyectada antes de la puesta en operación comercial), es conveniente definir un Primer Periodo de Regulación que reduzca la incertidumbre en la definición del Costo del Servicio, la Demanda Actualizada y la Tasa de Actualización, todos ellos relevantes en la definición de la tarifa. Asimismo, debido a que el plazo definido en el Contrato de Concesión de Kuntur para el establecimiento de la tarifa (2009), es lejano a la puesta de Operación Comercial (casi 4 años), existe la posibilidad de que hasta dicha fecha se puedan dar cambios normativos, regulatorios, impositivos y/o arancelarios que cambien la percepción de los costos y la estimación de la Demanda. En ese sentido, es pertinente que el concesionario cuente con la posibilidad que posteriormente a la entrada de operación comercial, se fije una nueva tarifa que reconozca los costos reales de inversión y un mejor estimado de la demanda proyectada. Por lo tanto, y al amparo de lo establecido en el artículo 117º del Reglamento, se establece que para la fijación de la presente tarifa el Periodo de Regulación sea de un año, lo cual no cambia el valor de la tarifa, debido a que el periodo de cálculo permanece en 25 años, de acuerdo con lo propuesto por Kuntur.


6. Fórmula de Actualización De acuerdo a lo establecido en el artículo 115º4 del Reglamento, las Tarifas Básicas fijadas para un determinado Periodo de Regulación, se reajustarán sobre la base de las fórmulas de actualización establecidas. En ese sentido, la fórmula de actualización a ser establecida considera el Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica, definido como: Producer Price Index (Finished Goods less Foods and Energy – Serie ID: WPSSOP3500), publicado por el “Bureau of Labor Statistics” de los Estados Unidos de Norteamérica, de acuerdo a la fórmula siguiente:

FA = PPIa / PPIo

Donde:

FA = Factor de Actualización. PPIa: Corresponde al último valor del Índice de Precios de

Estados Unidos de Norteamérica, definido como: Producer Price Index (Finished Goods less Foods and Energy – Serie ID: WPSSOP3500), publicado por el “Bureau of Labor Statistics” de los Estados Unidos de Norteamérica, disponible al mes en que corresponda efectuar la actualización.

PPIo: Corresponde al valor del Índice de Precios de Estados

Unidos de Norteamérica, definido como: Producer Price Index (Finished Goods less Foods and Energy – Serie ID: WPSSOP3500), publicado por el “Bureau of Labor Statistics” de los Estados Unidos de Norteamérica”, correspondiente al mes de setiembre del 2009 y que se encuentre publicado a la fecha de la emisión de la presente resolución. Dicho valor se ha establecido en 172.3.

El reajuste anual se efectuará multiplicando la tarifa vigente por la Fórmula de Actualización y se efectuará al inicio de la Puesta en Operación Comercial del proyecto.

4 Artículo 115°.- Factores para el reajuste de las Tarifas Básicas

Las Tarifas Básicas, fijadas al inicio de un Periodo de Regulación, se reajustarán sobre la base de las fórmulas de actualización, determinadas, para dicho periodo. Las fórmulas de actualización serán determinadas con el propósito de lograr que las Tarifas Básicas mantengan su valor real; las Tarifas Básicas no podrán ser reajustadas hasta el inicio del próximo Periodo de Regulación. Los factores a considerar para el reajuste


7. Conclusiones

• La inclusión de la demanda de la industria petroquímica incrementa el requerimiento de reservas en 0,5 TCF, es decir se requerirían 4,8 TCF hasta el término de la concesión del proyecto, asimismo, la demanda de gas natural actualizada asciende a 1 318 441 Millones PC.

• La inversión inicial total asciende a US$ 1567 Millones.

• El Costo del Servicio Total actualizado asciende a US$ 3311 Millones.

• La Tarifa Básica Inicial por capacidad asciende a 2,51 US$/Mil PC, 20% menor a la establecida en la prepublicación de 3,15 US$/Mil PC y 15% menos que la propuesta por Kuntur de 2,96 US$/Mil PC.

• El periodo de regulación se ha fijado en 1 año, sin embargo, el periodo de cálculo se mantiene en 25 años.

8. Recomendaciones • Aprobar las tarifas propuestas y su respectivo factor de reajuste con una

Tasa de Actualización de 14,37% y con un Periodo de Regulación de 1 año.

*************


Anexo Nº 1

Comentarios de la empresa Kuntur


Anexo Nº 2

Comentarios de la empresa GEEE Consulting


Anexo Nº 3

Metodología aplicada para la determinación del Costo del Servicio


Metodología aplicada para la determinación del Costo del Servicio

( ) 0 51 1

Tarifa de Transporte de Gas NaturalCosto del Servicio

DemandaDonde:

Demanda AnualDemanda

Costo del Servicio:

Metodo1: Sin Impuesto a la RentaOyM Si

Costo del Servicio

Ni

i .i di

TarifaVP( )

VP( )WACC

VP(

−=

=

=+

=

∑

( )1 Aporte al Regulador Mermas

n Aportes al Regulador ni MermasAmortización ó DepreciaciónRentabilidad de la Inversión Antes de IR

OyM Fijo OyM CompOyM Sin Aportes al Reguador ni Mermas i

)VP( )VP( )

T T

VP( )

++

− −

+=

( )

( )

( )

0 51

0 51

0 5

1

1

1

i

j=1

resión

DepreciaciónAmortización ó Depreciación

Inversión Acumulada DepreciaciónRentabilidad de la Inversión Antes de IR

Ni

i .i di

Ni

i .i di

i j ai

i .i di

WACC

VP( )WACC

WACCVP( )

WACC

−=

−=

−=

+

=+

⎛ ⎞− ×⎜ ⎟

⎝ ⎠=+

∑

∑

∑

( )

( )

1

1

1

%Deuda %Equity

Metodo2: Con Impuesto a la RentaOyM Sin Aportes al Regulador ni MermasAmortización ó DepreciaciónRentabilidad de l

Costo del Servicio

N

di d IR e

diai

IR

WACC T T TWACCWACC

T

VP( )VP( )VP(

= × − × + ×

=−

++

=

∑

( )1

1

Aporte al Regulador Mermas

a Inversión Después de IRImpuesto a la Renta Sin Gastos Financieros

Impuesto a la Renta Sin Gastos FinancierosImpuesto a la Renta Sin Gastos Financieros i

d

)VP( )

T T

VP( )WACC

+

− −

=+( )

( )

0 51

0 51 1

i

j=1

Inversión Acumulada DepreciaciónRentabilidad de la Inversión Después de IR

Rentabilidad de la InverRentabilidad de la Inversión Antes de IR

N

i .i i

i j diN

i .i di

WACCVP( )

WACC

VP(VP( )

−=

−=

⎛ ⎞− ×⎜ ⎟

⎝ ⎠=+

=

∑

∑∑

sión Después de IRImpuesto a la Renta Sin Gastos Financieros

)VP( )

+⎛ ⎞⎜ ⎟⎝ ⎠

Donde: N= 25, que representa los años de operación hasta la culminación del periodo de

concesión. IR= Impuesto a la Renta di= Después de impuestos ai= Antes de impuestos

análisis de comentarios a la determinación preliminar de

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