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Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Gas Natural

Informe N° 0235-2014-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: 28 de abril del 2014

Elaborado:

Jorge Sanchez P.

Revisado y aprobado por

[mrevolo]

Informe N° 0235-2014-GART Página 2 de 73

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Gas Natural

Informe N° 0235-2014-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: 28 de abril del 2014


Índice

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

1 OBJETIVOS ................................................................................................................................... 13

2 ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 13

2.1 ANTECEDENTES LEGALES ................................................................................................................. 13 2.2 ETAPAS Y ANTECEDENTES DEL PROCESO REGULATORIO ......................................................................... 14

3 METODOLOGÍA Y CRITERIOS GENERALES .................................................................................... 17

3.1 MARCO NORMATIVO ...................................................................................................................... 17 3.2 SOBRE EL NIVEL DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL Y DISEÑO TARIFARIO .......................... 17 3.3 DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ................................................................................................. 18

3.3.1 Determinación de la Demanda ............................................................................................. 19 3.3.2 Determinación del CAPEX ..................................................................................................... 19 3.3.3 Determinación de los Costos de Explotación ........................................................................ 20

3.4 DETERMINACIÓN DE LA TARIFA ÚNICA POR CATEGORÍA ......................................................................... 20 3.4.1 Criterios para el Diseño Tarifario .......................................................................................... 20 3.4.2 Métodos de Asignación Tarifaria por Categoría ................................................................... 21 3.4.3 Metodología del Diseño Tarifario ......................................................................................... 22

3.5 DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS TARIFARIOS COMPLEMENTARIOS ......................................................... 24

4 TARIFA ÚNICA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR RED DE DUCTOS DE LA CONCESIÓN DE LIMA Y CALLAO .................................................................................................................................... 24

4.1 CATEGORÍAS TARIFARIAS ................................................................................................................. 24 4.2 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA .......................................................................................................... 25

4.2.1 Demanda de Gas Natural de Consumidores Regulados ....................................................... 27 4.2.2 Categoría Generadores Eléctricos ......................................................................................... 34

4.3 VALORIZACIÓN DE LAS INVERSIONES .................................................................................................. 38 4.4 COSTOS DE EXPLOTACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL EN LA CONCESIÓN DE LIMA Y CALLAO ......... 46

4.4.1 Costos Estándares Directos ................................................................................................... 46 4.4.2 Costos Estándares Indirectos ................................................................................................ 48 4.4.3 Otros costos de Operación y Mantenimiento ....................................................................... 49 4.4.4 Gastos de Promoción ............................................................................................................ 51 4.4.5 Resumen de los Costos de Operación y Mantenimiento ....................................................... 52

4.5 CÁLCULO DE LAS TARIFAS POR CATEGORÍAS DE CLIENTES ....................................................................... 53 4.5.1 Cálculo General de la Tarifa Media sin Promoción ............................................................... 53 4.5.2 Diseño tarifario ..................................................................................................................... 54 4.5.3 Resultados Tarifarios ............................................................................................................ 55 4.5.4 Impacto en los Precios Finales a los Usuarios ....................................................................... 56 4.5.5 Verificación de la Competitividad de las Tarifas ................................................................... 57 4.5.6 Ingresos Estimados con las Tarifas Propuestas .................................................................... 58 4.5.7 Porcentaje de la Tarifa Única de Distribución Destinado a los Ingresos del Mecanismo de Promoción .......................................................................................................................................... 59

5 FACTORES DE ACTUALIZACIÓN Y PROCEDIMIENTO DE AJUSTE .................................................... 59

6 CARGOS TARIFARIOS COMPLEMENTARIOS.................................................................................. 61

6.1 DERECHOS DE CONEXIÓN Y FACTOR “K” ............................................................................................. 62 6.2 CARGO POR ACOMETIDAS PARA CONSUMIDORES CON CONSUMO MENOR O IGUAL A 300 M

3/MES ............... 62

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

MAYORES A 300 M3/MES. ........................................................................................................................... 63

6.3.1 Cargos por Corte y Reconexión ............................................................................................. 64


ANEXO N° 1 INFORME “ANÁLISIS DE PROPUESTA TARIFARIA DE GAS NATURAL (TARIFA ÚNICA) PERIODO 2014 – 2018” ELABORADO POR EL CONSULTOR COSANAC ................................................... 67

ANEXO N° 2 LISTA DE COSTOS UNITARIOS 2013 ................................................................................... 68

ANEXO N° 3 PLANO DE LAS INSTALACIONES EXISTENTES Y PROYECTADAS PARA EL PERIODO 2014-2018 ............................................................................................................................................................ 71

ANEXO N° 4 EVALUACIÓN DE LA DISPOSICIÓN A PAGAR POR EL USO DEL GAS NATURAL .................... 72


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 por Red de Ductos 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, ello en cumplimiento a lo dispuesto en el “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, Resolución OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD, 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 el Procedimiento). En dicha propuesta tarifaria Cálidda presentó también su propuesta de Plan Quinquenal de Inversiones y su Plan de Conexiones Residenciales a beneficiarse con los Gastos de Promoción, 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.

El 11 de marzo de 2014, OSINERGMIN, mediante Resolución OSINERGMIN N° 038-2014-OS/CD, dispuso la publicación en el Diario Oficial El Peruano y en su Página Web del proyecto de Resolución que Fija la TUD en la Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao, aplicable al periodo comprendido entre el 08 de mayo de 2014 y el 07 de mayo de 2018, así como la aprobación del Plan Quinquenal de Inversiones y del Plan de Conexiones Residenciales a beneficiarse con los Gastos de Promoción, entre otros. Los criterios, metodología y modelos utilizados en el Proyecto de Resolución fueron sustentados y expuestos por especialistas de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN, en dos Audiencias Públicas llevadas a cabo en las ciudades de Cañete y Lima, los días 20 y 21 de marzo de 2014, respectivamente.

Posteriormente, hasta el 31 de marzo de 2014, se recibieron los comentarios y sugerencias respecto al Proyecto de Resolución antes citado, los cuales fueron analizados por la GART e incorporados en la resolución de fijación de la TUD sólo aquellas que fueron aceptadas total o parcialmente. Los resultados de los análisis es materia del presente informe a efectos de la fijación de la TUD y de los Cargos Tarifarios Complementarios, entre otros.

En tal sentido, 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 N° 048-2008-EM.

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 Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en 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 Gas Natural por Red de Ductos en 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. 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.

Categorías

TarifariasDescripción

A1 Hasta 30 Sm3/mes

A2 Desde 31 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

GNVPara estaciones de servicio y/o gasocentros de gas natura l

vehicular.

GE Para generadores de electricidad (GGEE)

(*): La TUD aplicable a la Instituciones Públicas del Estado (IP), tales como hospitales, centro de

salud e instituciones educativas, será igual al de la categoría C

Categorías por rangos de consumo (Sm3/mes)

Categorías especiales, independiente del consumo mensual

(*)

Demanda de Gas Natural

La demanda propuesta para el presente proceso regulatorio supera los 22 miles de millones de m3. 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

Fuente Miles m3

OSINERGMIN 22 559 428

1% 1% 4%3%

11%

72%

8%

Demanda Total Actualizada (Miles m3)

A B C D GNV GE E

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

Costos de inversión

Respecto a los costos de inversión, se tiene que el VNR calculado asciende a US$ 453,97 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, las inversiones proyectadas y las inversiones complementarias, para el presente periodo regulatorio asciende a US$ 305,8 millones. En cuadro siguiente se detalla lo indicado:

Resumen de los Costos de Inversión

Total

Nominal

Total

Actualizado

VNR reconocido al 2013 454,0 454,0

Inversiones en Redes Proyectadas 474,9 391,4

Total de Inversiones 928,9 845,4

Anualidad de la Inversión Ajustada (RP) 382,2 301,3

Inversiones Complementarias 5,6 4,4

Anualidad de la Inversión Total 387,8 305,8

Publicación Final 2014

(Millones de US$)Tipo de Costo

Costos de explotación

Los costos de explotación determinados para la Empresa Modelo Eficiente, presentan los siguientes valores actualizados: 1) US$ 37,5 millones referido a las actividades de distribución; 2) US$ 25,5 millones referido a las actividades de comercialización; 3) US$ 37,2 millones referidos a la administración; y 4) 26,0 millones de US$ referidos a otras actividades de Operación y Mantenimiento, sumando un total de US$ 126,2 millones.


Gastos de promoción para la conexión de clientes residenciales

Los gastos de promoción propuestos resultan en valores anuales iguales a 20,8; 21,9; 18,6 y 19,5 millones de dólares en cada uno de los años del periodo regulatorio, sumando un total de US$ 80,8 millones, el cual permitirá la conexión de 315 680 usuarios en el periodo regulatorio.

Cálculo General de la Tarifa Media con y sin Gasto de Promoción

En el siguiente cuadro se muestra la tarifa media evaluada con y sin gasto de promoción:

Tarifas Medias de Distribución

Sin

Promoción

Con

Promoción

CAPEX MUS$ 305 758 305 758

OPEX MUS$ 99 573 180 383

COSTO TOTAL MUS$ 405 331 486 141

DEMANDA Mm3 22 559 428 22 559 428

TARIFA MEDIA US$/Mm3 17,97 21,55

Costos

ítem Unidad

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

Consumo

Mensual

Tarifa

Media

m3 US$/Mm3

A1 12,5 220,3

A2 58 157,3

B 1 841 86,1

C 83 109 44,4

GNV 217 603 37,6

D 468 853 32,9

E 3 312 167 15,1

GE 30 186 628 15,2

Categoría

Tarifaria

Nota: La tarifa media aplicable a las instituciones públicas (IP) es igual a la Categoría C

A partir de las tarifas medias presentadas en el cuadro anterior se han calculado los márgenes de distribución y comercialización para cada categoría tarifaria, para ello, se construye la curva de demanda con las tarifas medias así como los cargos fijos y variables.

En el siguiente cuadro se presenta los márgenes de comercialización de distribución para cada categoría y la curva de demanda que representa las tarifas indicadas:


Tarifas Únicas de Distribución (TUD) Periodo 2014-2018

Fijo Variable

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

A1 0 - 30 0,48 181,99

A2 31-300 1,57 129,94

B 301 - 17 500 27,56 71,16

C 17 501 - 300 000 0,0148 0,2201 36,69

GNV Estaciones GNV 0,0125 0,1862 31,04

D 300 001 - 900 000 0,0109 0,1629 27,16

E Más de 900 000 0,0289 0,4305 15,10

GE GGEE 0,0290 0,4319 15,15(*): Los márgenes de comercia l ización y dis tribución apl icables a las Insti tuciones Públ icas (IP) son iguales a los

de la categoría Tari faria C

Categoría

Tarifaria

Rango de ConsumoMargen de Comercialización Margen de Distribución

Fijo

(*)

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

Precio Final

Vigente

Precio Final

PropuestoVariación

US$/GJ US$/GJ %

A1 9,4 9,4 0,00%

A2 7,6 7,8 2,19%

B 5,9 6,0 2,18%

C 5,0 5,0 0,20%

GNV 4,8 4,8 -0,15%

D 4,8 4,7 -0,64%

E 4,2 4,3 2,56%

GE 2,9 3,0 3,61%

Categoría

Tarifaria

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, la 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

TarifariaSustituto

Precio Final

Propuesto

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

A1 GLP 21,4 9,4 12,0 56,1%

A2 GLP 20,3 7,8 12,5 61,5%

B GLP granel 16,9 6,0 10,8 64,1%

C Residual 16,3 5,0 11,3 69,2%

GNV GLP granel 17,0 4,8 12,1 71,5%

D Residual 16,3 4,7 11,5 71,0%

E Residual 15,9 4,3 11,7 73,1%

GE Residua l(**) 12,2 3,0 9,2 75,3%

Ahorro respecto al sustituto

(*)

Notas:

(*): 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%

(**): El precio del sustituto contiene la influencia de la generación basada en carbón, que opera en la base, pero en menor proporción, respecto a las alternativas de generación.

Cargos Tarifarios Complementarios

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

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

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 2,7 3

D 2,4 3

E 1,3 3

GNV 12,0 3

GE 0,5 3 Notas:

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

En el caso de las Instituciones Públicas le corresponde el Derecho de Conexión igual a la categoría C.

Acometida para usuarios menores a 300 m3/mes: 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, cuyo resultado se muestra en el siguiente cuadro.


Topes Máximos de Acometida para consumidores menores a 300 m3/mes

Tipo de Acometida

En Muro Existente

En Murete Construido

US$ US$

Con Medidor G 1.6 113,63 142,64

Con Medidor G 4 121,65 150,65

Con Medidor G 6 313,48 367,34

Nota: Para el caso de las Instituciones Públicas (IP), los topes máximos serán de acuerdo a su consumo.

Inspección, supervisión y habilitación para clientes mayores a 300 m3/mes: Cargo por las actividades efectuadas por el Concesionario, en forma directa o mediante terceros, para suministrar gas natural a un nuevo consumidor. El siguiente cuadro se muestra los resultados obtenidos.

Cargo de Inspección, Supervisión y Habilitación de Instalaciones Internas para

Consumidores Mayores a 300 m3/mes

Actividad US$

Inspección 118,65

Supervisión 94,86

Habilitación 372,09

Total: 585,60

Nota: Para el caso de las Instituciones Públicas (IP), los cargos serán de acuerdo a su consumo.

Cargos por corte: Para el caso de los cortes del servicio de distribución se han fijado tres niveles de corte, según la gravedad de la falta incurrida por el usuario.

Cargos Máximo por Corte del Servicio

Tipo de Corte

Categoría y características del consumidor (Cifras en US$)

Categoría A1, A2 y B Comercial (*)

Categoría B Industrial, C y D

Polietileno Acero (**)

I Cierre 9,48 66,31

II Retiro de componente de la Acometida

10,16 76,54

III Corte del Servicio 86,46 242,33 312,09

(*): Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de polietileno (**): Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de acero

Cargos por reconexión: Para el caso de las reconexiones del servicio de distribución se han fijado los siguientes cargos máximos.


Cargos Máximo por Reconexión del Servicio

Tipo de Reconexión



Categoría B Industrial, Cy D

Polietileno Acero(**)

I Reconexión por Cierre 7,53 46,66

II Reposición de componente de la Acometida

14,97 -

III Reconexión por Corte del Servicio

143,26 270,31 364,87

(*): Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de polietileno (**): Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de acero


1 Objetivos

Los objetivos del presente informe son:

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

• Determinar los Cargos Tarifarios Complementarios, tales como Derecho 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 Cálidda el actual concesionario la empresa Gas Natural de Lima y Callao.

Mediante Decreto Supremo N° 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 una sola denominada Tarifa Única de Distribución (TUD) para cada categoría tarifaria.

En el año 2006, mediante Resolución OSINERG N° 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 por Red de Ductos en Lima y Callao.

En el año 2007, con Resolución OSINERGMIN N° 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 N° 263-2005-OS/CD (reemplazada hoy por la norma aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 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 N° 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 N° 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.

Mediante la Resolución OSINERGMIN N°199-2012-OS/CD se modificó el procedimiento aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 659-2008-OS/CD. En esta modificación se incluyó la presentación de la propuesta del Plan de Promoción antes citado.

Mediante la Resolución Ministerial N° 533-2012-MEM/OM, modificada mediante Resolución Ministerial N° 146-2013-MEM/OM, el MINEM 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 Instituto Nacional de Estadística e Informática (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” (el 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 N° 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 de Inversiones presentado por el Concesionario.


Mediante Oficio N° 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.

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 037-2014-OS/CD del 04 de marzo del 2014, se modificó el cronograma de la fijación de la TUD, trasladando al 13 de marzo de 2014 la publicación del Proyecto de Resolución que aprueba la TUD, el Plan Quinquenal de Inversiones y Plan de Conexiones Residenciales a beneficiarse con los Gastos de Promoción. Además, incorpora 2 días hábiles adicionales al plazo para la entrega de los comentarios y sugerencias a dicho Proyecto de Resolución.

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 038-2014-OS/CD, publicada el 13 de marzo del 2014, se publicó el Proyecto de Resolución que fija la TUD para la Concesión de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao, correspondiente al periodo 2014 – 2018, así como los topes máximos de acometida, y demás conceptos establecidos en el Reglamento. Asimismo, se publicó el Plan Quinquenal de Inversiones y el Plan de Conexiones Residenciales a beneficiarse con los Gastos de Promoción.

El 13 marzo de 2014, de acuerdo a lo establecido en la etapa g) del Procedimiento, se efectuó la convocatoria a la Audiencia Pública Descentralizada con la finalidad de que el Regulador realice el sustentó del Proyecto de Resolución que Fija le TUD y los otros aspectos relacionados. Dicha Audiencia se realizó el 20 y 21 de marzo de 2014, en las ciudades de Cañete y Lima, respectivamente, cumpliéndose de esta forma con la etapa h) del Procedimiento.

Posteriormente, hasta el 31 de marzo de 2014, se recibieron los comentarios y sugerencias respecto al Proyecto de Resolución indicado, según el siguiente detalle:

Empresa / Usuario Documento Fecha Registro

OSINERGMIN

Sr. Luis Emilio Salas Rivera Correo electrónico 20/03/2014 -

Janedus Trading S.A.C. Carta S/N 27/03/2014 2834

Grasba S.A.C. Carta S/N 27/03/2014 2835

Grupo Avtec Contenidos S.A.C. Carta S/N 27/03/2014 2836

Fernando Bazán Lucero Carta S/N 27/03/2014 2837

Vercia S.R.L. Carta S/N 28/03/2014 2870

ENERSUR Correo electrónico 31/03/2014 -

Cálidda Carta S/N 31/03/2014 2955

Los comentarios y sugerencias remitidos por las empresas o usuarios antes citados fueron analizados por la GART, incorporándose en la resolución de fijación de la TUD


sólo aquellas que fueron aceptadas total o parcialmente. En el Informe N° 0233-2014-GART se desarrolla el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas.

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 081-2014-OS/CD del 26 de abril del 2014, se modificó la Resolución OSINERGMIN N° 037-2014-OS/CD, modificando el cronograma de la fijación de la TUD, trasladando al 06 de mayo de 2014 la publicación de la Resolución que aprueba la TUD, el Plan Quinquenal de Inversiones y el Plan de Conexiones Residenciales a beneficiarse con los Gastos de Promoción.

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 N° 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 N° 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 por Red de Ductos 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 por Red de Ductos deben remunerar los costos eficientes de la empresa1; en este sentido, el método que nos permite alcanzar este objetivo es el establecimiento de una Empresa Modelo Eficiente.

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

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


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 un bien o brinda un servicio al mínimo costo con la tecnología necesaria, y son dichos costos los que se utilizan para fijar las tarifas. Este tipo de modelo presenta las siguientes ventajas:

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 Eficientes, situación

que es óptima.

3.3 Determinación del Costo Medio

En base a los costos obtenidos de la Empresa Modelo Eficiente, la Concesionaria tiene las señales para alcanzar la eficiencia productiva, que además, garantiza la recuperación de las inversiones y gastos debido a que los costos medios resultantes de la empresa modelo eficiente (principio de optimalidad económica) reconoce los costos eficientes de distribución y comercialización para abastecer una demanda dentro de los próximos cuatro (4) años, es decir estos costos se aproximan al costo marginal de largo plazo.

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

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


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 natural 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, propuestas y aprobadas en el Plan Quinquenal de Inversiones.

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 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

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


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 la revisión de la empresa regulada, tomando en cuenta 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.

Comparación 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.

Comparación con empresas nacionales dedicadas a servicios públicos de distribución por redes. 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 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 la


masificación del gas natural. 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 responde al 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.

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.

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.


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.

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 el costo neto 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 los máximos costos netos de la distribución.

• 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 N° 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 incremental) se asignaría exclusivamente a los nuevos clientes, (principalmente residenciales) lo que ocasionaría que tuvieran que pagar cargos fijos elevados.

Gráfico N° 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 Determinación de los Cargos Tarifarios Complementarios


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

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 30 Sm3/mes) y A2 (de 31 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, son del tipo residencial (100,0%) y por tanto posibles beneficiarios del gasto de promoción.


La Instituciones Públicas, 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

Categorías

TarifariasDescripción

A1 Hasta 30 Sm3/mes

A2 Desde 31 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

GNVPara estaciones de servicio y/o gasocentros de gas natura l

vehicular.

GE Para generadores de electricidad (GGEE)

(*): La TUD aplicable a la Instituciones Públicas del Estado (IP), tales como hospitales, centro de

salud e instituciones educativas, será igual al de la categoría C

Categorías por rangos de consumo (Sm3/mes)

Categorías especiales, independiente del consumo mensual

(*)

4.2 Estimación de la Demanda

La estimación de la demanda partió del análisis 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

Tarifaria

Consumo Medio

Mensual

m3

A1 12,5

A2 58

B 1 841

C 83 109

GNV 217 603

D 468 853

E 3 312 167

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

Categoría 1 2 3 4

A1 228 702 326 936 420 480 529 942

A2 1984 2836 3648 4597

B 1 466 1 763 2 014 2 306

C 276 282 288 292

GNV 259 284 307 329

D 37 39 41 42

E 14 14 15 15

GE 14 14 14 14

Número de clientes al finalizar el año

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

(Miles m3) % 1 2 3 4 Total

A1 143 320 0,6% 26 872 39 139 52 424 66 608 185 043

A2 88 224 0,4% 16 507 24 437 32 732 41 589 115 266

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

C 901 647 4,0% 276 125 280 221 284 429 288 770 1 129 545

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

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

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

GE 16 301 503 72,3% 5 068 146 5 068 146 5 081 834 5 068 146 20 286 271

Total 22 559 428 100% 6 856 958 6 971 191 7 116 439 7 205 215 28 149 803

Demanda ActualizadaCategoría

Demanda Proyectada (Miles m3)

Nota: La demanda se determina considerando el número de clientes y el crecimiento, de ser el caso, del

consumo unitario pr cada tipo de cliente.


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 6 856 958

2 6 971 191 1,67%

3 7 116 439 2,08%

4 7 205 215 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 N° 3

146

463

230

686

329

772

424

128

534

539

15,0

16,0

17,0

18,0

19,0

20,0

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

2013

2014

2015

2016

2017

m3/c

l-mes

Clie

nte

s

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

Clientes acumulados Consumo unitario (m3/cl-mes)


Gráfico N° 4

24 768

43 379

63 576

85 157

108 197

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

2013 2014 2015 2016 2017

Mil

es

de

m3

Proyección de la Demanda - Categoría A(Miles de m3)

Gráfico N° 5

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/c

l-m

es

clie

nte

s

Proyección del Número de Clientes y Consumo UnitarioCategoria B

Clientes Consumo (m3/cl-mes)


Gráfico N° 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 N° 7

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 N° 8

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

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

La demanda propuesta para las Instituciones Públicas (IP) 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 N° 9

706

1 306

1 731

2 335

0

500

1000

1500

2000

2500

2014 2015 2016 2017

Mil

es

de

m3

Proyección de la Demanda - IP

Series4 Series1

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

feb

-05

jul-

05

dic

-05

may

-06

oct

-06

mar

-07

ago

-07

ene-

08

jun

-08

no

v-0

8

abr-

09

sep

-09

feb

-10

jul-

10

dic

-10

may

-11

oct

-11

mar

-12

ago

-12

ene-

13

jun

-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


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

Gráfico N° 10

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

2 013 2 014 2 015 2 016 2 017

m3/c

l-m

es

clie

nte

s

Proyección del Número de Clientes y Consumo UnitarioCategoria C


Gráfico N° 11

258 877

276 125

280 221

284 429

288 770

240 000

250 000

260 000

270 000

280 000

290 000

300 000

2 013 2 014 2 015 2 016 2 017

Mil

es

de

m3

Proyección de la Demanda - Categoria C


Gráfico N° 12

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

33

34

35

36

37

38

39

40

41

42

43

2013 2014 2015 2016 2017

m3/c

l-m

es

clie

nte

sProyección del Número de Clientes y Consumo Unitario

Categoría D


Gráfico N° 13

201 801212 255

220 368228 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

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.


Gráfico N° 14

1 000 000

1 100 000

1 200 000

1 300 000

1 400 000

1 500 000

1 600 000

1 700 000

1 800 000

12

12,5

13

13,5

14

14,5

15

15,5

2013 2014 2015 2016 2017

m3 /

cl-m

es

clie

nte

s

Proyección del Número de Clientes y Consumo UnitarioCategoría E


Gráfico N° 15

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

Mil

es d

e m

3

Proyección de la Demanda - Categoría E

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.

Gráfico N° 16

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

m3 /

día

Ve

híc

ulo

Co

nve

rtid

os

Proyección del Número de Vehículos Convertidos

Vehículos Convertidos Consumo por vehículo (m3/día)

Gráfico N° 17

578 399660 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

Mil

es

de

m3

Proyección de la Demanda - Categoría GNV

GNV Estaciones de Servicio GNV Metropolitano

4.2.2 Categoría Generadores Eléctricos

La principal demanda de la Concesión corresponde a la de los generadores eléctricos, los cuales, se estimó en función de la capacidad firme que cada cliente tiene


contratado con TGP, ello porque los generadores eléctricos se encuentran en la categoría que se definen como Clientes independientes, y para dichos clientes, de acuerdo con la Norma Estudios Tarifarios, la proyección de su consumo se basa en la capacidad que hayan contratado.

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

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 la demanda residual a ser atendido con el parque de genera 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 N° 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 N° 19

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

350 000

De

mn

ada

de

Gas

nat

ura

l (M

m3 )

Período

Demanda Mensual de Gas Natural de la Generación Eléctrica

Dentro de distribución Fuera de distribución

0

1

2

3

4

5

6

7

8

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 N° 20

0

100

200

300

400

500

600

01

/20

13

03

/20

13

05

/20

13

07

/20

13

09

/20

13

11

/20

13

01

/20

14

03

/20

14

05

/20

14

07

/20

14

09

/20

14

11

/20

14

01

/20

15

03

/20

15

05

/20

15

07

/20

15

09

/20

15

11

/20

15

01

/20

16

03

/20

16

05

/20

16

07

/20

16

09

/20

16

11

/20

16

01

/20

17

03

/20

17

05

/20

17

07

/20

17

09

/20

17

11

/20

17

MM

PCD

Consumo de GN de GGEE en Lima

Máximo Media + DesvStd Media Media - DesvStd Mínimo

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)


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 Capacidad Contratada

Millón m3

Millón m3

Millón m3

Millón m3

2013 3 524 66 3 590 4 627

2014 3 707 72 3 780 5 068

2015 3 769 72 3 841 5 068

2016 4 526 72 4 598 5 082

2017 4 522 72 4 594 5 068

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 Anexo N° 1 y Anexo 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 el cuadro siguiente se presenta los principales


costos unitarios que se emplean para valorizar las inversiones definidas como Altas y de las inversiones proyectadas.

Cuadro N° 9 Costos Unitarios que Representa el 80% de la Valorización de la Inversión de Altas y

Proyectadas

Gasoductos y Tuberías de Conexión

010203010302 Tuberia de polietileno de 32mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 65,2 353,6

010203010303 Tuberia de polietileno de 32mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 64,0 59,2

010203010301 Tuberia de polietileno de 32mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 50,2 49,2

010203010304 Tuberia de polietileno de 32mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 82,0 31,7



010117180302 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 1 068,7 15,2

010201010303 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 53,4 14,3

010107030302 Tuberia de acero de 10" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 477,2 10,2

010105060302 Tuberia de acero de 6" Sch120 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 333,6 9,9

010110020304 Tuberia de acero de 16" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 640,1 9,3

010117180301 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 1 029,7 8,8


Estaciones de Regulación y City Gates

020311130301 City Gate 150/50 250,000Sm3/h Superficial Terreno normal 12 208 622,8 12,2

020311110302 City Gate 150/50 150,000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 9 870 031,0 9,9

020312090302 City Gate 153/153 75,000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 6 696 029,1 6,7

020311080303 City Gate 150/50 50,000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 4 819 963,7 4,8

020309080303 City Gate 100/5 50,000Sm3/h Superficial Terreno Semirrocoso 4 819 963,7 4,8

DESCRIPCION

Costos

Untarios

(US$)

Valorización

(millones

US$)

Codigo VNR

En el Anexo N°1 del presente informe se encuentra el análisis de los costos obtenidos para el 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

2004 2005 2006 2007 2008

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

Acero m 39 694 85 67 65 950

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

ERP U 4 3 5 2 3 17

City Gate U 1 0 0 0 0 1

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

Total

Gasoducto

Obras

Especiales

Grupo SubGrupo Unid.Existente

Tubería de

Conexión

Estaciones de

Regulación

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:

Cuadro N° 11 Metrado de Altas del 2008 al 2013

2008 2009 2010 2011 2012 2013

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 17 618 38 992 68 931 120 197 95 033 344 844

ERP U 0 3 4 1 0 0 8

City Gate U 0 0 0 0 0 3 3

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

Gasoducto

Tubería de

Conexión

Estaciones de

Regulación

Obras

Especiales

Grupo SubGrupo Unid.Alta

Total


Gráfico N° 21 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:

Cuadro N° 12 Metrado Proyectado al 2018

2013 2014 2015 2016 2017 2018

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

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

Gasoducto

Tubería de

Conexión

Grupo SubGrupo Unid.Proyectado

Total

Estaciones de

Regulación

Obras

Especiales

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


Gráfico N° 22 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:

Cuadro N° 13 Valorización del Metrado Existente al 2008

2004 2005 2006 2007 2008

Acero US$ 54 140 979 15 913 121 4 924 946 8 257 536 6 049 141 89 285 722

PE US$ 0 5 107 782 13 994 101 5 933 703 3 168 402 28 203 987

Acero US$ 15 064 173 280 21 660 18 500 18 387 246 891

PE US$ 0 481 415 586 525 185 690 108 616 1 362 244

ERP US$ 1 904 926 1 298 100 2 143 274 1 018 596 1 206 462 7 571 357

City Gate US$ 13 024 640 0 0 0 0 13 024 640

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$ 72 707 153 24 624 579 22 616 774 16 552 982 11 440 382 147 941 870

SubGrupo Unid.GrupoExistente

Total

Gasoducto

Tubería de

Conexión

Estaciones de

Regulación

Obras

Especiales

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° 14 Valorización del Metrado de Altas del 2008 al 2013

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Acero US$ 1 289 588 23 164 543 17 624 802 9 094 581 9 710 057 45 815 841 106 699 412

PE US$ 3 304 430 13 629 727 22 971 981 31 492 275 46 748 736 15 200 111 133 347 260

Acero US$ 3 579 212 087 868 853 126 443 43 607 45 178 1 299 747

PE US$ 241 371 1 041 158 2 190 318 3 916 505 6 715 449 5 209 319 19 314 120

ERP US$ 0 1 725 629 2 056 165 426 505 0 0 4 208 298

City Gate US$ 0 0 0 0 0 28 775 221 28 775 221

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$ 5 058 201 41 881 733 47 905 647 45 962 740 64 811 049 102 078 284 307 697 654

AltaTotalGrupo SubGrupo Unid.

Gasoducto

Tubería de

Conexión

Estaciones de

Regulación

Obras

Especiales

Cuadro N° 15 Valorización del Metrado Proyectado al 2018

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Acero US$ 0 29 164 230 19 528 756 5 221 550 4 774 766 1 971 768 60 661 071

PE US$ 44 630 529 63 437 936 67 161 304 74 583 739 87 373 875 99 122 203 436 309 587

Acero US$ 0 494 889 243 004 136 537 98 824 21 453 994 707

PE US$ 1 748 313 12 597 692 14 815 484 14 086 681 16 482 720 10 215 110 69 946 000

ERP US$ 591 535 2 637 784 0 1 611 929 592 488 422 079 5 855 816

City Gate US$ 0 4 819 964 0 0 4 819 964 0 9 639 927

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$ 46 970 377 114 880 965 102 716 876 96 016 908 114 357 277 111 835 432

Para el análisis tarifario sólo se considera lo acumulado al 4to año 474 942 403586 777 836

SubGrupo Unid.Proyectado

TotalGrupo

Tubería de

Conexión

Estaciones de

Regulación

Obras

Especiales

Gasoducto

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 11,3%, con ello el VNR Vigente asciende a 142,9 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 (7,4%) 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 146,3 millones de US$ según muestra en el siguiente cuadro:


Cuadro N° 16 Verificación de la variación del VNR Vigente

VNR

Vigente

VNR

Preliminar

VNR Vigente

Ajustado(*)

VNR

al 2008

CU2008 Actual CU2013 CU2008 Actual US$

Acero 98 257 513 92 186 850 95 167 412 99 925 783

PE 19 994 134 30 976 429 18 361 770 19 279 858

Acero 770 239 854 414 218 818 229 759

PE 995 100 1 409 256 931 097 977 652

ERP 7 508 643 8 675 034 7 091 497 7 446 071

City Gate 8 285 739 13 024 640 8 285 739 8 700 026

Válvulas 1 705 164 1 532 569 3 514 938 3 690 685

Cruce de Ríos 1 439 024 1 293 369 1 439 024 1 510 975

Hot Tap 0 0 0 0

Cruce de Vías 619 546 556 800 619 546 650 524

Otras 3 369 720 3 028 641 3 676 058 3 859 861

142 944 821 153 538 001 139 305 899 146 271 194

(*): Ajustado con las redes realmente ejecutadas

7,4%

5,0%Variación máxima por Reglamento

Total (US$)

Variación (VNRVIGENTE y VNRPRELIMINAR)

Obras Especiales

Grupo Subgrupo

Gasoducto

Tubería de

Conexión

Estaciones de

Regulación

El detalle del cálculo se encuentra en el Anexo N° 2 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$ 307 697 654

De los cálculos anteriores, el VNR hasta el año 2013 asciende a US$ 453 968 848, que resulta de la suma:

- VNR del periodo 2004-2008 : US$ 146 271 194

- VNR del periodo 2009-2013 : US$ 307 697 654

- VNR Total periodo 2004-2013 : US$ 453 968 848

Para determinar la anualidad de inversión se considera un periodo de recuperación de 30 años de acuerdo al Reglamento y se determina a partir de la inversión acumulada en cada periodo, retirando la inversión que corresponde a la Red Principal. Luego que es obtenida la anualidad de dicha inversión, se le agrega el IGA7 correspondiente de cada año. Así mismo, se debe adicionar la anualidad de las Inversiones complementarias en cada año. En el informe del consultor se detalla el cálculo del IGA y las inversiones complementarias.

En los cuadros siguientes se muestra los valores del IGA y las inversiones complementarias reconocidas en cada año, utilizados en la regulación tarifaria en curso.

7 IGA: Ingreso Anual que se garantizó a Cálidda (IGA), resulta de multiplicar la Tarifa Base por la respectiva

Capacidad Garantizada Anual determinada para los primeros 7 años de operación comercial, y por el correspondiente valor del período comprendido entre el año 8 y el año 30.


Cuadro N° 17 Valores IGA a ser Utilizados (Miles US$)

Año IGA COyMIGA

IGA

Ajustado

COyMIGA

Ajustado

IGA Inversión

Ajustado

2014 13 641 5 572 16 900 6 904 9 997

2015 13 641 5 572 16 900 6 904 9 997

2016 13 641 5 572 16 947 6 923 10 024

2017 13 641 5 572 16 900 6 904 9 997

Cuadro N° 18 Resumen de la Inversión Complementaria (US$)

Grupo Definición 0 1 2 3 4

A Terrenos para almacén de equipos 0 0 0 0 0

B Almacen y Oficinas y Centros Atenc. 0 0 0 0 0

C Vehiculos 950 644 46 780 66 762 85 783 108 038

D Equipos Medicíon y Control 2 557 578 58 956 84 138 108 111 136 158

E Equipos de Comunicación 563 743 1 331 1 899 2 440 3 073

F Equipos Atención y Oficina 1 078 069 18 805 26 837 34 483 43 429

G Relacionado con Cómputo 5 370 434 483 311 689 749 886 268 1 116 199

H Otros Equipos 33 625 1 832 2 615 3 360 4 232

Sub Total 10 554 093 611 015 872 000 1 120 444 1 411 130

Reconocidas por Red Pincipal 1 467 039

Total de Inv. Complementarias 9 087 054 611 015 872 000 1 120 444 1 411 130

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

Cuadro N° 19 Anualidad de la Inversión (Miles US$)

Grupo Subgrupo Unidad 1 2 3 4

Acero MUS$ 21 068 23 493 24 141 24 734

IGA MUS$ 9 997 9 997 10 024 9 997

PE MUS$ 32 364 40 701 49 960 60 807

Acero MUS$ 234 264 281 293

PE MUS$ 4 300 6 139 7 888 9 934

ERP MUS$ 1 690 1 690 1 890 1 964

City Gate MUS$ 4 171 4 171 4 171 4 769

Válvulas MUS$ 1 265 1 285 1 294 1 302

Cruce de Ríos MUS$ 290 311 311 311

Hot Tap MUS$ 324 353 380 399

Cruce de Vías MUS$ 214 227 237 237

Otras MUS$ 558 595 595 595

Inversiones Acumuladas Directas MUS$ 76 474 89 226 101 173 115 343

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

TOTAL Inversiones MUS$ 77 678 90 538 102 625 116 969

Gasoducto

Tubería de

Conexión

Estaciones de

Regulación

Obras

Especiales


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, en concordancia con lo que establece el Artículo 108° del Reglamento y el Artículo 24° de la Norma Estudios Tarifarios. Asimismo, fueron empleados los criterios de comparación con empresas extranjeras de negocio de gas natural y de comparación con empresas nacionales de servicios públicos similares, de manera complementaria y con el fin de validar los resultados obtenidos a partir del criterio de Empresa Modelo Eficiente.

Los costos de explotación se determinan sobre la base de los siguientes rubros:

Costos Directos o Costos de Operación y Mantenimiento de la Distribución o Costos de Comercialización

Costos Indirectos o Costos Personales de Gestión o Costos No Personales de Gestión

Otros costos de operación y mantenimiento o Costo financiero por la compra del Gas o Pérdidas físicas y comerciales o Monto de Incobrables o Aportes a los organismos reguladores o Costos generales requeridos para ejecutar el Mecanismo de la

Promoción.

Gastos de Promoción

En los acápites siguientes se desarrollan los criterios y resultados obtenidos para los costos de explotación, según los rubros mencionados. Adicionalmente se incluye, en el Anexo N° 1 del presente informe, el informe de sustento del Consultor, que contiene un mayor detalle de los resultados presentados.

4.4.1 Costos Estándares 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.

En el Anexo N° 1, informe del consultor, en su numeral 6.1, se muestra el detalle del cálculo de los costos estándares directos relacionados con la distribución y comercialización.

a) Costos 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), dicho valor resulta en 52 personas y un costo anual al 2013 que asciende a US$ 1.88 millones, y el rubro de gastos de supervisión directa no personales, se han estimado en 15% de los respectivos 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), dicho valor resulta 53 personas y un costo anual al 2013 que asciende a US$ 2.06 millones, y el rubro de gastos diversos se han estimado en 15% de los costos de supervisión.

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° 20 Costos Directos de la Empresa Modelo Eficiente (US$)

1 2 3 4

OPEX - Distribución

Costo Directo 7 441 190 8 374 954 9 180 930 10 075 164

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 685 696 697 119 711 644 720 522

Supervisión Directa + GG (15%) 2 522 221 2 880 094 3 237 722 3 595 543

Total OPEX - Distribución 9 963 411 11 255 048 12 418 652 13 670 708

OPEX - Comercialización

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 2 456 717 2 849 231 3 241 477 3 633 935

Gastos Diversos 368 507 427 385 486 222 545 090

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

Total OPEX - Comercialización 5 949 641 7 392 030 8 831 299 10 379 409

Tipo de CostoAño


4.4.2 Costos Estándares Indirectos

Los costos indirectos comprenden aquellas actividades que brindan soporte a las actividades operativas de la empresa. Estos se determinan en base a los costos del personal requerido para las áreas operativas de la empresa modelo.

En el Anexo N° 3, informe del consultor, en su numeral 6.2, se muestra el detalle del cálculo de los costos estándares indirectos.

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

Cuadro N° 21 Costos Indirectos de la Empresa Modelo Eficiente (US$)

1 2 3 4

Costo de Personal 4 498 139 5 216 816 5 935 001 6 653 573

Costos No Personales 5 018 660 5 820 502 6 621 795 7 423 520

Total OPEX - Administración 9 516 799 11 037 317 12 556 796 14 077 093

Tipo de CostoAño

a) Costos Personales de Gestión

Comprende el costo del personal (incluidos beneficios sociales) que conforma la plana administrativa de la empresa. Este valor resulta en 61 personas y un costo anual al 2013 que asciende a US$ 3.77 millones.

Los criterios utilizados en la determinación de los costos de personal mencionados son los siguientes:

La estructura de la empresa modelo se determinó teniendo en cuenta como base, la estructura actual de la empre Cálidda. Sobre dicha estructura se realizó una depuración de las áreas asociadas a actividades no reguladas. Utilizando el mismo criterio, se obtuvo el número de empleados por área funcional, y como consecuencia, el número total de empleados (166 empleados).

El valor de las remuneraciones fue calculado tomando, como fuente de valor de mercado, las remuneraciones mensuales por categoría de la propuesta tarifaria de Cálidda.

La remuneración anual incluye dos sueldos adicionales por gratificaciones y otros beneficios sociales como CTS, seguros, capacitación, etc.

El valor de la remuneración de la categoría de los gerentes y subgerentes (jefes de unidad) mostrados en el cuadro siguiente resulta similar a la considerada por el Organismo Regulador en la fijación tarifaria del servicio de distribución eléctrica del Sector Típico 1 (empresa Luz del Sur) el año 2013.

Como metodología para determinar el número de empleados necesarios se utiliza la comparación con diversas empresas relacionadas a la distribución eléctrica y de distribución de gas natural. En el Gráfico N° 23 se muestra la comparación de Cálidda respecto a diversas empresas mencionadas anteriormente.


Cuadro N° 22 Remuneraciones del Personal Según Categorías (US$)

S/. 7 248 6 208 4 145 2 079

Remuneración Básica Mes US$ 2 589 2 217 1 480 742

Remuneración Básica Anual US$ 31 064 26 606 17 763 8 909

Gratificaciones US$ 5 177 4 434 2 960 1 485

CTS US$ 2 589 2 217 1 480 742

Refrigerios y Pasajes US$ 1 500 800 800 800

Seguro actividades de riesgo US$ 932 798 533 267

Examen medico anual US$ 100 100 100 100

Capacitación US$ 400 400 250 250

Aporte EsSalud (9%) US$ 3 262 2 794 1 865 935

US$ 45 023 38 149 25 752 13 489

Ingeniero Tecnico Auxiliar

Total calculado

Remuneración Básica Mes

Rubro U Supervisor

Cuadro N° 23 Remuneraciones del Personal Según Categorías

1 Gerente General 509 648

2 Gerentes 254 824

3 Jefe o Subgerente 201 459

4 Supervisor 45 023

5 Ingeniero 38 149

6 Técnico 25 752

7 Auxiliar 13 489

Categoría Nombre del PuestoRemuneración

(US$/año)

b) Costos No Personales de Gestión

Para determinar los Costos No personales de Gestión, se han considerado los costos correspondientes a las cuentas contables de Suministros diversos, Cargas diversas de gestión, Servicios prestados por Terceros y Tributos de toda la empresa; estos costos ascienden a US$ 4.21 millones al año 2013.

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:

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 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, el mismo que se detalla en el punto 8.5) del informe del consultor (Anexo N° 1).

Los costos de instalación, supervisión y habilitación de las instalaciones internas de los clientes de las categorías A1 y A2 estimados en 18.34 US$ por cliente, el mismo que se detalla en el punto 8.5) del informe del consultor (Anexo N° 1).

e) Gestión de la Promoción

El Reglamento (Artículo 112 y 112a) ha creado el Plan de Promoción de Conexiones Residenciales a Beneficiarse con los Gastos de Promoción, en virtud del cual, dentro de las tarifas de distribución, se incorporan los recursos necesarios para facilitar el acceso de los consumidores residenciales, a través de la compensación del Derecho de Conexión, el costo de la Acometida y el costo de la Instalación Interna de una residencia típica. Asimismo, el Artículo 112a del Reglamento de Distribución dispone que para compensar las instalaciones internas con el Gasto de Promoción, la concesionaria debe realizar licitaciones, de las cuales se obtendrán los costos unitarios de mano de obra y equipos, así como de los materiales. Al respecto, la empresa Cálidda ha presentado dentro de su propuesta tarifaria el Plan de Promoción para los consumidores residenciales, una vez aprobada ésta deberá realizar las licitaciones indicadas, así como otras actividades de gestión del Plan de Promoción; por lo que OSINERGMIN debe reconocer dentro de la tarifa de distribución los Gastos de Gestión que devienen de este encargo. El costo asociado a la Gestión del Plan Promoción relacionado con la construcción de la instalación interna del usuario incluye todos los costos relacionados a la implementación de las licitaciones, monitoreo, logística, recepción y entrega de material, así como el monitoreo de la mano de obra y otros, conforme a la carta s/n del 12 de marzo de 2014 enviado por Cálidda.


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

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

1 2 3 4

Costo Financiero del GN 238 325 260 569 282 159 302 111

Pérdidas 715 240 781 996 846 790 906 669

Incobrables 966 540 1 056 751 1 144 311 1 225 228

Aporte por Regulación 1 477 629 1 502 245 1 533 545 1 552 676

Mant. Acometidas & Rev. Instalación Interna (Cat. A) 174 732 358 776 702 797 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 2 097 854 2 097 854 2 097 854 2 097 854

Total OPEX - Otros 7 214 970 7 875 428 8 337 944 9 336 441

Tipo de CostoAño

Cabe señalar que en la carta indicada en el párrafo anterior, Cálidda consignó otras partidas de costos, como Gerencia, Legal, Finanzas y otros, los cuales no están siendo incorporados dentro del concepto “Gestión de la Promoción”, toda vez que ya se encuentran reconocidos dentro de la empresa modelo

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 un punto (considerando la conexión de un gasodoméstico: cocina).

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. 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 un punto: cocina y una red de tuberías de hasta 30 m.

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 la carta s/n


del 12 de marzo de 2014 enviado por la Sub Gerencia de Asuntos Regulatorios y Legales de Cálidda.

4.4.4.2 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”8.

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° 25 Gasto de Promoción por Estrato según Ingreso per Cápita del Hogar

Estrato

Medio

US$ x Cliente 322

Item

Cuadro N° 26 Número de Beneficiarios del Gasto de Promoción por Estrato según Ingreso per

Cápita del Hogar

AñoEstrato

Medio

Estrato

Medio Bajo

Estrato

Bajo

Total

Clientes

2014 48 108 19 472 931 68 511

2015 56 598 22 909 1 095 80 602

2016 53 896 21 815 1 043 76 754

2017 63 067 25 527 1 220 89 814

Cuadro N° 27 Costos de Promoción (US$)

AñoEstrato

Medio

Estrato

Medio Bajo

Estrato

BajoTotal

2014 15 490 833 6 270 099 299 674 22 060 606

2015 18 224 531 7 376 596 352 558 25 953 685

2016 17 354 559 7 024 464 335 728 24 714 752

2017 20 307 498 8 219 701 392 854 28 920 053

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.

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


Cuadro N° 28 Costos de Explotación de la Empresa Modelo (US$)

1 2 3 4

Distribución 9 963 411 11 255 048 12 418 652 13 670 708

Comercialización 5 949 641 7 392 030 8 831 299 10 379 409

Administración 9 516 799 11 037 317 12 556 796 14 077 093

Otros 7 214 970 7 875 428 8 337 944 9 336 441

OPEX Distribución 32 644 820 37 559 823 42 144 691 47 463 650

Gasto de Promoción 22 060 606 25 953 685 24 714 752 28 920 053

TOTAL OPEX (US$) 54 705 427 63 513 508 66 859 443 76 383 703

Rubro de CostoAño

Los costos de explotación propuestos ascienden a 54,7 millones de US$ en el primer año y alcanzan progresivamente los 76,4 millones de US$ en el cuarto año de operación.

4.5 Cálculo de las Tarifas por Categorías de Clientes

4.5.1 Cálculo General de la Tarifa Media sin Promoción

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

Cuadro N° 29 Cálculo de la Tarifa Media de Distribución con y sin Gasto Promoción

Sin

Promoción

Con

Promoción

CAPEX MUS$ 305 758 305 758

OPEX MUS$ 99 573 180 383

COSTO TOTAL MUS$ 405 331 486 141

DEMANDA Mm3 22 559 428 22 559 428

TARIFA MEDIA US$/Mm3 17,97 21,55

Costos

ítem Unidad

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

Cuadro N° 30 Evolución de la Tarifa Media

Reajuste al

16%

Reajuste

al 12%

Con Promoción 31,00 23,48 20,93 17,63 21,55

Sin Promoción 29,20 21,84 19,46 16,45 17,97

Promoción (US$/Cl ) 63 315 315 315 322

Nota (1): No cons idera la Red Principal

Costo Medio

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

Reajuste Tarafario 2012


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° 31 Cuadro de Equilibrio Tarifario de la Concesión

1 2 3 4 Suma

A1 25 521 33 174 39 650 44 975 143 320 220,3 31 571

A2 15 469 20 464 24 496 27 795 88 224 157,3 13 876

B 29 406 30 639 30 884 30 582 121 511 86,1 10 465

C 259 699 235 330 213 288 193 330 901 647 44,4 40 044

GNV 624 439 622 164 609 801 589 970 2 446 374 37,6 91 908

D 199 723 185 141 171 541 155 123 711 528 32,9 23 392

E 533 779 476 589 441 107 393 846 1 845 321 10,8 19 907

GE 4 788 948 4 275 846 3 828 031 3 408 678 16 301 503 10,9 177 959

409 122

486 141

1,188FACTOR DE AJUSTE QUE EQUILIBRA LOS INGRESOS

CategoríaDemanda actualizada (Miles m3)

Tarifa sin ajuste

de equilibrio

tarifario

(US$/mil m3)

Ingresos sin ajuste

de equilibrio

tarifario

(Miles US$)

TOTAL INGRESO SIN AJUSTE TARIFARIO

COSTOS TOTALES (Miles US$)

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 N° 23

1,0

10,0

100,0

1000,0

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° 32 Tarifas Medias de Distribución por Categoría Tarifaria

Consumo

Mensual

Tarifa

Media

m3 US$/Mm3

A1 12,5 220,3

A2 58 157,3

B 1 841 86,1

C 83 109 44,4

GNV 217 603 37,6

D 468 853 32,9

E 3 312 167 15,1

GE 30 186 628 15,2

Categoría

Tarifaria


Cuadro N° 33 Variación en la Tarifa Única de Distribución

TUD TUD Variación

Vigente Propuesta Propuesta

feb-14 Final Final

US$/Mm3 US$/Mm3(%)

A1 220,3 220,3 0,0%

A2 150,5 157,3 4,5%

B 80,9 86,1 6,4%

C 44,0 44,4 0,9%

GNV 37,9 37,6 -0,8%

D 34,1 32,9 -3,6%

E 10,8 15,1 40,0%

GE 10,9 15,2 38,8%

Categoría

Tarifaria

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° 34 Tarifas Únicas de Distribución (TUD)

Periodo 2014-2018

Fijo Variable

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

A1 0 - 30 0,48 181,99

A2 31-300 1,57 129,94

B 301 - 17 500 27,56 71,16

C 17 501 - 300 000 0,0148 0,2201 36,69

GNV Estaciones GNV 0,0125 0,1862 31,04

D 300 001 - 900 000 0,0109 0,1629 27,16

E Más de 900 000 0,0289 0,4305 15,10

GE GGEE 0,0290 0,4319 15,15(*): Los márgenes de comercia l ización y dis tribución apl icables a las Insti tuciones Públ icas (IP) son iguales a los

de la categoría Tari faria C

Categoría

Tarifaria

Rango de ConsumoMargen de Comercialización Margen de Distribución

Fijo

(*)

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° 35 Impacto en los precios finales a los usuarios

Precio Final

Vigente

Precio Final

PropuestoVariación

US$/GJ US$/GJ %

A1 9,4 9,4 0,00%

A2 7,6 7,8 2,19%

B 5,9 6,0 2,18%

C 5,0 5,0 0,20%

GNV 4,8 4,8 -0,15%

D 4,8 4,7 -0,64%

E 4,2 4,3 2,56%

GE 2,9 3,0 3,61%

Categoría

Tarifaria

*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° 36 Ahorros por el uso del gas natural frente al combustible sustituto

Categoría

TarifariaSustituto

Precio Final

Propuesto

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

A1 GLP 21,4 9,4 12,0 56,1%

A2 GLP 20,3 7,8 12,5 61,5%

B GLP granel 16,9 6,0 10,8 64,1%

C Residual 16,3 5,0 11,3 69,2%

GNV GLP granel 17,0 4,8 12,1 71,5%

D Residual 16,3 4,7 11,5 71,0%

E Residual 15,9 4,3 11,7 73,1%

GE Residua l(**) 12,2 3,0 9,2 75,3%

Ahorro respecto al sustituto

(*)

Notas:

(*): 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%

(**): El precio del sustituto contiene la influencia de la generación basada en carbón, que opera en la base, pero en menor proporción, respecto a las alternativas de generación.


Gráfico N° 24

1,0

10,0

100,0

1 100 10 000 1 000 000 100 000 000

US$

/GJ

m3/cl-mes

Nivel de ahorro de las tarifas medias por catregorías

Precio Final Gas Natural Combustible Sustituto

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° 37 Estimación de los Ingresos actualizados del periodo tarifario

A1 12 31,6 31,6 0,0%

A2 58 13,9 13,3 4,5%

B 1 841 10,5 9,8 6,4%

C 83 109 40,0 39,7 0,9%

GNV 217 603 91,9 92,6 -0,8%

D 468 853 23,4 24,3 -3,6%

E 3 312 167 27,9 19,9 40,0%

GE 30 186 628 247,0 178,0 38,8%

486,1 409,1 18,8%

Propuesta

Final

A Tarifa

Vigente

Ingresos actualizados

(Millones US$)Variaciones

respecto a la

Tarifa Vigente

Categoría

Tarifaria

Consumo

m3/mes

TOTAL

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.

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 16,62% de la TUD en todas las categorías, asignado al Mecanismo de Promoción, siendo el ingreso requerido (en Valor Presente) para fines de cubrir los Gastos por Promoción alcanza los 80,8 MMUS$ para el presente proceso regulatorio.

El gráfico siguiente presenta una comparación porcentaje de la TUD destinados a los ingresos del mecanismo de promoción para las Tarifas Vigentes y las tarifas propuestas por OSINERGMIN.

Gráfico N° 25

83,64% 83,38%

16,36% 16,62%

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

Vigente Propuesto por OSINERGMIN

Porcentaje de la TUD Destinado a al Gasto de Promoción

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

Porcentaje de la TUD destinado a la Distribución

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:

Donde:

0 0 0 0

a a a aPPI IAC IPE IPMFA a b c d

PPI IAC IPE IPM


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.

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

http://www.bls.gov/

http://www.bls.gov/


Cuadro N° 38 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 0,1306 0,0654 0,0139 0,7901

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 y GNV 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,GNV,E,GE 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


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


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° 39 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 2,7 3

D 2,4 3

E 1,3 3

GNV 12,0 3

GE 0,5 3

Notas:

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

El Derecho de Conexión aplicable a las Instituciones Públicas (IP) es igual al de la Categoría Tarifaria C

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

Los resultados obtenidos están debidamente sustentados en el análisis detallado en la

sección 8.5 el Informe del Consultor (Anexo N° 1) . En el siguiente cuadro, se resumen los cargos de Acometidas.

Cuadro N° 40 Topes Máximos de Acometida para Consumidores Menores a 300 m3/mes

Tipo de Acometida En Muro Existente

En Murete Construido

US$ US$

Con Medidor G 1.6 113,63 142,64

Con Medidor G 4 121,65 150,65

Con Medidor G 6 313,48 367,34

Nota: Para el caso de las Instituciones Públicas (IP), los topes máximos serán de acuerdo a su consumo.

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.

Los resultados obtenidos están debidamente sustentados en el análisis detallado en la

sección 8.5 del Informe del Consultor (Anexo N° 1).

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° 41 Cargo de Inspección, Supervisión y Habilitación de Instalaciones Internas para

Consumidores Mayores a 300 m3/mes

Actividad US$

Inspección 118,65

Supervisión 94,86

Habilitación 372,09

Total: 585,60

Nota: Para el caso de las Instituciones Públicas (IP), los cargos serán de acuerdo a su consumo.

6.3.1 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 cuando ocurran los siguientes casos:

a) Deuda del usuario de dos facturas consecutivas,

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

c) Si el usuario impide la lectura del medidor,

d) Revender el gas natural por parte del usuario a terceros vía redes de distribución no autorizadas,

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

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

g) Manipulación indebida de cualquier instalación del Concesionario.

6.3.1.1 Cargo por Corte

Para el caso del Corte del Servicio de Distribución, además de los puntos b) y f) anteriormente mencionados, 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 o 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.

Los resultados obtenidos están debidamente sustentados en el análisis detallado en la sección 8.5 el Informe del Consultor (Anexo N° 1).

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

Cuadro N° 42 Cargos Máximo por Corte del Servicio

Tipo de Corte



Categoría B Industrial, C y D


I Cierre 9,48 66,31

II Retiro de componente de la Acometida

10,16 76,54

III Corte del Servicio 86,46 242,33 312,09

(*) Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de polietileno.

(**) Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de acero.

6.3.1.2 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.

Los resultados obtenidos están debidamente sustentados en el análisis detallado en el punto 8.5 del Informe del Consultor (Anexo N° 1). En el siguiente cuadro, se resumen los cargos por reconexión.

Cuadro N° 43 Cargos Máximo por Reconexión del Servicio

Tipo de Reconexión


Categoría A1, A2, B Comercial (*)

Categoría B Industrial, C, D


I Reconexión por Cierre 7,53 46,66

II Reposición de componente de la Acometida

14,97 -

III Reconexión por Corte del Servicio 143,26 270,31 364,87

(*) Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de polietileno.

(**) Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de acero.


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

2018” elaborado por el consultor COSANAC

Archivo: Informe_Consultor.pdf


Anexo N° 2 Lista de Costos Unitarios 2013

N° Código VNR DescripciónCalidda

(US$)

Baremao

(US$)

1 010102020301 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 265,95 202,11

2 010102020302 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 270,07 234,93

3 010102020303 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 280,11 250,84

4 010102020304 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 294,00 248,55

5 010103020301 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 296,71 206,89

6 010103020302 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 299,81 239,84

7 010103020303 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 305,86 255,61

8 010103020304 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 325,84 253,33

























33 010106040301 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 512,27 399,40

34 010106040302 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 514,83 433,61

35 010106040303 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 528,52 449,38

36 010106040304 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 530,57 447,99

37 010106150301 Tuberia de acero de 8" e=12.70mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 512,27 560,44





42 010107030301 Tuberia de acero de 10" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 560,08 442,95


44 010107030303 Tuberia de acero de 10" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 568,39 492,93


46 010107180301 Tuberia de acero de 10" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 1 392,21 616,29

47 010107180302 Tuberia de acero de 10" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 1 394,85 650,50






(US$)

Baremao

(US$)












62 010110140301 Tuberia de acero de 16" e=11.13mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 1 380,22 555,23




66 010117180201 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno arenoso Pavimento Afirmado 2 147,17 959,04

67 010117180202 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno arenoso Pavimento Flexible 2 171,64 969,51

68 010117180301 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 2 209,90 1 029,68

69 010117180302 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 2 172,57 1 068,74

70 010117180303 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 2 189,06 1 084,51

71 010117180304 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 2 226,26 1 085,23

72 010117180401 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno rocoso Pavimento Afirmado 4 756,22 1 211,15

73 010117180402 Tuberia de acero de 30" e=15.90mm Terreno rocoso Pavimento Flexible 4 790,12 1 250,21

74 010201010301 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 61,32 49,42

75 010201010302 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 67,43 69,38

76 010201010303 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 73,89 53,36

77 010201010304 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 76,70 81,19

























102 020101040203 Estación de Regulación 10/5 10,000Sm3/h Subterranea Terreno semirrocoso 594 449,96 368 052,77

103 020101040303 Estación de Regulación 10/5 10,000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 587 414,90 372 755,12




(US$)

Baremao

(US$)

116 020105080103 Estación de Regulación 50/10 50,000Sm3/h Semi subterranea Terreno semirrocoso 692 370,28 602 404,33






122 020106050203 Estación de Regulación 50/5 20,000Sm3/h Subterranea Terreno semirrocoso 879 777,81 465 654,35



125 020311080303 City Gate 150/50 50,000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 11 000 000,00 4 819 963,68

126 020311110302 City Gate 150/50 150,000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 12 262 234,43 9 870 031,02

127 020311130301 City Gate 150/50 250,000Sm3/h Superficial Terreno normal 20 676 823,80 12 208 622,80

128 020311130302 City Gate 150/50 250,000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 12 209 161,23

129 020311140303 City Gate 150/50 300,000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 14 313 945,61 13 024 639,63

130 020312090302 City Gate 153/153 75,000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 5 850 000,00 6 696 029,10

131 020309080303 City Gate 100/5 50,000Sm3/h Superficial Terreno Semirrocoso 8 000 000,00 4 819 963,68

Nota: El sustento de los costos unitarios se encuentran detallados en el informe “Análisis de propuesta tarifaria de gas natural (Tarifa Única) periodo 2014 – 2018”, elaborado por el consultor COSANAC.


Anexo N° 3 Plano de las instalaciones existentes y

proyectadas para el periodo 2014-2018


Anexo N° 4 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)9.

Gráfico N° 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.

9 Los resultados puede ser utilizados para evaluar los indicadores según estratos por ingreso per capita del hogar

planteados por el INEI, dado que los niveles socioeconómicos son equivalentes.

15.7

14.8

17.2

18.0

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 N° 27 Disponibilidad a pagar total por instalación, conversión y consumo mensual de gas

natural según NSE en Lima Metropolitana y Callao

S/. 72.4

S/. 77.5

S/. 97.8

S/. 116.2

S/. 151.2

S/. 95.4

S/. 60.0 S/. 80.0 S/. 100.0 S/. 120.0 S/. 140.0 S/. 160.0

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

determinación de la tarifa Única de distribución de gas ... · gnv para estaciones de servicio...

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