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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe OSINERG-GART/DGN N° 053-2006

Estudio para la Fijación de Tarifas Máximas del Servicio de Distribución de Gas Natural

en el Distrito de Pariñas - GASTALSA Periodo 2007 – 2012

Lima, 30 de noviembre de 2006

Informe OSINERG-GART/DGN N° 053-2006 Página 2 de 64

Contenido

1. RESUMEN EJECUTIVO. ...................................................................................................................................... 4 1.1 TARIFA MÁXIMA DE DISTRIBUCIÓN.- ................................................................................................................ 4 1.2 COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL EN TALARA ............................................................................................ 5 1.3 CRITERIOS Y METODOLOGÍA A SEGUIR.-............................................................................................................ 5

2. OBJETIVO............................................................................................................................................................... 6

3. MARCO LEGAL Y ANTECEDENTES................................................................................................................ 7

4. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA...................................................................................................... 8 4.1 FIJACIÓN TARIFARIA.......................................................................................................................................... 9

5. MODELO TARIFARIO ......................................................................................................................................... 9 5.1 CRITERIO Y METODOLOGÍA GENERAL DEL REGLAMENTO................................................................................. 9

5.1.1 Sistema de Distribución de Gas Natural ...................................................................................................... 9 5.1.2 Fijación de las Tarifas de Distribución ...................................................................................................... 10 5.1.3 Margen de Distribución.............................................................................................................................. 10 5.1.4 Margen de Comercialización...................................................................................................................... 11 5.1.5 Costos de las Acometidas ........................................................................................................................... 12

5.2 CRITERIOS ADICIONALES AL REGLAMENTO..................................................................................................... 12 5.2.1 Cálculo General de la Tarifa Promedio ..................................................................................................... 12 5.2.2 Cálculo de las Tarifas por Categorías de Clientes..................................................................................... 13

6. CRITERIOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS PARA EL ANÁLISIS. ............................................................. 19 6.1 DEMANDA MEDIA POR CATEGORÍA .................................................................................................................. 19 6.2 INVERSIONES DE ACTIVO FIJO DE LAS REDES .................................................................................................. 22

6.2.1 Redes de acero -.......................................................................................................................................... 22 6.2.2 Redes de Polietileno.- ................................................................................................................................. 22 6.2.3 Estaciones de Regulación .......................................................................................................................... 22 6.2.4 Valorización de las Redes de Acero y Polietileno ...................................................................................... 23

6.3 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ..................................................................................................................... 25 6.3.1 Gastos Administrativos............................................................................................................................... 25 6.3.2 Gastos Directos de Distribución................................................................................................................. 26 6.3.3 Gastos Directos de Comercialización, facturación y Cobranza................................................................. 29 6.3.4 Otros costos de operación y mantenimiento ............................................................................................... 30

6.4 COSTO DE CONEXIÓN, ACOMETIDA Y MANTENIMIENTO.................................................................................. 33 6.4.1 Costo de la Tubería de Conexión ............................................................................................................... 33 6.4.2 Costo de la Acometida ................................................................................................................................ 33 6.4.3 Costo del Mantenimiento de las Acometidas .............................................................................................. 35

6.5 CARGOS DE CORTE Y RECONEXIÓN ................................................................................................................. 35 6.5.1 Cargos por Corte del Servicio .................................................................................................................... 35 6.5.2 Cargos por Reconexión del Servicio........................................................................................................... 36 6.5.3 Fórmulas de Actualización de los cargos por corte y reconexión.............................................................. 37

7. RESULTADOS DEL CALCULO TARIFARIO................................................................................................. 38 7.1 CATEGORÍAS DE CONSUMIDORES .................................................................................................................... 38 7.2 COSTOS DE INVERSIÓN Y OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. ............................................................................. 38

7.2.1 Costos de Inversión..................................................................................................................................... 38 7.2.2 Costos de Operación y Mantenimiento....................................................................................................... 39

7.3 FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN ...................................................................................................................... 39 7.3.1 Coeficientes de participación de bienes nacionales e importados ............................................................. 40

7.4 TARIFA DE GAS NATURAL ............................................................................................................................... 43 7.4.1 Margen de Distribución (MD).................................................................................................................... 43


7.4.2 Margen Comercial (MC) ............................................................................................................................ 43 7.5 PROCEDIMIENTO DE FACTURACIÓN ................................................................................................................. 44

7.5.1 Facturación del Gas Natural (FG)............................................................................................................. 44 7.5.2 Facturación de la Red de Distribución (FRD) ........................................................................................... 45

ANEXO A.- PROYECCIÓN DE LA DEMANDA....................................................................................................... 47

ANEXO B.- INVERSIONES – OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO .................................................................... 56

ANEXO C.- COSTOS UNITARIOS............................................................................................................................. 60


Estudio para la Fijación de Tarifas Máximas del Servicio de Distribución de Gas Natural en el Distrito de Pariñas - GASTALSA

1. Resumen Ejecutivo.

El presente informe, es la propuesta de Tarifas Máximas del Servicio de Distribución de Gas Natural en el distrito de Pariñas, actividad a cargo de la empresa Gas Talara S.A., a quien en adelante denominaremos “GASTALSA”, quien debió presentar su propuesta tarifaria el día 02 de octubre del 2006, hecho que no ocurrió, por ende este informe recoge los resultados del servicio de consultoría que para tal fin se encargó a la empresa COSANAC S.A.C., en base a ello el OSINERG – GART, ha realizado el análisis y las correcciones respectivas para presentar como resultado el presente informe.

Para la fijación de las Tarifas Máximas de GASTALSA, es aplicable la Resolución de OSINERG N° 001-2003-OS/CD que aprueba los “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” que en su Anexo H ”, aprueba el Procedimiento de Regulación de las Tarifas de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos Caso: GASTALSA, en adelante el “procedimiento”, aplicable a este proceso de fijación tarifaria Siguiendo con el procedimiento, cuya aplicación al presente proceso se grafica en el acápite 4 del informe, corresponde al OSINERG efectuar la prepublicación del proyecto de Resolución que fija las Tarifas Máximas correspondiente al Servicio de Distribución de Gas Natural en el distrito de Pariñas dentro del plazo establecido.

En tal sentido el presente informe tiene por objetivo definir la Tarifa Máxima, la misma que será sometida a evaluación del Directorio para fines de la prepublicación del proyecto de Resolución señalado en el párrafo anterior.

Es importante precisar que el presente informe recoge los resultados del estudio efectuado por COSANAC S.A.C. que comprende un estudio de demanda de los segmentos de mercado residencial, comercial e industrial para la Concesión de GASTALSA, el diseño de las redes de distribución basado en la proyección de demanda anterior y la aplicación del software Synergee, la valorización de las inversiones necesarias y los costos de operación y mantenimiento para el sistema de distribución y el análisis tarifario correspondiente.

1.1 Tarifa Máxima de Distribución.-

Un resumen del calculo tarifario que se desarrolla para la Concesión de GASTALSA, es la que se indica en el siguiente cuadro 1.1.


Cuadro 1.1: Tarifas Máximas de Distribución

Variable

m3 - mes US$/mes US$/(m3/d)-mes Tubo de conexión US$/mt-mes

Acometida(**) US$/Cl-mes US$/mil m3

A 0 - 300 0.74 0.21 1.45 200.00

B 300 - 15 000 12.15 (*) 166.72

C Mas de 15 001 0.30 (*) 124.44

(*) En US$/m-mes, de acuerdo al diametro y material

Categorías de Clientes

Rango de consumo mensual por categoría Margen de Comercialización Fijo

Margen de Distribución Fijo

1.2 Competitividad del Gas Natural en Talara Como es sabido el gas natural es un combustible que ofrece muchas ventajas frente a los otros sustitutos, entre ellos el aspecto económico, por ello presentamos en el cuadro 1.2 la competitividad del gas natural en Talara, en el se puede apreciar los ahorros que se obtendrían si se usa gas natural en lugar del combustible que actualmente se usa en cada una de las categorías.

Cuadro 1. 2: Competitividad del Gas Natural en Talara

(US $/MMBTU)

Categoría Pass Through Tarifa Total Sustituto Ahorro AhorroA 2.00 7.6 9.6 12.6 3.0 24%B 2.00 4.8 6.8 10.5 3.7 35%C 2.00 3.6 5.6 8.0 2.4 30%

1.3 Criterios y Metodología a seguir.- La metodología empleada para determinar las tarifas de distribución de gas natural en la concesión de la ciudad de Talara, es la establecida en el Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado por D.S. 042-99-EM considerando además, la metodología empleada en las Resoluciones de OSINERG números 097-2004-OS/CD y 240-2006-OS/CD, correspondiente a las tarifas de distribución de baja presión y a los topes máximos de acometidas y mantenimiento de categorías C y D, respectivamente.


2. Objetivo Determinar las Tarifas Máximas de la Distribución de Gas Natural en la concesión de la empresa GASTALSA, que incluye las tarifas máximas del sistema de distribución por red de ductos, las acometidas, el mantenimiento de las acometidas, los cargos por corte y reconexión del servicio y el costo de inspección de las instalaciones internas efectuadas por terceros.

.


3. Marco legal y Antecedentes 1 . El Marco legal esta constituido por la Ley N° 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos; El

Reglamento de distribución de gas natural por red de ductos, aprobado con Decreto Supremo N° 042-99-EM, en adelante el Reglamento.

2 . Con fecha 4 de noviembre de 1998, se suscribió el contrato de concesión entre la empresa

GASTALSA y el Ministerio de Energía y Minas, para la prestación del servicio público de distribución de gas natural por red de ductos en el distrito de Pariñas, provincia de Talara – departamento de Piura.

3 . El 17 de mayo de 1999, mediante la Ley 27116 se le asigna a la Comisión (OSINERG) la

responsabilidad de “fijar las tarifas de energía eléctrica y las tarifas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, de transporte de gas natural por ductos y de distribución de gas natural por ductos, de acuerdo a los criterios establecidos en la presente Ley y las normas aplicables del subsector de hidrocarburos.”

4. El 10 de enero de 2003, mediante Resolución OSINERG 001-2003-OS/CD se aprobó la norma

“Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, el mismo que en su Anexo H establece el Procedimiento de Regulación de las Tarifas de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos: Caso GASTALSA.

5. El 28 de abril de 2005, se cursa a GASTALSA el Oficio 207-2005-OSINERG-GART, en el cual se

le señala que tiene un retraso en la presentación de su Propuesta tarifaria correspondiente al segundo quinquenio y en consecuencia debe presentar su respectiva propuesta en concordancia con lo establecido en la Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, Ley 27838, y en la Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD.

6. El 21 de marzo de 2006, se cursó el oficio 105-2006-OSINERG-GART a GASTALSA, en el cual se

le comunica que en el plazo de 3 meses, contados a partir de la recepción del referido documento, cumpla con la presentación de su propuesta tarifaria.

7 . El 23 de mayo de 2006, mediante Oficio N° 167-2006-OSINERG-GART se solicitó a GASTALSA

la presentación de su Propuesta Tarifaria hasta el 23 de junio de 2006, debido a que había vencido largamente el plazo de presentación de la misma.

8. El 7 de junio de 2006, mediante carta PRES-EGT-018-2006 la empresa GASTALSA solicitó la

ampliación de 90 días calendarios para la presentación de su propuesta tarifaria para el segundo quinquenio. En este documento recomendó que la regulación se realice en forma integral, es decir:

− Tarifa máxima por la distribución, − Costo de instalación, − Costo de mantenimiento de acometida, − Costo de inspección de instalaciones internas, − Corte y reconexión, y − Consumo mínimo mensual.

9 . El 14 de julio de 2006, mediante Oficio N° 233-2006-OSINERG-GART se informó a GASTALSA

la decisión de ampliar el plazo de presentación de su Propuesta de Tarifaria por 90 días, el cual vencía el 2 de octubre de 2006. Asimismo, en este oficio se precisó que la regulación iba a efectuarse en forma integral, comprendiendo lo siguiente:


a. Tarifas por distribución de gas natural por red de ductos, las que se propondrán por categorías

de consumidores; b. Tarifa por instalación de las acometidas; c. Cargo por mantenimiento de las acometidas; d. Cargo por corte y reconexión del servicio; e. Cargo por inspección de las instalaciones internas efectuadas por terceros; f. Propuesta de las respectivas fórmulas de actualización.

10. El 20 de setiembre de 2006, mediante Oficio PRES-EGT-031-2006 la empresa GASTALSA ha

informado su negativa de presentar su Propuesta de Tarifas Máximas correspondiente al Segundo Quinquenio de Operación Comercial, señalando que tiene todo el derecho de reservarse por el momento la presentación de la propuesta de tarifas máximas de su concesión. Entre sus argumentos de sustento, GASTALSA señala que aún persisten los problemas de interpretaciones desde que iniciaron el servicio en la primera etapa de concesión concerniente al Sector de Punta Arenas y que no esta garantizada la imparcialidad y transparencia del proceso regulatorio.

11. El 20 de octubre de 2006, mediante Resolución N° 508-2006-OS/CD, se resuelve que la Gerencia

Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG, en un plazo no mayor a 45 días hábiles, efectúe los estudios y cálculos correspondientes a la Tarifa Máxima de Distribución de la concesión de GASTALSA, vencido el cual deberá continuar con la etapa contemplada en el ítem g) del Anexo H del Procedimiento.

12. En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo

largo del proceso descrito. Corresponde al OSINERG como parte del procedimiento, establecer el cálculo y la fijación de la Tarifa Máxima de Distribución de la concesión de GASTALSA, para fines de su prepublicación antes del 12 de diciembre próximo.

4. Proceso de Regulación Tarifaria

El proceso de Fijación de Tarifas Máximas para GASTALSA se realiza de conformidad con lo establecido en las Leyes que gobiernan el proceso, en aplicación de la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. Dentro de dicho proceso se incluye, la prepublicación de la resolución que fija la tarifa para el 12 de Diciembre próximo como fecha limite. En el siguiente esquema se resume el proceso. Las fechas indicadas corresponden a la presente fijación de tarifas, donde se debe tener presente que las fechas representan fechas límites que pueden variar en caso de adelantarse la fecha de término de alguna de las etapas.

Cabe señalar que el esquema ilustrado, obedece a las disposiciones legales vigentes y establece un ambiente abierto de participación y transparencia donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las Tarifas de Distribución de gas natural por ductos. Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.


Figura 4. 1: Proceso de Fijación de Tarifas Máximas del Servicio de Distribución de Gas Natural en el Distrito de Pariñas – GASTALSA

22DIC

31ENE

05FEB

19FEB

14MAR

19MAR

PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN QUE FIJA TARIFAS MÁXIMAS

(OSINERG)

AUDIENCIA PÚBLICA EXPOSICIÓN Y SUSTENTO DE CRITERIOS Y METODOLOGIA

(OSINERG)

PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN QUE FIJA LAS TARIFAS

MAXIMAS Y LA RELACIÓN DE INFORMACIÓN QUE LAS SUSTENTA

(OSINERG)

INTERPOSICIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

(INTERESADOS)

PUBLICACIÓN DE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN EN PAGINA WEB DE

OSINERGCONVOCATORIA A AUDIENCIAS

PUBLICAS DE INTERESADOS Y OSINERG

AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

(INTERESADOS)

RESOLUCIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

(OSINERG)

PUBLICACIÓN DE RESOLUCIONES QUE RESUELVEN LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (OSINERG)

11DIC

12FEB

10 ENE

1d 9d 15d 3d 5d 5d 3d

OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA

PREPUBLICACIÓN(INTERESADOS)

10d 17d

SUGERENCIAS Y OBSERVACIONES SOBRE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

(INTERESADOS LEGITIMADOS)

07DIC

1

3

5

7

9

2

4

6

8

10

4.1 Fijación Tarifaria

El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por COSANAC en el Informe de fijación de Tarifas Máximas de Distribución para GASTALSA, a raíz del análisis que se indica se ha elaborado el presente informe que contiene el resultado de los estudios realizados. Las Tarifas de Distribución de gas natural y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas, serán publicadas en el Diario Oficial El Peruano y en la página WEB del OSINERG, correspondiendo al OSINERG prepublicar en el Diario Oficial el Peruano y en su página WEB el Proyecto de Resolución que fija las Tarifas de Distribución mencionada y la relación de información que la sustenta.

5. Modelo Tarifario

5.1 Criterio y Metodología General del Reglamento

El Título V del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos aprobado mediante Decreto Supremo 042-99-EM (en adelante el Reglamento), establece los criterios y procedimientos a emplearse en la determinación de la tarifa de distribución de gas natural por red de ductos.

5.1.1 Sistema de Distribución de Gas Natural

El artículo 104° del Reglamento establece que el sistema de distribución de gas natural por red de ductos estará compuesto por:


1 . Estación de Regulación de Puerta de Ciudad (City Gate); 2. Las Redes de Distribución de Alta y Baja Presión; y 3. Las Estaciones Reguladoras; y 4. Las Acometidas.

5.1.2 Fijación de las Tarifas de Distribución

Según el artículo 106° del Reglamento, la tarifa de distribución es la retribución máxima que recibirá el concesionario, aplicable al consumidor. Dicha tarifa estará compuesta por:

1 . El Margen de Distribución; y 2. El Margen de Comercialización

Asimismo, establece que los cargos a facturar al consumidor comprenden: 1. El Precio del Gas Natural; 2. La Tarifa por Transporte; 3 . La Tarifa de Distribución; y 4. El costo total de la Acometida o los respectivos cargos mensuales cuando sea financiada por el

Concesionario o por un tercero a los Consumidores Regulados cuyo consumo sea superior a 300 m3/mes.

5. El costo total de la Instalación Interna o los respectivos cargos mensuales cuando sea financiado por el Concesionario o por un tercero

6. Financiamiento de deudas por consumo, de ser el caso. 7. Los tributos que no se encuentren incorporados en la tarifa de Distribución. 8. Los cargos por mantenimiento de la Acometida para los Consumidores Regulados cuyo

consumo sea superior a 300 m3/mes. 9. El costo total o los cargos por el financiamiento realizado para facilitar el proceso de

conversión, la adquisición de equipos, accesorios y aparatos gasodomésticos, así como la infraestructura requerida por los usuarios industriales, comerciales y residenciales para el uso del Gas Natural.

Adicionalmente, el artículo 107º del Reglamento establece que los costos de distribución se asignarán a cada categoría de consumidor. Las Categorías de consumidores serán propuestas por el Concesionario para aprobación del OSINERG.

5.1.3 Margen de Distribución

El artículo 108º del Reglamento establece que el Margen de Distribución se basará en una empresa eficiente y considerará el valor presente de los siguientes componentes: 1 . Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones destinadas a prestar el servicio de

distribución (ductos, estaciones reguladoras, compresoras, etc.); 2. Costo estándar anual de operación y mantenimiento de las redes y estaciones reguladoras; 3. Demanda o consumo de los consumidores, según corresponda; 4. Pérdidas estándares; y 5. La tasa de actualización que defina el OSINERG, teniendo en cuenta la propuesta del

Concesionario, según artículo 115° del Reglamento. De acuerdo con el Artículo 109° del Reglamento, la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones representa la retribución anual que garantice la recuperación y la rentabilidad de las inversiones destinadas a prestar el servicio de distribución. Dicha anualidad será calculada tomando en


consideración la tasa de actualización y un periodo de recuperación de la inversión asociada a la vida útil de los activos, la que se considera de treinta (30) años. De acuerdo al Artículo 112° del Reglamento, los costos de operación y mantenimiento corresponderán a costos eficientes de la distribución y comercialización, según sea el caso, comparables con valores estándares internacionales aplicables al medio. Además, el Artículo 113° del Reglamento señala que la demanda o consumo de los consumidores será calculado a partir de la proyección de los consumos de las distintas categorías de consumidores elaborada por el Concesionario para un periodo de veinte (20) años y aprobada por el OSINERG. La fórmula general para el cálculo del margen de distribución (MD) es la siguiente:

Donde:

aVNRn Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo año n COyMn Costo anual de operación y mantenimiento año n Dn Demanda o consumo de los consumidores año n i Tasa de actualización n Periodo de cálculo.

5.1.4 Margen de Comercialización

El artículo 116º del Reglamento establece que el Margen de Comercialización se basará en una gestión comercial eficiente y comprende: 1. La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo que se requiere para el desarrollo de la actividad

comercial. 2 . Los costos de operación y mantenimiento asociados a la atención del consumidor. 3. Los costos de facturación y cobranza (lectura, procesamiento, emisión de recibos, reparto y

cobranza). Según el artículo 117º del Reglamento, la actividad de comercialización podrá ser efectuada por empresas comercializadoras en forma independiente a partir del duodécimo año de suscrito el contrato de concesión. En tanto ello no suceda, el Margen de Comercialización deberá ser facturado de la siguiente forma: 1. Los costos de atención al consumidor deberán ser añadidos al Margen de Distribución. 2. Los costos de facturación y cobranza a través de un cargo fijo mensual por cliente.


5.1.5 Costos de las Acometidas

El artículo 71º del Reglamento, en su literal a) establece que la Acometida para los consumidores regulados cuyo consumo sea inferior o igual a 300 m3/mes, será proporcionada e instalada por el concesionario. Los cargos en la acometida serán incluidos en la tarifa de distribución.

El artículo 118º del Reglamento establece que los cargos por las Acometidas financiadas por el concesionario para los clientes regulados cuyo consumo sea superior a 300 m3/mes serán asumidos por estos, dentro de los topes máximos establecidos por el OSINERG, en base a la propuesta presentada por el Concesionario. El mantenimiento de la Acometida y las Instalaciones Internas serán de cargo del consumidor y deberá realizarse en periodos quinquenales por el Concesionario. Para los consumidores independientes, el cargo de la Acometida se establece previo acuerdo de estos con el Concesionario mediante negociación directa y, a falta de acuerdo el OSINERG actuara como dirimente.

5.2 Criterios Adicionales al Reglamento 5.2.1 Cálculo General de la Tarifa Promedio

El cuadro Nº 5.1 muestra el cálculo de la tarifa promedio (171,9 US$/mil m3), determinada en función de los valores actualizados del CAPEX (aVNR), OPEX (COyM) y la Demanda (D), de acuerdo a la siguiente fórmula:

Donde:

aVNRn Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones al año n COyMn Costo anual de operación y mantenimiento año n Dn Demanda o consumo de los consumidores año n I Tasa de actualización n Periodo de cálculo.

Cuadro 5.1

Componente Millones de US$Total OPEX 2,05

Total CAPEX 2,99COSTO TOTAL 5,04

Valor Presente de la Demanda total en Millones m3, al 12% 29,32

Tarifa Media (US$/mil m3) 171,91Tarifa en (US$/MMBTU) 4,64

Calculo de la Tarifa Media - TALARA

⎠⎝

( )

( )∑

∑

⎟⎟⎞

⎜⎜⎛

+

⎟ ⎟ ⎠

⎞ ⎜⎜⎝

⎛

+

+

=n

nn

n

nnn

i

D

i

COyMaVNR

TarifaPromedio

1

1

1

1


5.2.2 Cálculo de las Tarifas por Categorías de Clientes.

Criterios aplicados

La determinación de las tarifas por categoría de usuarios, referente al uso de una red común, se plantea como un problema complejo, dada la existencia de diversos criterios para asignar los costos totales entre las categorías de clientes, a efectos de lograr tarifas razonables y coherentes que carguen a cada cliente sus costos reales. Así, los criterios que se adoptaron en el presente estudio, fueron que las tarifas asignables a cada categoría:

• Contribuyan a remunerar la totalidad de los costos eficientes de la empresa y permitan una recuperación de las inversiones a la tasa legal establecida.

• Reflejen los costos de desarrollo de la red. • Reflejen el grado de competitividad del gas natural que permita la conversión de los clientes

objetivos (los que forman la base tarifaria). • Eviten la discrecionalidad en la asignación tarifaria y simulen el funcionamiento de un

mercado competitivo. A dichos criterios cabe agregar uno básico que surge al momento de aplicación de tarifas a los nuevos clientes no considerados en la base tarifaria, a los cuales se podría aplicar el concepto de tarifa tipo incremental, o tarifa tipo roll-in, ambos criterios se aplican en determinados países, aunque el de mayor uso es el tipo roll-in. En el modelo de tarifa incremental el costo de desarrollo de la extensión del sistema (costo marginal) se asigna exclusivamente al nuevo cliente (como un cargo extratarifario). En el modelo tipo roll-in el costo total de las nuevas redes se asigna entre todos los clientes (nuevos y existentes) por igual, lo que lo convierte en un costo medio de largo plazo. Respecto a lo anterior, el Reglamento de Distribución de Gas Natural, señala en sus procedimientos, que las inversiones se deben ir anualizando según se realicen (aVNR), de forma tal que cada anualidad la vayan pagando los consumidores (demanda) existente en dicho momento; así con el crecimiento de la red y la incorporación de nuevos clientes, el costo medio tendería a ir decreciendo a lo largo del tiempo; en esta situación la tarifa no reflejaría el costo medio de un periodo en particular sino el promedio ponderado de todo el horizonte tarifario (20 años), lo que la convierte en un costo medio de largo plazo. Por lo que se podría concluir que legalmente la tarifa de distribución se basa en un criterio de tipo roll-in que va cambiando conforme la red se amplia y de acuerdo al desarrollo de los clientes. Así en los periodos inter-regulatorios (dentro de los 4 años de cada fijación) la tarifa de alguna categoría podría ser inferior al costo incremental de dicha categoría. Por otro lado, considerando que la Concesión de GASTALSA se encuentra en proceso de construcción (en lo que respecta a la ciudad abierta en Talara) y que las inversiones tienen un periodo de recuperación de largo plazo, se estimó conveniente crear una metodología de diseño tarifario que permita ofrecer a los clientes una tarifa competitiva y que a la vez evite la discrecionalidad en el diseño tarifario.

Metodología del diseño tarifario El modelo para el diseño tarifario considera que el comportamiento de una empresa en ausencia de regulación busca obtener la mayor renta posible de los clientes, situando por tanto sus precios ligeramente por debajo del sustituto energético más eficiente.


Así, la metodología comienza por determinar el margen que existe entre el precio de los sustitutos en cada categoría (GLP, Diesel y/o Residual) y el costo del Pass-through (precio del gas en boca de pozo o productor). Resultando que por cada tipo de consumidor se obtiene un margen que indica hasta donde se puede asignar el costo de la distribución sin restar competencia al gas natural.

Lámina No. 5.1

Passthrough

Prec

io d

e la

Ene

rgía

A B C DCategorías de Consumidores

Precio del Sustituto

Saldo que permite cubrir las Otras Redes y la

Conversión

Saldo que permita cubrir el costo de

las redes y la conversión

Passthrough

Prec

io d

e la

Ene

rgía


Precio del Sustituto

Saldo que permite cubrir las Otras Redes y la

Conversión

Saldo que permita cubrir el costo de

las redes y la conversión

Determinados los márgenes anteriormente descritos, se procede a definir la curva de ajuste que permita tener el margen en función del volumen de consumo. La curva en mención es de tipo potencial y se muestra a continuación:

b

:

Margen: expresado en US$ por millón de BTU

X: Volumen mensual en millón de BTU o metros cúbicos

a y b: parámetros

Margen = a XDonde

∗

Estos márgenes definen el excedente del consumidor (sin considerar aun los costos de conversión), que podrían ser asignados a los costos de distribución, por lo tanto mediante un factor de ajuste de esta curva se pueden determinar los precios promedios de distribución por cliente. Esta nueva curva se denomina costo medio del cliente (CMe) y se grafica a continuación:

b

:

Margen: expresado en US$ por millón de BTU


a y b: parámetros

f: factor de ajuste que define el ahorro potencial de cada c

CMe = Margen f = a f XDonde

∗ ∗ ∗

onsumidor.


Lámina No. 5.2

Prec

io d

e la

Ene

rgía


Se define una curva de ajuste que permite obtener un ingreso medio igual al

Costo Medio

Saldo = Sustituto

menos Passthrough

En síntesis, el factor de ajuste “f” permite trasladar los beneficios del uso 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 sustituto eficiente. Partiendo de las ecuaciones anteriores se define una curva de ingresos de la empresa igual al producto del costo medio (CMe) por el volumen.

b+1

:


a y b: parámetros

f: factor de ajuste que define el ahorro potencial de cada consumidor.

Ingreso = CMe XIngreso = a f XDonde

∗

∗ ∗


Lámina No. 5.3

Ingr

esos

de

la E

mpr

esa


Se determina una función de ingresos que varía según el

consumo del cliente

A partir de la curva de ingresos se determinan los costos variables y costos fijos, tal como muestran las siguientes ecuaciones:

B

B-1

B

B

:

A = a f

B = b+1

X: Volumen mensu

Ingreso Total (IT)IT = A XCosto Variable (CV)

ITCV = A*B X X

Ingreso Variable (IV)IV = CV X = A*B X B ITCosto Fijo (CF)CF = IT - IV = A (1-B) XCF = (1-B) ITDonde

∗

∗

∂= ∗

∂

∗ ∗ = ∗

∗ ∗∗

al en millón de BTU o metros cúbicos

a y b: parámetros de la regresión.

f: factor de ajuste que define el ahorro potencial de cada consumidor.

De acuerdo a las ecuaciones anteriores, se demuestra que la curva de ingresos proporciona un reparto entre costos fijos y variables, proporcional a la elasticidad del ingreso (parámetro B). La lámina 5.4


muestra el esquema de determinación de los cargos fijos (intersecciones con el eje vertical) y cargos variables (pendientes) por categoría de cliente.

Lámina No. 5.4

Ingr

esos

de

la E

mpr

esa


Puntos de Tangencia

Límite económico entre una y otra categoría

Costo Fijo

Costo Variable definido por la

Pendiente

Resultados del modelo aplicado

En el caso de la Concesión de GASTALSA, las categorías de consumidores resultante del modelo aplicado son 3:

• Categoría A: Residencial • Categoría B: Comercial • Categoría C: Industrial y GNV

Los cuadros No. 5.2 y 5.3 y las láminas No. 5.5, 5.6 y 5.7 muestran la determinación del margen (saldo) que existe entre el sustituto y el pass through del gas natural, en el caso de Talara. Los precios de los sustitutos corresponden a Agosto del 2006 y toman en cuenta la media de combustibles que usan cada tipo de consumidores. En el caso de las categorías A y B el combustible sustituto fue el GLP, mientras que para la categoría C el precio corresponde al Residual 6, aunque parte de la demanda lo podría constituir el parque vehicular a futuro. El valor del pass-through es el precio del gas natural el cual se asume en 2 US$/MMBTU.

Cuadro 5.2

Categorías Passthrough Saldo SustitutoA 2,00 10,61 12,6B 2,00 8,50 10,5C 2,00 5,98 8,0

Promedio 2,00 6,03 8,025% 75% 100%


Lámina No. 5.5

Economía de los clientes de Talara

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

A B C

Categorías

US$

/MM

BTU

Passthrough Saldo

Cuadro 5.3

Categoría Pass Through Tarifa Total Sustituto AhorroA 2,00 7,6 9,6 12,6 24%B 2,00 4,8 6,8 10,5 35%C 2,00 3,6 5,6 8,0 30%

Competitividad del Gas Natural en TalaraUS$/MMBTU

Lámina No. 5.6

Competitividad del Gas Natural

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

A B C

Categorías

US$

/MM

BTU

Pass Through Tarifa Ahorro


Lámina No. 5.7

Competitividad del Gas Natural

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

A B C

Categorías

Pass Through Tarifa Ahorro

6. Criterios técnicos y económicos para el análisis.

Para llevar a cabo el calculo tarifario, se han analizado las consideraciones y cálculos tarifarios presentados por la empresa Consultora COSANAC que preparó el estudio, donde plantea en base a su propio análisis los resultados de demanda y de costos que presentamos como resultado final. La metodología empleada para determinar las tarifas de distribución de gas natural en la concesión de la ciudad de Talara, es la establecida en el Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado por D.S. 042-99-EM considerando además, la metodología empleada en las Resoluciones de OSINERG números 097-2004-OS/CD y 240-2006-OS/CD, correspondiente a las tarifas de distribución de baja presión y a los topes máximos de acometidas y mantenimiento de las mismas de las categorías C y D, respectivamente.

6.1 Demanda media por categoría

1 . Se han considerado tres categorías: A (Residencial), B (Comercial y pequeña Industria), C (Gran Industria).

2 . La demanda considerada para cada una de las tres categorías definidas es la siguiente:

Cuadro 6.1 : Resumen Demanda – COSANAC

Categoría Rango de consumo(m3/mes)

Demanda MediaMensual (m3/Cl-mes)

Valor presente de la Demanda (Mio m3)

A 0 - 300 19 9.04

B 300 - 15 000 933 3.70

C Mas de 15 000 52,855 16.59

Los valores de demanda considerados por COSANAC se determinan sobre la base de visitas a la zona de Talara por parte de los especialistas de la Consultora, las cuales incluyeron reuniones con los


representantes de la Municipalidad provincial de Talara, Petroperú y GASTALSA, así como en base a los recorridos realizados en las Zonas de Concesión relevó información de campo mediante entrevistas directas con potenciales clientes, principalmente con industriales pequeños y medianos, adicionalmente se complementó con Información estadística obtenida del Censo 2005 efectuado por el INEI, e información proporcionada por la Municipalidad de Talara. Para la categoría A, constituida básicamente por el sector residencial se muestran en el siguiente cuadro y grafico las respectivas demandas consideradas por nuestro Consultor.

Cuadro 6. 2: Demanda Categoría A




A 0 - 300 19 9.04

Figura 6. 1

Categoría A - Demanda y Clientes Conectados

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Años

Nº d

e C

lient

es

0

1

1

2

2

3

3

4

Mio

. m3

Clientes Conectados Demanda Categoría A

Para la categoría B, constituida básicamente por el sector Comercial y pequeña Industria, se muestra en el siguiente cuadro y grafico las respectivas demandas consideradas por nuestro Consultor.

Cuadro 6. 3: Demanda Categoría B




B 300 - 15 000 933 3.70


Figura 6. 2

Categoría B - Demanda y Clientes Conectados

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Años

Nº d

e Cl

ient

es

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Mio

. m3

Clientes Conectados Demanda Categoría B

Para la categoría C, constituida básicamente por la gran industria, se muestra en el siguiente cuadro y grafico las respectivas demandas consideradas por nuestro Consultor.

Cuadro 6. 4: Demanda Categoría C




C Mas de 15 000 52,855 16.59

Figura 6. 3

Categoría C - Demanda y Clientes Conectados

0

1

1

2

2

3

3

4

4

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Años

Nº d

e Cl

ient

es

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

Mio

. m3

Clientes Conectados Demanda Categoría C


6.2 Inversiones de Activo Fijo de las Redes Los activos fijos están divididos en productivos y no productivos, los activos fijos productivos son aquellos constituidos por la infraestructura mayor requerida para dar el servicio de distribución, y esta comprendida por el city gate, las redes de acero y de polietileno y las estaciones de regulación. Para fines de la determinación de los costos de inversión de dicha infraestructura esta es manejada a partir del análisis de los costos unitarios eficientes relacionados a los materiales, equipos, mano de obra y otros necesarios para la valorización de las inversiones del sistema de distribución de gas natural en la zona de Concesión de GASTALSA, dichos costos están sustentados en una base de datos de costos unitarios desarrollada por el Consultor, basada en cotizaciones, datos de publicaciones especializadas y otros servicios ejecutados de materiales, obras civiles y mano de obra.

6.2.1 Redes de acero -

El cuadro No. 6.5 muestra en resumen los costos unitarios desagregados en costos de instalación y costos directos de tuberías, para el caso de redes de acero, que se utilizarán para valorizar las inversiones de la Concesión de GASTALSA.

Cuadro 6. 5: Costos Unitarios – Redes de Acero

CU Tubo de Acero Instalación Costo

Total6 '' 34,75 125,75 160,54 '' 21,88 103,22 125,13 '' 16,00 90,35 106,42 '' 8,61 76,86 85,5

Diámetro (pulg)Tubería de Acero (US$/m)

6.2.2 Redes de Polietileno.-

Las tuberías de polietileno están orientadas a la distribución del gas natural a presiones menores a 6 bares, y principalmente orientadas hacia los segmentos residencial y comercial. Dichas redes deben suministrar gas natural al total de clientes según las proyecciones de demanda consideradas.

El cuadro No. 6.6 muestra en resumen los costos unitarios desagregados en costos de instalación y costos directos de tuberías, para el caso de redes de polietileno, que se utilizaron para valorizar las inversiones de la Concesión de GASTALSA.

Cuadro 6. 6: Costos Unitarios – Redes de Polietileno

CU Tubo de PE Instalación Costo

Total63 2,78 20,80 23,58110 8,31 23,23 31,54

Diámetro (mm)Tubería de PE (US$/m)

6.2.3 Estaciones de Regulación

Respecto a los costos de Estaciones de Regulación, se considera los costos obtenidos de la base de datos del consultor, los cuales se muestran en el cuadro 6.7.


Cuadro 6. 7: Costos de las Estaciones de Regulación

MMPCD m3/hr m3/hr US$/unid. Instalación/Inspección Total(US$)

ERP 1 0,007 8 100 8 956 343 9 299ERP 2 3,404 4 017 19 234 93 066 3 564 96 630ERP 3 0,150 177 200 17 063 654 17 717ERP 4 0,064 76 200 17 063 654 17 717

City Gate 3,618 4 269 19 234 86 967 9 663 96 630

DEMANDA ERP

6.2.4 Valorización de las Redes de Acero y Polietileno

Para calcular los metrados de la red de polietileno, se ha considerado un frente de casa promedio en Talara de 10,5 m y una tubería de conexión de 4,0 m.

Cuadro 6. 8: Metros de PE por cliente

Región m/clienteTalara 10.5Tubo de Conexión 4.0

Así los costos totales de inversión en la concesión Talara, considerando los metrados de las inversiones señalados en el cuadro No. 6.10 así como el cronograma valorizado de dichas inversiones mostrado en el cuadro No. 6.11, se resumen en sus valores actualizados (utilizando una tasa de Costo de Capital del 12%) en el siguiente cuadro.

Cuadro 6. 9: Resumen del CAPEX de la Concesión de GASTALSA

CAPEX Millones de US$

Redes Media Presión 4" 0,55Redes Media Presión 2" 0,14Redes BP - PE 2,01Estaciones de Regulación (4) 0,13City Gate - Estación Talara 0,09TOTAL DIRECTOS 2,92AFNP 0,06Capital de Trabajo 0,01TOTAL INDIRECTOS 0,07

Valor Presente CAPEX 2,99


Cuadro 6. 10: Metrados y Cronograma de las Inversiones de la Concesión Talara Datos - Consideraciones 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Longitudes

Redes MP Acero pulg. Km4" 4,5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2" 0,6 - - 1,5 - - - - - - - - - - - - - - - -

Redes de BP - PE Km0 36 20 13 13 10 20 11 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Estaciones Regulación (m3/hora) und

ER 1 200 - 800 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ER 2 800 - 1000 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ER 3 1000 - 1500 - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ER 4 1500 - 2000 - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - -

City Gate und 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Redes 4" Acero Km 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5Redes 2" Acero Km 0,6 0,6 0,6 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1Redes BP - PE Km 0,0 35,9 55,7 68,4 81,3 91,6 111,2 122,4 124,9 127,4 129,9 132,5 135,2 137,9 140,6 143,4 146,3 149,2 152,2 155,3Km de Red Acumulados Totales Km 5,1 41,0 60,8 75,0 87,9 98,2 117,8 129,0 131,5 134,0 136,5 139,1 141,8 144,5 147,2 150,0 152,9 155,8 158,8 161,9

Cuadro 6. 11: Inversiones Acumuladas y Anualidad de la Inversión (CAPEX) de la Concesión Talara Calculo de la Anualidad de la InversiónTasa efectiva anual 12%Vida útil 30Factor de recuperación de capital 0,1241

Inversiones AcumuladasDescripción und 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Redes 4" Acero Mio US$ 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 Redes 2" Acero Mio US$ 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 Redes BP - PE Mio US$ 0,0 0,9 1,3 1,6 1,9 2,2 2,6 2,9 3,0 3,0 3,1 3,1 3,2 3,3 3,3 3,4 3,5 3,5 3,6 3,7 Estaciones Regulación Mio US$ 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 ERP - City Gate Mio US$ 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 Inversiones Acumuladas Mio US$ 0,8 1,7 2,2 2,6 2,9 3,2 3,6 3,9 3,9 4,0 4,1 4,1 4,2 4,3 4,3 4,4 4,5 4,5 4,6 4,7

Anualidad de la InversiónDescripción und 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Redes 4" Acero Mio US$ 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 Redes 2" Acero Mio US$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Redes BP - PE Mio US$ 0,0 0,1 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 Estaciones Regulación Mio US$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 ERP - City Gate Mio US$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Anualidad de la Inversión Mio US$ 0,1 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6


6.3 Operación y Mantenimiento

Los costos de operación y mantenimiento en distribución corresponden a los costos necesarios para el sostenimiento de las Redes, el mantenimiento de las redes de acero, las redes de polietileno y las estaciones de regulación; asimismo los costos variables de odorización. Corresponden principalmente a gastos de protección catódica, pintura y cambio de elementos, accesorios y filtros, señalizaciones de seguridad, etc. Asimismo, se consideran los sueldos del personal mínimo requerido para llevar a cabo el control de las actividades de distribución, monitoreo del sistema de despacho, recorrido de redes, control de fugas, etc.

Los costos de operación y mantenimiento considerados para la Concesión de GASTALSA, se determinaron de acuerdo a la normatividad vigente, como aquellos costos eficientes de la distribución y comercialización, comparables con valores estándares internacionales aplicables a Talara.

En general los costos de operación y mantenimiento considerados, comprenden los costos de distribución, comercialización, administración, así como los costos financieros, las pérdidas, los incobrables y la contribución al organismo regulador

6.3.1 Gastos Administrativos

Los gastos de administración u overhead totales de la empresa eficiente, toman en cuenta el personal y gastos de oficina necesarios para dar el soporte administrativo a todo el sistema de distribución de Talara. Los valores totales de gastos administrativos que se recomiendan para todo el periodo tarifario, surgen de analizar la organización eficiente que debe administrar una concesión como la de Talara. El Valor Presente de esta anualidad en un horizonte de 20 años a una tasa de 12% asciende a 0,56 Millones de US$, tal como muestra el cuadro Nº 6.12.

Cuadro 6. 12

AñoCostos de Personal

(miles US$)

Gastos Generales

(Miles US$)

Costos Administrativos

(Miles US$)

Factor de Actualización

(12%)

Actualización de los Costos

Administrativos (Miles US$)

2007 32,1 16,79 48,90 0,945 46,202008 35,3 18,47 53,79 0,844 45,382009 38,9 20,31 59,16 0,753 44,572010 42,7 22,34 65,08 0,673 43,772011 47,0 24,58 71,59 0,601 42,992012 53,5 27,98 81,49 0,536 43,692013 53,5 27,98 81,49 0,479 39,012014 53,5 27,98 81,49 0,427 34,832015 53,5 27,98 81,49 0,382 31,102016 53,5 27,98 81,49 0,341 27,772017 53,5 27,98 81,49 0,304 24,792018 53,5 27,98 81,49 0,272 22,142019 53,5 27,98 81,49 0,243 19,772020 53,5 27,98 81,49 0,217 17,652021 53,5 27,98 81,49 0,193 15,762022 53,5 27,98 81,49 0,173 14,072023 53,5 27,98 81,49 0,154 12,562024 53,5 27,98 81,49 0,138 11,222025 53,5 27,98 81,49 0,123 10,012026 53,5 27,98 81,49 0,110 8,94

0,56Valor Actualizado (Mio. US$)

COSTOS ADMINISTRATIVOS TOTALES


Costo del Personal

Los costos del personal administrativo se determinaron sobre la base de la estructura organizacional de una empresa eficiente para atender un servicio de distribución como el de Talara, tal como muestra la lámina Nº 6.1, y consideran valores remunerativos promedio del mercado para cada uno de los cargos señalados.

Lámina No. 6.1

ORGANIGRAMA – Empresa Modelo

GERENCIA GENERAL

ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS(3 personas)

ÁREA TÉCNICA(3 personas)

ÁREA COMERCIAL(3 personas)

Asistente de Gerencia

GERENCIA GENERAL

ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS(3 personas)

ÁREA TÉCNICA(3 personas)

ÁREA COMERCIAL(3 personas)

Asistente de Gerencia

Los costos del personal administrativo ascienden a US$ 53 514 anuales y comprende la tercera parte del Gerente, un Jefe de Sección, un profesional y la tercera parte del Asistente de Gerencia. Gastos Generales Los gastos generales considerados para una empresa que atendería una concesión como la de GASTALSA, se estiman en 27.980 US$/año.

6.3.2 Gastos Directos de Distribución Estos gastos corresponden a los gastos anuales por concepto de mantenimiento preventivo de la infraestructura del sistema: City Gate, redes de acero, redes de polietileno, estaciones de regulación etc. en base a las siguientes actividades principales: Protección catódica, Control de las instalaciones (ERP, Válvulas), recorrido de las redes, control de fugas, etc. Los valores se determinaron en base a un análisis comparativo con empresas internacionales, considerando preferentemente los ratios de las empresas argentinas (cuadro No. 6.13) por la mayor experiencia acumulada en dicho país. Análisis que partió de la premisa que los indicadores más convenientes sobre los cuales se definirían mejor los estándares de operación y mantenimiento de la red de distribución, serían los kilómetros de red, por ser la unidad productiva de las áreas de mantenimiento y operación. A manera de verificación de los ratios de Argentina, en el análisis se tuvo en cuenta también los ratios de empresas de distribución de otros países como Colombia, tal como muestra el cuadro No. 6.14.


Cuadro 6. 13

Costos de Operación y Mantenimiento – Empresas Argentinas

O&M O&MUS$/Km-Red US$/Km-Red

Ban 1 536,5 1 505,4Camuzzi Pampeana 1 382,3 1 379,8Camuzzi Sur 1 351,1 1 381,5Centro 782,0 783,6Cuyana 959,8 935,3Gasnor 1 178,0 1 141,6Litoral 1 244,3 1 225,1Metrogas 1 813,1 1 811,8

ArgentinaProm 1993 - 2000 Prom 1993 - 2001

Cuadro 6. 14

Costos de Operación y Mantenimiento – Empresas Colombianas

Gases del Caribe S.A. 821 785Surtidora de Gas del Caribe S.A. 1 076 946Gas Natural del Oriente S.A. 1 343 1 387Empresa de Gases de Occidente S.A 1 569 1 657Alcanos de Colombia S.A. 1 113 1 952Metrogas de Colombia S.A. 1 164 851Gases de Barrancabermeja S.A. 1 095 955Gases de La Guajira S.A. 749 492Gases del Norte Del Valle S.A. 641 1 347Gas Natural del Centro S.A. 1 398 652Gas del Risaralda S.A. 753 1 801Gases del Oriente S.A. 397 408Gas Natural del Cesar S.A. 978 853Gases del Quindio S.A. 566 345

2000 2001Colombia O&M (US$/Km-Red)

Se consideró que la gran variación que presenta dicho índice (US$/km-red) por empresas, países y períodos, obedece al tipo de red que maneja cada empresa (porcentaje de acero y PE) y a la antigüedad de la misma, factores que inciden en los costos de protección contra la corrosión, cantidad de fugas provocadas por terceros (excavaciones) y reparación de las mismas, entre otros costos. Por lo tanto, se utilizó para todo el período de la revisión tarifaria de la Concesión de GASTALSA, el promedio alcanzado por las concesionarias de distribución de gas natural en Argentina con menores costos de operación y mantenimiento en Argentina, las que corresponden a las empresas de Ecogas (Centro y Cuyana) con 871 US$/km-red, tal como muestra el cuadro No. 6.15 según información publicada por Enargas, evaluada en los cuadros No. 6.16 al 6.18. El valor presente de los costos de operación y mantenimiento, determinados en función a los costos unitarios anteriormente descritos, los kilómetros de red que se instalarían en un horizonte de 20 años en la concesión, y una tasa de 12%, ascienden a 0,64 Mio. US$, tal como muestra el cuadro Nº 6.15.


Cuadro 6. 15

AñoCosto Unit.

(US$/km red)

Longitud (km-red)

Costo de O&M de Distribución (Miles

US$)


(12%)

Actualización del Costo de O&M de

Distribución (Miles US$)

2007 870,9 5 4 0,945 42008 870,9 41 36 0,844 302009 870,9 61 53 0,753 402010 870,9 75 65 0,673 442011 870,9 88 77 0,601 462012 870,9 98 86 0,536 462013 870,9 118 103 0,479 492014 870,9 129 112 0,427 482015 870,9 131 115 0,382 442016 870,9 134 117 0,341 402017 870,9 137 119 0,304 362018 870,9 139 121 0,272 332019 870,9 142 123 0,243 302020 870,9 144 126 0,217 272021 870,9 147 128 0,193 252022 870,9 150 131 0,173 232023 870,9 153 133 0,154 212024 870,9 156 136 0,138 192025 870,9 159 138 0,123 172026 870,9 162 141 0,110 15

0,64

COSTOS DE O&M DE DISTRIBUCION

Valor Actualizado (Mio. US$)

Cuadro 6. 16 STOCK DE REDES DE DISTRIBUCION, POR LICENCIATARIA - (En km)

Licenciataria 1992 1996 2000 2001 2002

Ban 13 943 17 767 19 885 20 255 20 412Camuzzi Pampeana 13 386 16 867 19 340 21 551 22 786Camuzzi Sur 8 316 10 072 11 189 12 052 12 945Centro 6 055 9 346 11 768 12 088 12 402Cuyana 5 330 7 276 8 462 8 697 8 890Gasnea 0 0 1 936 1 977 2 020Gasnor 4 445 5 299 6 658 7 029 7 250Litoral 4 747 7 076 8 706 9 170 9 287Metrogas 11 191 13 160 15 022 15 678 15 774

Total 67 412 86 863 102 966 108 498 111 766

Cuadro 6. 17

Licenciataria 1996 2000 2001 2002

Ban 7,89 9,20 8,98 9,09Camuzzi Pampeana 13,41 14,57 15,41 14,24Camuzzi Sur 13,75 14,63 11,43 11,41Centro 3,58 4,87 4,38 4,24Cuyana 3,53 4,99 4,77 4,39Gasnea 0,07 0,24 0,29 0,35Gasnor 5,46 7,72 7,27 7,79Litoral 7,25 8,79 7,77 8,00Metrogas 17,24 20,34 18,76 17,18

VOLUMENES DE GAS NATURAL VENDIDOS (en millones de m3-dia)


Cuadro 6. 18

Ban 27,9 29,4 28,9 28,7 33,8 25,5 Camuzzi Pampeana 17,4 20,6 28,7 31,4 35,1 29,3 Camuzzi Sur 8,0 10,7 16,9 18,4 22,6 19,6 Centro 7,4 6,6 8,6 8,4 9,6 9,6 Cuyana 6,4 6,0 7,2 8,8 9,2 6,4 Gasnor 5,8 5,1 7,4 8,0 8,5 6,0 Litoral 8,7 8,0 6,9 11,3 11,0 9,8 Metrogas 33,4 21,5 14,6 16,9 24,4 28,2

2001Licenciataria

Costos de operación y mantenimiento en millones de US$1994 1996 1998 1999 2000

6.3.3 Gastos Directos de Comercialización, facturación y Cobranza Estos gastos consideran los sueldos del personal requerido para llevar a cabo las actividades de comercialización, promoción del servicio, manejo informático de ventas y nuevas conexiones de clientes, etc. Los valores de comercialización recomendados, se han inferido a partir de los indicadores de costo de comercialización por cliente, de las empresas argentinas en el periodo 1993-2000 (se excluyó el año 2001 para filtrar el efecto de la crisis), así el costo de comercialización por cliente ascendente a 28,1 US$/cliente considerado en el caso de GASTALSA fue determinado según ratios de costo por cliente de la empresa Litoral Gas (Tractebel), una empresa eficiente en ésta actividad, pero que incluyó los costos de Administración estimados en un 33% del valor conjunto del indicador mostrado en el cuadro No. 6.19. Se recomendó reconocer costos similares (sin ajustar) para compensar los mayores costos de promoción que demandaría a GASTALSA la introducción del gas natural en Talara, pero se prevé también ir reduciendo paulatinamente dicho costo hasta el valor de 10,6 US$/cliente (un valor eficiente de otras empresas de servicios públicos) alcanzable el año 2026, tal como muestra el cuadro No. 6.20.

Cuadro 6. 19 Costos Administrativos y de Comercialización - Argentina

Adm y Com Adm y ComUS$/Cl US$/Cl

Ban 46,8 47,0Camuzzi Pampeana 48,0 50,0Camuzzi Sur 66,8 69,5Centro 56,4 59,1Cuyana 53,3 57,9Gasnor 47,3 51,3Litoral 38,8 41,3Metrogas 42,6 44,1

ArgentinaProm 1993 - 2000 Prom 1993 - 2001

El valor presente de los costos de comercialización, determinados en función a los costos unitarios anteriormente descritos, la cantidad de clientes que se atenderían en un horizonte de 20 años en la Concesión de GASTALSA, y una tasa de 12%, asciende a 0,7 Mio. US$, tal como muestra el cuadro Nº 6.20.


Cuadro 6. 20

Año Costo Unit. (US$/cliente)

Cantidad de clientes

Costo de O&M de Comercialización

(Miles US$)


(12%)

Actualización del Costo de O&M de Comercialización

(Miles US$)2007 28,1 1 0 0,945 02008 26,7 687 18 0,844 152009 25,4 1 764 45 0,753 342010 24,1 3 105 75 0,673 502011 22,9 4 352 100 0,601 602012 21,7 5 250 114 0,536 612013 20,7 6 206 128 0,479 612014 19,6 7 134 140 0,427 602015 18,6 7 891 147 0,382 562016 17,7 8 408 149 0,341 512017 16,8 8 668 146 0,304 442018 16,0 8 841 141 0,272 382019 15,2 9 018 137 0,243 332020 14,4 9 198 133 0,217 292021 13,7 9 382 129 0,193 252022 13,0 9 569 125 0,173 222023 12,4 9 761 121 0,154 192024 11,7 9 956 117 0,138 162025 11,2 10 155 113 0,123 142026 10,6 10 358 110 0,110 12

0,70

COSTOS DE O&M DE COMERCIALIZACION

Valor Actualizado (Mio. US$)

6.3.4 Otros costos de operación y mantenimiento Adicional a los rubros de inversión y Operación & Mantenimiento anteriormente descritos, se analizaron los siguientes rubros, de manera previa a su determinación en el costo anual de distribución y comercialización.

Costo financiero por la compra del Gas Este rubro corresponde a los gastos financieros relativos a una tasa de interés (3% anual) aplicable a una empresa como GASTALSA, para financiar el período entre la fecha que paga al suministrador o productor de gas y la fecha en que recauda la facturación de sus clientes finales (periodo estimado en 15 días). Ambos factores aplicados a la demanda total facturada y al precio de compra del gas al productor, generan un valor actualizado de 2.7 Miles de US$ en un horizonte de 20 años, aplicando una tasa de descuento de 12%.


Cuadro 6. 21

AñoVolumen

facturado de gas (Mio. M3)

Costo Financiero del

Gas (Miles US$)


(12%)

Actualización del Costo Financiero del

Gas (Miles US$)

2007 0,1 0,01 0,945 0,002008 1,1 0,10 0,844 0,092009 2,5 0,23 0,753 0,172010 3,0 0,27 0,673 0,182011 3,4 0,31 0,601 0,192012 3,8 0,35 0,536 0,192013 4,2 0,39 0,479 0,192014 4,6 0,42 0,427 0,182015 5,0 0,46 0,382 0,172016 5,3 0,49 0,341 0,172017 5,6 0,51 0,304 0,162018 5,8 0,53 0,272 0,142019 6,1 0,56 0,243 0,132020 6,3 0,58 0,217 0,132021 6,6 0,60 0,193 0,122022 6,9 0,63 0,173 0,112023 7,2 0,66 0,154 0,102024 7,5 0,69 0,138 0,092025 7,8 0,72 0,123 0,092026 8,2 0,75 0,110 0,08

2,7Valor Actualizado (Miles US$)

COSTO FINANCIERO DEL GAS

Pérdidas físicas y comerciales

Las pérdidas medidas como la diferencia entre el volumen adquirido en el City Gate y los volúmenes facturados a clientes se estimaron en 2% para todo el horizonte de análisis, valorizados a un precio de 2 US$/MMBTU del productor de gas, con los resultados mostrados en el cuadro No. 6.22, que indica también que el Valor Actualizado por concepto de pérdidas asciende a 100.8 Miles de US$ en el periodo de 20 años, utilizando 12% como tasa de descuento.

Cuadro 6. 22

Año

Volumen facturado de

gas (Mio. M3)

Costo de las pérdidas (Miles

US$)


(12%)

Actualización del Costo de las pérdidas

(Miles US$)

2007 0,1 0,20 0,945 0,192008 1,1 3,94 0,844 3,322009 2,5 8,47 0,753 6,382010 3,0 10,16 0,673 6,832011 3,4 11,83 0,601 7,102012 3,8 13,18 0,536 7,072013 4,2 14,58 0,479 6,982014 4,6 15,97 0,427 6,832015 5,0 17,24 0,382 6,582016 5,3 18,32 0,341 6,242017 5,6 19,20 0,304 5,842018 5,8 20,02 0,272 5,442019 6,1 20,88 0,243 5,072020 6,3 21,78 0,217 4,722021 6,6 22,72 0,193 4,392022 6,9 23,71 0,173 4,092023 7,2 24,74 0,154 3,812024 7,5 25,81 0,138 3,552025 7,8 26,93 0,123 3,312026 8,2 28,11 0,110 3,08

100,8

COSTO DE LAS PÉRDIDAS TECNICAS Y COMERCIALES

Valor Actualizado (Miles US$)


Aportes a los organismos reguladores Los montos por aportes a los organismos reguladores han sido estimados de manera similar al monto de las pérdidas descrito anteriormente, pero cambiando la tasa de pérdidas (2%) por la tasa de aporte al OSINERG (1%), tal como se muestra en el cuadro No. 6.23, que indica también que el monto actualizado en 20 años, utilizando 12% como tasa de descuento, asciende a 50,4 Miles de US$.

Cuadro 6. 23

Año

Volumen facturado de

gas (Mio. M3)

Aportes a Organismos Reguladores (Miles US$)


(12%)

Actualización del Aporte a los Org.

Reguladores (Miles US$)

2007 0,1 0,10 0,945 0,092008 1,1 1,97 0,844 1,662009 2,5 4,23 0,753 3,192010 3,0 5,08 0,673 3,412011 3,4 5,91 0,601 3,552012 3,8 6,59 0,536 3,532013 4,2 7,29 0,479 3,492014 4,6 7,99 0,427 3,412015 5,0 8,62 0,382 3,292016 5,3 9,16 0,341 3,122017 5,6 9,60 0,304 2,922018 5,8 10,01 0,272 2,722019 6,1 10,44 0,243 2,532020 6,3 10,89 0,217 2,362021 6,6 11,36 0,193 2,202022 6,9 11,85 0,173 2,052023 7,2 12,37 0,154 1,912024 7,5 12,90 0,138 1,782025 7,8 13,47 0,123 1,652026 8,2 14,05 0,110 1,54

50,4

APORTES A ORGANISMOS REGULADORES

Valor Actualizado (Miles US$)

Los costos de operación y mantenimiento de la empresa eficiente, actualizados (Valor Presente) en un período de 20 años a una tasa de 12% se estimaron en 2,05 millones de US$.

A continuación se presentan los resultados finales recomendados como costos de operación y mantenimiento de GASTALSA

Cuadro 6. 24: Resultados del cálculo de O&M de la Empresa Eficiente

OPEX Millones de US$CO&M Ramales Distribución 0,64CO&M Comercialización 0,70Administración 0,56Total O&M 1,89Costo Financiero del Gas 0,003Pérdidas e Incobrables 0,10Alícuota OSINERG 0,05

Valor Presente OPEX 2,05


6.4 Costo de Conexión, Acometida y Mantenimiento

De acuerdo al Reglamento de Distribución de Gas Natural por ductos, la tubería de conexión forma parte del Sistema de Distribución; asimismo la Acometida, su mantenimiento y la inspección para los consumidores regulados cuyo consumo sea inferior o igual a 300 m3/mes, deben ser incluidos en la Tarifa de Distribución

6.4.1 Costo de la Tubería de Conexión

El costo de la tubería de conexión para consumos inferiores a 300 m3/mes de acuerdo a reglamento para poder incluirlo en la tarifa de distribución fue mensualizado a una tasa de 12% anual por un período de 30 años lo que determinó un valor de 0.21 US$/metro-mes, para lo cual se consideró 21.24 US$/metro el precio de una tubería de polietileno de 20 mm de diámetro y una longitud media de 4 metros. Para las categorías de clientes con consumos superiores a 300 m3/mes, el cargo por concepto de tubería de conexión depende del material y diámetro de la tubería, a continuación se muestran los cargos propuestos en los cuadros Nº 6.25 y 6.26.

Cuadro 6. 25

Costos de la Tubería de Conexión - PE Diámetro

(mm) TOTAL US$/m

32 mm 21,9540 mm 22,6250 mm 23,8063 mm 25,94110 mm 34,70160 mm 50,90

Cuadro 6. 26

Costos de la Tubería de Conexión - Acero

Diámetro pulgadas TOTAL US$/m

6 '' 106,774 '' 96,003 '' 81,002 '' 65,00

6.4.2 Costo de la Acometida

Los costos de acometida e inspección de las instalaciones internas, así como el cargo mensual por dichos conceptos para los clientes con consumos menores a 300 m3/mes se muestran en el cuadro Nº 6.27. Dicha acometida corresponde a un Medidor tipo G16.


Cuadro 6. 27

Costo (US$) Valor Presente (US$) - 30 años - 12%

Pago mensual US$/(Cl-mes) -12%

Acometida 110 110 1.08Inspección/habilitación 21.0 21.0 0.21

Total 130.8 130.8 1.28

Acometida Residencial ( 0 - 300 m3/mes)

Para la categoría B de clientes, los costos de Acometida, así como los costos de Inspección y habilitación se muestran en el cuadro Nº 6.28. Esta acometida corresponde a un medidor tipo G16.

Cuadro 6. 28 – Categoría B (800-15000 m3/mes)

Descripción Costo (US$)Acometida 511

Inspección/habilitación 21Total 532

En el caso de la Categoría C, los costos de acometida dependen de la demanda de los equipos con que cuenta la industria y de los requerimientos de la misma, expresados en m3/hora; así tenemos los costos de acometidas propuestos (que incluye la instalación, inspección y habilitación) por tipo y modelo en los cuadros Nº 6.29 y 6.30 según sean de simple rama o doble rama (una principal y otra secundaria).

Cuadro 6. 29 – Categoría C

Estación Medidor Corrector Subt ERM Nacionalización Total ERM Instalación Insp/Habilit. TotalUS$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$

0 111 3 563 1 500 1 800 6 863 1 030 7 893 1 244 162 9 299A 122 4 829 1 500 1 800 8 129 1 219 9 348 1 668 162 11 178B 122 4 907 1 500 1 800 8 207 1 231 9 438 1 668 162 11 268D 133 5 760 2 000 1 800 9 560 1 434 10 995 1 668 162 12 825E 233 5 869 2 000 1 800 9 669 1 450 11 119 1 980 162 13 261F 233 5 717 2 700 1 800 10 217 1 533 11 750 1 980 162 13 892

Acometida simple rama

Tipo Modelo

Cuadro 6. 30 – Categoría C

Caudal Max. Estación Medidor Corrector Subt ERM Nacionalización Total ERM Instalación Insp/Habilit. TotalSm3/h US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$

I1 200 10 200 1 500 1 800 13 500 2 100 15 600 1 954 162 17 717I2 320 10 200 1 500 1 800 13 500 2 100 15 600 1 954 162 17 717I3 400 10 600 2 000 1 800 14 400 2 200 16 600 1 954 162 18 717I4 500 11 200 2 000 1 800 15 000 2 300 17 300 1 954 162 19 417I5 500 11 700 2 000 1 800 15 500 2 400 17 900 1 954 162 20 017I6 800 11 700 2 700 1 800 16 200 2 500 18 700 1 954 162 20 817I7 1 300 16 000 3 900 1 800 21 700 3 300 25 000 2 421 162 27 583I8 3 200 25 200 5 900 1 800 32 900 5 000 37 900 2 421 162 40 483

I - 466 3 800 27 117 5 900 1 800 34 817 5 223 40 040 2 421 162 42 623J - 636 7 000 49 500 6 800 1 800 58 100 8 715 66 815 2 421 162 69 398K - 638 8 500 50 050 6 800 1 800 58 650 8 798 67 448 2 421 162 70 031

Tipo / Modelo

Acometida doble rama: una principal y otra secundaria


6.4.3 Costo del Mantenimiento de las Acometidas

Los costos de mantenimiento de la acometida, así como el cargo mensual por dicho concepto para los clientes con consumos menores a 300 m3/mes se muestran en el cuadro Nº 6.31. Dicho costo por mantenimiento corresponde a una acometida con un Medidor tipo G16.

Cuadro 6. 31

Costo (US$) Valor Presente (US$) - 30 años - 12%

Pago mensual US$/(Cl-mes) -12%

Op & Mtto Quinquenal 13.5 13.5 0.17

Acometida Residencial ( 0 - 300 m3/mes)

En concordancia con el Reglamento de Distribución, los costos de mantenimiento de acometida para las categorías de usuarios B y C deben estar de acuerdo con el Manual de Operación y Mantenimiento presentado por el Concesionario. Sin embargo, dado que el Concesionario (GASTALSA) no ha presentado el referido Manual de Operación y Mantenimiento, el Consultor propone los siguientes cargos de Mantenimiento de las Acometidas B y C, similares a los montos regulados en el caso de la Concesión de Lima y Callao, Estos cargos se muestran en el cuadro 6.32.

Cuadro 6. 32

C Cuatrimestral 77,26

Total US$Quinquenal

Anual43,5090,36

CategoríaB

Costos de Mantenimiento de Acometidas

C

Frecuencia

6.5 Cargos de Corte y Reconexión

Dado que el concesionario no ha presentado la propuesta de cargos por corte y reconexión, el Consultor ha realizado su propuesta de cargos por corte y reconexión teniendo en cuenta el estudio para la determinación de los costos de corte y reconexión presentados para la Concesión de Lima y Callao.

6.5.1 Cargos por Corte del Servicio

Teniendo en cuenta las características del servicio de distribución de gas natural y las diversas situaciones presentadas en otros servicios públicos, se ha clasificado el corte del servicio de gas natural en 3 tipos de corte, los cuales se detallan a continuación. Corte Tipo I: Cierre del Servicio Esta modalidad se aplica en los casos que el cliente tenga pendiente de pago dos recibos o dos meses de servicio, y comprende el cierre de la válvula de entrada, la verificación de las posibles fugas y el precintado. Los cargos propuestos para esta modalidad de corte se muestran en el cuadro Nº 6.33. Corte Tipo II: Corte del Servicio Esta modalidad se aplica en los casos que cuando corresponda realizar el cierre del servicio, el cliente impida el acceso al gabinete de acometida para ejecutar el cierre del servicio. Así, también aplica cuando el cliente impida el acceso al personal de la distribuidora para la revisión de las instalaciones internas, equipos y acometida, y la toma de lectura de medidor.


Asimismo, aplica en los casos en que el cliente hubiera efectuado una reconexión indebida luego del retiro de componentes de su acometida. Este tipo de corte implica los costos de acceder a la tubería enterrada para cortar la tubería, teniendo en cuenta las medidas de seguridad necesarias. Los cargos propuestos para esta modalidad de corte se muestran en el cuadro Nº 6.33. Corte Tipo III: Retiro de Componentes de Acometida Esta modalidad se aplica en los casos de consumo de gas natural sin contar la previa autorización de la empresa concesionaria, vulneración de las condiciones de servicio, peligro en la seguridad de las personas o la propiedad de terceros, detección de instalaciones fraudulentas, daños a la acometida o al sistema de distribución, reventa de gas natural a terceros y por causales de resolución de contrato. Este tipo de corte implica cerrar la válvula de entrada, retirar el medidor y regulador, y las actividades necesarias para asegurar la integridad de la red de distribución. Los cargos propuestos para esta modalidad de corte se muestran en el cuadro Nº 6.33.

Cuadro 6. 33

Costos de Corte del Servicio

Categoría S/.A y B 17,99

C 68,89


C 495,92


C 206,3

Corte Tipo I: Cierre del Servicio

Corte Tipo II: Corte del Servicio

Corte Tipo III: Retiro de Componentes de Acometida

6.5.2 Cargos por Reconexión del Servicio

Teniendo en cuenta los tipos de corte del servicio de distribución de gas natural, se ha clasificado la reconexión del servicio de gas natural en 2 tipos, los cuales se detallan a continuación. Reconexión Tipo I: Cierre del Servicio Comprende la reapertura de la válvula de entrada, verificación de entrada de gas a equipos y el precintado. Los cargos propuestos para este tipo de reconexión se muestran en el cuadro Nº 6.34.


Reconexión Tipo II: Corte del Servicio Este tipo de reconexión implica los costos de acceder a la tubería enterrada para reconectar la tubería, teniendo en cuenta las medidas de seguridad necesarias. Los cargos propuestos para este tipo de reconexión se muestran en el cuadro Nº 6.34.

Cuadro 6. 34

Costos de Reconexión del Servicio


C 114,63


C 586,44

Reconexión Tipo II: Corte del Servicio

Reconexión Tipo I: Cierre del Servicio

Reconexión Tipo III: Reinstalación de los componentes de Acometida Para efectuar este tipo de reconexión, se realizará un presupuesto particular para cada caso, dicho presupuesto tendrá en cuenta los costos unitarios considerados en la presente regulación tarifaria.

6.5.3 Fórmulas de Actualización de los cargos por corte y reconexión

La fórmula propuesta para calcular la actualización de los parámetros de los cargos por corte y reconexión es:

0 0

2 (1 )a aIPM TCF alfa alfaIPM TC

= × + − ×

Donde:

F2. Factor de actualización alfa: Coeficiente de participación de componentes nacionales en el costo total. IPM: 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.

TC: Valor Referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de Oferta y Demanda – Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace. Se utilizará el último valor venta publicado en el Diario Oficial El Peruano al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.

TC0 3.2266 IPM0 173.442468


Los valores de alfa a ser empleado en la fórmula, por tipo de corte o reconexión son los siguientes:

Cuadro 6. 35

Valor de alfaCorte Tipo I 75%Corte Tipo II 90%Corte Tipo III 60%Reconexión Tipo I 80%Reconexión Tipo II 90%

Corte o Reconexión

Procedimiento para efectuar la Actualización Los cargos máximos por corte y reconexión serán actualizados por el Factor de Actualización (F2) definido en la presente Resolución, cuando de la nueva evaluación de la fórmula (10) de como resultado un F2 que varíe (incremento o disminución) en más de 3% respecto al F2 usado en la última actualización.

7. Resultados del Calculo Tarifario 7.1 Categorías de Consumidores

Según lo dispuesto por el artículo 107° del Reglamento los costos de distribución se asignarán a cada categoría de consumidor. Las Categorías de consumidores y sus correspondientes rangos de consumo se muestran en el cuadro 7.1.

Cuadro 7.1


A 0 - 300

B 300 - 15 000

C Mas de 15 000

7.2 Costos de Inversión y Operación y Mantenimiento. 7.2.1 Costos de Inversión

Las inversiones del City Gate, las Redes de Acero, las Estaciones de Regulación y las redes troncales de PE, deben llevarse a cabo al inicio de la vida del proyecto. Sin embargo, las Redes laterales de polietileno pueden ser considerados activos de inversiones variables, y se ejecutan de acuerdo al crecimiento de la demanda.


A continuación en el cuadro 7.2 se presenta el valor presente de los costos de inversión totales de cada uno de los activos.

Cuadro 7.2

CAPEX Millones de US$

Redes Media Presión 4" 0,55Redes Media Presión 2" 0,14Redes BP - PE 2,01Estaciones de Regulación (4) 0,13City Gate - Estación Talara 0,09TOTAL DIRECTOS 2,92AFNP 0,06Capital de Trabajo 0,01TOTAL INDIRECTOS 0,07

Valor Presente CAPEX 2,99

7.2.2 Costos de Operación y Mantenimiento

Los costos de operación y mantenimiento de la empresa eficiente, actualizados (Valor Presente) en un período de 20 años a una tasa de 12% se estimaron en 2,05 millones de US$. En general los costos de operación y mantenimiento considerados, comprenden los costos de distribución, comercialización, administración, así como los costos financieros, las pérdidas, los incobrables y la contribución al organismo regulador. A continuación en el cuadro 7.3 se presenta el valor presente de los costos de operación y mantenimiento totales.

Cuadro 7.3

OPEX Millones de US$CO&M Ramales Distribución 0,64CO&M Comercialización 0,70Administración 0,56Total O&M 1,89Costo Financiero del Gas 0,003Pérdidas e Incobrables 0,10Alícuota OSINERG 0,05

Valor Presente OPEX 2,05

7.3 Fórmulas de Actualización

La formula propuesta para calcular la actualización de los parámetros de la tarifa de distribución es:

00 )1()1(1

IPMIPMb

TATAaF ×+

++

×=


TA = c x TAA + d x TAPE

Donde:

F1: Factor de Actualización a: Coeficiente de participación de los productos importados. b: Coeficiente de participación de bienes y servicios nacionales. c: Coeficiente de participación del acero. d: Coeficiente de participación del polietileno TC: Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América,

determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la “COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA – TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO” o el que lo reemplace. Se tomara en cuenta el valor venta promedio de las cinco últimas cotizaciones disponibles y publicadas en el Diario Oficial El Peruano, al día 25 de cada mes.

TC0 3.2266 TA: Tasa Arancelaria promedio para la importación de Acero y Polietileno Se utilizará el valor

vigente al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. TAA: Tasa Arancelaria para la importación de Acero. TAA0 4% TAPE: Tasa Arancelaria para la importación de Polietileno. TAPE0 12% IPM: 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 173.442468 Los valores de los coeficientes “c” y “d” son iguales a 0,3 y 0,7, respectivamente.

7.3.1 Coeficientes de participación de bienes nacionales e importados

Con el fin de establecer las formulas de ajustes tarifarias, se requiere determinar el grado de participación del componente nacional y el importado en los gastos de inversión y de operación y mantenimiento, que tienen una influencia directa en la definición de los márgenes de distribución, comercialización y en los costos de las acometidas. El establecimiento de tales coeficientes como fracción de los costos totales, permitirá en el futuro, con la variación de estos, hacer los ajustes a los parámetros tarifarios, tales como el MD, MCV, MCF, etc. Definiremos el Coeficiente “a” como la fracción de los gastos totales que corresponden a bienes y servicios importados. Y el coeficiente “b” como la fracción de los gastos totales que corresponden a bienes y servicios nacionales.

Margen de Distribución Variable (MDV).- Se indica en el cuadro 7.4, la determinación de los coeficientes correspondientes al Margen de Distribución (MD).


Cuadro 7.4

Importado Nacional TotalRedes de Acero y PE 0.4 2.4 2.8Estaciones de Regulación 0.2 0.0 0.2Costo Operación y Mtto. 0.0 0.6 0.6Total 0.6 3.0 3.6

a b a+b0.1635 0.8365 1.0000Coeficientes en Distribución

Distribución

Margen de Comercialización fijo (MCF).- Se indica en el cuadro 7.5, la determinación de los coeficientes correspondientes al Margen de Comercialización (MC).

Cuadro 7.5

Importado Nacional Totala b a+b

0.000 1.000 1.000Coeficientes en Distribución

Comercialización Fijo

En el cuadro 7.6 se determina los respectivos coeficientes para las tuberías de conexión en base al tipo diámetro de tubería.

Cuadro 7.6

Tubo de ConexiónImportado Nacional Total

US$/metro 4.2 17.0 21.2a b a+b

0.20 0.80 1.000

Usuarios con Consumo > a 300 m3/mes Importado Nacional TotalUS$/metro 4.8 17.2 21.9US$/metro 5.3 17.3 22.6US$/metro 6.2 17.6 23.8US$/metro 7.8 18.1 25.9US$/metro 14.4 20.3 34.7US$/metro 7.7 18.1 25.8

a b a+b0.30 0.70 1.00

Unid Importado Nacional TotalUS$/metro 59.2 47.6 106.8US$/metro 44.3 51.7 96.0US$/metro 35.2 45.8 81.0US$/metro 27.5 37.5 65.0

Promedio Acero US$/metro 41.5 45.6 87.2a b a+b

0.48 0.52 1.00

Usuarios con Consumo < a 300 m3/mes

Acero 4"

PE 32 mm

Tubo de Conexión Acero

PE 110 mm PE Promedio

Acero 6"

Coeficientes en Tubo de Conexión Acero

PE 40 mm PE 50 mm PE 63 mm

Acero 2"

Coeficientes Tubo de Conexión PE-20mm

PE 20 mm

Acero 3"

Coeficientes en Tubo de Conexión PE

En el cuadro 7.7 se determina los respectivos coeficientes para las acometidas de cada una de las categorias tarifarias.


Cuadro 7.7

Acometida Residencial - Categoría AImportado Nacional Total

US$ 109.8 34.5 144.3a b a+b

0.76 0.24 1.000

Acometida Comercial - Categoría BImportado Nacional Total

US$ 511.0 21.0 532.0a b a+b

0.96 0.04 1.000

Acometida Industrial - Categoría Ca b a+b

0.98 0.02 1.000

Mantenimiento de Acometida - Categorías B y Ca b a+b

0.00 1.00 1.000

Coeficientes

Coeficientes

Acometida

Coeficientes

Coeficientes

Acometida

En resumen los coeficientes “a” y “b” a utilizar en las actualizaciones son los que se muestran en el cuadro siguiente:

Cuadro 7.8

Coeficientes “a” y “b”

Categorías Parámetro a b MDV 0,16 0,84

A, B y C MC 0,00 1,00

A MDF 0,76 0,24 B TMA1 0,96 0,04

Tarifa de Distribución

C TMA1 0,98 0,02 TMA2 (PE) 0,30 0,70 Tubo de

Conexión B y C TMA2 (Acero) 0,48 0,52

Mantenimiento B y C 0,00 1,00

Procedimiento para efectuar la Actualización Las Tarifas de Distribución, los topes máximos de la Acometida, Tubo de Conexión, Cargos de Mantenimiento de Acometidas, serán actualizados por el Factor de Ajuste F1, definido en la presente Resolución cuando alguno de los parámetros definidos en el ítem A.2) del presente artículo, varíe (incremento o disminución) en más de 3% respecto a los valores de los mismos parámetros empleados en la última actualización. En el caso que varíe el precio del gas natural suministrado por el Productor al Distribuidor (parámetro PG definido en el Artículo 9°), las Tarifas de Distribución así como los Topes


Máximos de la Acometida, Tubo de Conexión y Cargos de Mantenimiento de Acometidas podrán ser reajustados por el factor F1.

7.4 Tarifa de Gas Natural

Finalmente, a partir de las tarifas medias por categoría de cliente (señaladas en la tercera columna del cuadro Nº 5.3), se obtuvieron los márgenes de comercialización (cargos fijos) y los márgenes de distribución (cargos variables) por categoría, y son los que se muestran a continuación.

7.4.1 Margen de Distribución (MD) El margen de distribución aplicable a las categorías esta conformado por lo siguiente: Margen de Distribución Variable (MDV)

El margen de distribución variable aplicable a cada categoría es el que se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro 7.9

Parámetro Categoría de Consumidor Margen de Distribución Variable Unidad A B C

MDV US$/ 103 m3 200,00 166,72 124,44 Margen de Distribución Fijo (MDF)

El margen de distribución fijo para la categoría A, esta compuesto por el margen de distribución fijo de la tubería de conexión (MDF1) y el margen de distribución fijo de la acometida (MDF2), y son los que se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro 7.10

Parámetro Categoría de Consumidor

Margen de Distribución Fijo Unidad A MDF1 (tubería de conexión) US$/ m-mes 0,21 MDF2 (acometida) US$/ cliente-mes 1,45

El margen de distribución fijo de la acometida (MDF2), incluye el medidor, regulador, instalación, inspección y habilitación de la acometida.

7.4.2 Margen Comercial (MC) El margen comercial aplicable a las diversas categorías se muestra en el cuadro siguiente:


Cuadro 7.11

Parámetro Categoría de Consumidor

Margen Comercial Unidad A B C MC US$/ cliente-mes 0,74 12,15 MC US$/ (m3/día)-mes 0,30

Finalmente en el cuadro 7.12 se muestra el cuadro tarifario final por categorías

Cuadro 7.12

Cuadro Tarifario por Categoría de clientes - GASTALSA

Variable

m3 - mes US$/mes US$/(m3/d)-mes Tubo de conexión US$/mt-mes

Acometida(**) US$/Cl-mes US$/mil m3

A 0 - 300 0.74 0.21 1.45 200.00

B 300 - 15 000 12.15 (*) 166.72

C Mas de 15 001 0.30 (*) 124.44

(*) En US$/m-mes, de acuerdo al diametro y material

Categorías de Clientes

Rango de consumo mensual por categoría Margen de Comercialización Fijo

Margen de Distribución Fijo

7.5 Procedimiento de Facturación

El procedimiento de facturación aplicable a los consumidores de gas natural por red de ductos de la concesión de GASTALSA es como sigue:

7.5.1 Facturación del Gas Natural (FG) La facturación del gas natural se realiza aplicando las siguientes formulas: FG = PG x EF (1)

EF = Vf x PCSGN (2)

EC = Vs x PCSGN (3)

Donde:

FG: Facturación por el Gas Consumido expresado en Soles.

PG: Precio del Gas Natural, expresado en S/./GJ (Soles por Giga Joule), aplicado a los clientes y fijado en función al precio libremente pactado entre el Productor y el Distribuidor. En caso de estar referido a otra moneda se podrá usar el tipo de cambio promedio correspondiente al periodo facturado con el objeto de determinar la facturación en soles.

EF: Energía Facturada, expresada en GJ/mes.


EC: Energía Consumida en un mes, expresado en GJ/mes.

Vf: Volumen del Gas Natural Facturado al Cliente en el periodo, en metros cúbicos (m3), corregido a condiciones estándar de presión y temperatura (15°C y 101,325 kPa). Calculado según el procedimiento definido en el contrato respectivo.

Vs: Volumen del Gas Natural Consumido por el Cliente en el periodo facturado, en metros cúbicos (m3), corregido a condiciones estándar de presión y temperatura (15°C y 101,325 kPa). Calculado según la fórmula (7) de la presente resolución.

PCSGN: Poder Calorífico Superior promedio del Gas Natural correspondiente al periodo facturado, expresado en Giga Joule (GJ) por metro cúbico (m3). Está referido a condiciones estándar de presión y temperatura (15°C y 101,325 kPa).

En el caso que no existieren cláusulas de “tomar o pagar” (“take or pay”), ni procedimientos de recuperación del gas previamente pagado y no tomado (procedimientos “make up” y/o “carry forward”), el volumen a facturar (Vf) será igual al volumen consumido (Vs) (lo que significa que la energía facturada (EF) es igual a la energía consumida (EC), y el precio del gas natural aplicado a los clientes (PG) será igual al precio del gas pactado libremente entre el Productor y el Distribuidor. En el caso de contratos de suministro de gas natural firmados entre el Productor y el Distribuidor donde existan cláusulas de “tomar y/o pagar”, el precio del gas natural aplicado a los clientes (PG) estará en función de lo especificado en dichas cláusulas, y de los procedimientos de recuperación del gas previamente pagado y no tomado. En esta situación, el OSINERG, basado en el contrato de suministro y en la información adicional proporcionada por el Distribuidor, definirá oportunamente el procedimiento para trasladar los costos de compra de gas a los clientes.

7.5.2 Facturación de la Red de Distribución (FRD) Paral a facturación por la red de distribución, y para cada una de las categorías se aplican las siguientes formulas, mostradas en el cuadro 7.13.

Cuadro 7.13

Categoría Formula A FRD = MC + MDF + MDV x Vs (4) B FRD = MC + MDV x Vs (5) C FRD = MC x VHD + MDV x Vs (6)

Vs = Vr x Ks (7)

Donde:

FRD: Facturación por el uso de la Red de Distribución

Vs: Definición dada en el literal A) del artículo 9° de la presente resolución.

Vr: Volumen del Gas Natural Consumido por el Cliente en el periodo facturado, en metros cúbicos (m3), a las condiciones de presión y temperatura en que registra el consumo el medidor.

Ks: Factor de corrección del volumen consumido, para expresarlo en condiciones estándar de presión y temperatura.

VHD: Valor Histórico Diario de venta expresado en metros cúbicos por día (m3/d), determinado como la suma de los Vs en los últimos seis (6) meses (incluido el facturado) dividido entre el número de días del periodo (6 meses). En caso que el Factor de Carga del cliente sea inferior a 70%, el VHD será igual al consumo máximo de un día en el periodo.


Las variables MDV, MDF y MC son las definidas en el Artículo tercero de la presente resolución. La factura para las Categorías B y C también incluirá el Cargo por Acometida (TMA1) y el Cargo por Tubo de Conexión (TMA2), así como los cargos por inspección y habilitación, de acuerdo a lo acordado con el concesionario y según lo normado en el Reglamento. El Cargo por Mantenimiento de Acometida (CMMA) se facturará de acuerdo a lo establecido en el Artículo 5º de la presente Resolución. Las facturas deberán incluir la siguiente información: lectura inicial y final del medidor, el volumen consumido a condiciones de la lectura (Vr), el factor de corrección del volumen (Ks), el volumen a condiciones estándar (Vs), el volumen facturado (Vf), el precio del gas natural (PG), el poder calorífico superior promedio del gas natural (PCSGN), la tarifa de distribución (MDV, MDF, MC), los cargos por Acometida (TMA1), Tubo de Conexión (TMA2), el Mantenimiento de las Acometidas (CMMA), los cargos por corte y reconexión y los montos facturados por FG y FRD.


Anexo A.- Proyección de la Demanda


Cuadro A.1 – Demanda Residencial

ZONA 1 0%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Cl. Conectados 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00MMPC 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

ZONA 2 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 1,733 1,767 1,802 1,839 1,875 1,913 1,951 1,990 2,030 2,070 2,112 2,154 2,197 2,241 2,286 2,332 2,378 2,426 2,474 2,524Cl. Conectados 0 0 360 735 1,125 1,339 1,366 1,393 1,421 1,449 1,478 1,508 1,538 1,569 1,600 1,632 1,665 1,698 1,732 1,767

Mio. m3 0.00 0.00 0.07 0.15 0.23 0.28 0.30 0.31 0.32 0.33 0.35 0.36 0.37 0.39 0.41 0.42 0.44 0.46 0.47 0.49MMPC 0 0 3 5 8 10 10 11 11 12 12 13 13 14 14 15 15 16 17 17

MMPCD 0.000 0.000 0.007 0.014 0.023 0.027 0.029 0.030 0.031 0.032 0.033 0.035 0.036 0.038 0.039 0.041 0.042 0.044 0.046 0.048

ZONA 3 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 2,079 2,121 2,163 2,206 2,250 2,295 2,341 2,388 2,436 2,485 2,534 2,585 2,637 2,689 2,743 2,798 2,854 2,911 2,969 3,029Cl. Conectados 0 424 865 1,324 1,575 1,607 1,639 1,672 1,705 1,739 1,774 1,809 1,846 1,883 1,920 1,959 1,998 2,038 2,079 2,120

Mio. m3 0.00 0.08 0.17 0.27 0.33 0.34 0.35 0.37 0.38 0.40 0.42 0.43 0.45 0.47 0.49 0.51 0.53 0.55 0.57 0.59MMPC 0 3 6 10 12 12 13 13 14 14 15 15 16 17 17 18 19 19 20 21

MMPCD 0.000 0.008 0.017 0.026 0.032 0.033 0.034 0.036 0.037 0.039 0.040 0.042 0.043 0.045 0.047 0.049 0.051 0.053 0.055 0.057

ZONA 4 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 1,040 1,060 1,081 1,103 1,125 1,148 1,171 1,194 1,218 1,242 1,267 1,292 1,318 1,345 1,372 1,399 1,427 1,456 1,485 1,514Cl. Conectados 0 0 0 221 450 689 819 836 853 870 887 905 923 941 960 979 999 1,019 1,039 1,060

Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.04 0.09 0.15 0.18 0.18 0.19 0.20 0.21 0.22 0.22 0.23 0.24 0.25 0.26 0.27 0.28 0.30MMPC 0 0 0 2 3 5 6 7 7 7 7 8 8 8 9 9 9 10 10 10

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.004 0.009 0.014 0.017 0.018 0.019 0.019 0.020 0.021 0.022 0.023 0.024 0.024 0.025 0.027 0.028 0.029

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda



ZONA 5 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 990 1,010 1,030 1,051 1,072 1,093 1,115 1,137 1,160 1,183 1,207 1,231 1,256 1,281 1,306 1,332 1,359 1,386 1,414 1,442Cl. Conectados 0 0 0 0 214 437 669 796 812 828 845 862 879 896 914 933 951 970 990 1,010

Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.09 0.14 0.18 0.18 0.19 0.20 0.21 0.21 0.22 0.23 0.24 0.25 0.26 0.27 0.28MMPC 0 0 0 0 2 3 5 6 6 7 7 7 8 8 8 9 9 9 10 10

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.004 0.009 0.014 0.017 0.018 0.018 0.019 0.020 0.021 0.022 0.022 0.023 0.024 0.025 0.026 0.027

ZONA 6 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 746 761 776 792 808 824 840 857 874 892 910 928 946 965 985 1,004 1,024 1,045 1,066 1,087Cl. Conectados 0 0 0 0 0 165 336 514 612 624 637 650 662 676 689 703 717 731 746 761

Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.07 0.11 0.14 0.14 0.15 0.16 0.16 0.17 0.17 0.18 0.19 0.20 0.20 0.21MMPC 0 0 0 0 0 1 3 4 5 5 5 5 6 6 6 6 7 7 7 8

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.003 0.007 0.011 0.013 0.014 0.014 0.015 0.016 0.016 0.017 0.018 0.018 0.019 0.020 0.021

ZONA 7 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Consumo - Demanda Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.08 0.12 0.15 0.16 0.16 0.17 0.17 0.18 0.19 0.20 0.20 0.21MMPC 0 0 0 0 0 0 0 1 3 4 5 5 6 6 6 6 7 7 7 8

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.004 0.008 0.012 0.014 0.015 0.016 0.016 0.017 0.018 0.018 0.019 0.020 0.021

ZONA 8 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.08 0.12 0.14 0.15 0.16 0.16 0.17 0.17 0.18 0.19 0.20 0.20 0.21MMPC 0 0 0 0 0 0 1 3 4 5 5 5 6 6 6 6 7 7 7 8

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.004 0.007 0.011 0.014 0.014 0.015 0.016 0.016 0.017 0.018 0.018 0.019 0.020 0.021

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda



ZONA 9 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.08 0.12 0.14 0.15 0.16 0.16 0.17 0.17 0.18 0.19 0.20 0.20 0.21MMPC 0 0 0 0 0 0 1 3 4 5 5 5 6 6 6 6 7 7 7 8

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.004 0.007 0.011 0.014 0.014 0.015 0.016 0.016 0.017 0.018 0.018 0.019 0.020 0.021

ZONA 10 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 1,244 1,269 1,294 1,320 1,346 1,373 1,401 1,429 1,457 1,486 1,516 1,546 1,577 1,609 1,641 1,674 1,707 1,742 1,776 1,812Cl. Conectados 0 254 518 792 942 961 980 1,000 1,020 1,040 1,061 1,083 1,104 1,126 1,149 1,172 1,195 1,219 1,243 1,268

Mio. m3 0.00 0.05 0.10 0.16 0.20 0.20 0.21 0.22 0.23 0.24 0.25 0.26 0.27 0.28 0.29 0.30 0.32 0.33 0.34 0.35MMPC 0 2 4 6 7 7 7 8 8 8 9 9 9 10 10 11 11 12 12 13

MMPCD 0.000 0.005 0.010 0.016 0.019 0.020 0.021 0.021 0.022 0.023 0.024 0.025 0.026 0.027 0.028 0.029 0.030 0.032 0.033 0.034

DEMANDA TOTAL RESIDENCIALAÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 10,070 10,271 10,477 10,686 10,900 11,118 11,340 11,567 11,798 12,034 12,275 12,520 12,771 13,026 13,287 13,553 13,824 14,100 14,382 14,670Cl. Conectados 0 678 1,743 3,072 4,307 5,198 6,146 7,068 7,822 8,335 8,592 8,764 8,940 9,118 9,301 9,487 9,677 9,870 10,067 10,269

Mio. m3 0 0 0 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3MMPC 0 5 12 22 32 39 47 55 62 68 71 74 77 80 83 87 90 94 97 101

MMPCD 0.000 0.013 0.034 0.061 0.087 0.107 0.129 0.151 0.170 0.185 0.195 0.202 0.211 0.219 0.228 0.237 0.247 0.257 0.267 0.278

INGRESO DE CLIENTES POTENCIALES POR AÑOS - RESIDENCIALAÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 0 3,389 5,259 6,468 7,669 8,646 10,500 11,567 11,798 12,034 12,275 12,520 12,771 13,026 13,287 13,553 13,824 14,100 14,382 14,670

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda


Cuadro A.4 – Demanda Comercial

ZONA 1 0%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06MMPC 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

MMPCD 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006

ZONA 2 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.00 0.04 0.07 0.11 0.13 0.14 0.14 0.14 0.15 0.15 0.15 0.16 0.16 0.17 0.17 0.17 0.18 0.18 0.19MMPC 0 0 1 3 4 5 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 6 7

MMPCD 0.000 0.000 0.003 0.007 0.011 0.013 0.013 0.014 0.014 0.014 0.015 0.015 0.015 0.016 0.016 0.017 0.017 0.017 0.018 0.018

ZONA 3 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.04 0.08 0.13 0.16 0.16 0.16 0.17 0.17 0.18 0.18 0.19 0.19 0.19 0.20 0.20 0.21 0.22 0.22 0.23MMPC 0 1 3 5 6 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 7 8 8 8

MMPCD 0.000 0.004 0.008 0.013 0.015 0.015 0.016 0.016 0.017 0.017 0.017 0.018 0.018 0.019 0.019 0.020 0.020 0.021 0.021 0.022

ZONA 4 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.02 0.04 0.07 0.08 0.08 0.09 0.09 0.09 0.09 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.11 0.11 0.11MMPC 0 0 0 1 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.002 0.004 0.007 0.008 0.008 0.008 0.009 0.009 0.009 0.009 0.009 0.010 0.010 0.010 0.010 0.011 0.011

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda



ZONA 5 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02 0.04 0.07 0.08 0.08 0.08 0.09 0.09 0.09 0.09 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.11MMPC 0 0 0 0 1 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.002 0.004 0.006 0.008 0.008 0.008 0.008 0.009 0.009 0.009 0.009 0.009 0.010 0.010 0.010 0.010

ZONA 6 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04MMPC 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.002 0.002 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.004 0.004 0.004 0.004 0.004

ZONA 7 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Consumo - Demanda Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04MMPC 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.002 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.004 0.004 0.004 0.004 0.004

ZONA 8 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04MMPC 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.002 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.004 0.004 0.004 0.004 0.004

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda



ZONA 9 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04MMPC 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

MMPCD 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.002 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 0.004 0.004 0.004 0.004 0.004

ZONA 10 2%AÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0.00 0.01 0.03 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.07 0.07MMPC 0 0 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

MMPCD 0.000 0.001 0.002 0.004 0.004 0.005 0.005 0.005 0.005 0.005 0.005 0.005 0.005 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.006 0.007

DEMANDA TOTAL COMERCIALAÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026


Mio. m3 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1MMPC 2 4 7 11 15 18 21 23 24 26 26 27 28 28 29 30 30 31 32 33

MMPCD 0.006 0.011 0.020 0.031 0.042 0.050 0.057 0.063 0.067 0.070 0.072 0.074 0.076 0.078 0.079 0.081 0.083 0.085 0.087 0.089

INGRESO DE CLIENTES POTENCIALES POR AÑOS - COMERCIALAÑO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cl. Potenciales 1 29 48 48 72 77 87 93 95 97 99 101 103 105 107 109 111 113 116 118

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda

Consumo - Demanda


Cuadro A.7 – Demanda Industrial

Tipo Consumo (gal/mes) Mio. M3/año Mio. m3/mes MMPCDPesca Alimentos Refrigerados SA Diesel 2 3000 0.13 0.01 0.01

Diesel 2 4000 0.18 0.01 0.02GLP 4000 0.13 0.01 0.01

ILLARI GLP 8000 0.25 0.02 0.02Pesca Marin Bunker 12000 0.59 0.05 0.06Nueva SH 0.59 0.05 0.06

1.87 0.16 0.18

El Molino D Quijote

Combustible Equivalente GNNombre Empresa

Cuadro A.8 – Demanda Industrial

DEMANDA TOTAL INDUSTRIAL

5%Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

N Clientes 0 2 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4Mio. M3 0 0.9 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.6 2.7 2.8 3.0 3.1 3.3 3.4 3.6 3.8 4.0 4.2 4.4MMPC 0 32 67 71 74 78 82 86 90 95 100 105 110 115 121 127 134 140 147 155

MMPCD 0.0 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4Promedio MMPC/Cl 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 29 30 32 33 35 37 39


Cuadro A.9 – Demanda Total

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026RESIDENCIAL Unid. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Clientes Potenciales Cl. 10,070 10,271 10,477 10,686 10,900 11,118 11,340 11,567 11,798 12,034 12,275 12,520 12,771 13,026 13,287 13,553 13,824 14,100 14,382 14,670Clientes Conectados Cl. 0 678 1,743 3,072 4,307 5,198 6,146 7,068 7,822 8,335 8,592 8,764 8,940 9,118 9,301 9,487 9,677 9,870 10,067 10,269Demanda Residencial Mio. m3 0 0 0 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3

MMPC 0 5 12 22 32 39 47 55 62 68 71 74 77 80 83 87 90 94 97 101MMPCD 0.00 0.01 0.03 0.06 0.09 0.11 0.13 0.15 0.17 0.19 0.19 0.20 0.21 0.22 0.23 0.24 0.25 0.26 0.27 0.28

COMERCIAL Unid. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Clientes Conectados Cl. 1 7 16 28 40 48 55 60 65 68 69 71 72 74 75 77 78 80 81 83Demanda Comercial y Mio. m3 0.1 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9pequeña industria MMPC 2 4 7 11 15 18 21 23 24 26 26 27 28 28 29 30 30 31 32 33

MMPCD 0.01 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.06 0.07 0.07 0.07 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.09 0.09 0.09

INDUSTRIA Unid. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Clientes Conectados Cl. 0 2 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4Demanda de Grandes Mio. m3 0.0 0.9 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.6 2.7 2.8 3.0 3.1 3.3 3.4 3.6 3.8 4.0 4.2 4.4Usuarios MMPC 0.0 31.8 67.5 70.9 74.4 78.1 82.0 86.1 90.5 95.0 99.7 104.7 109.9 115.4 121.2 127.3 133.6 140.3 147.3 154.7

MMPCD 0.00 0.09 0.18 0.19 0.20 0.21 0.22 0.24 0.25 0.26 0.27 0.29 0.30 0.32 0.33 0.35 0.37 0.38 0.40 0.42

TOTAL Unid. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Clientes Conectados Cl. 1 687 1,764 3,105 4,352 5,250 6,206 7,134 7,891 8,408 8,668 8,841 9,018 9,198 9,382 9,569 9,761 9,956 10,155 10,358Demanda Total Mio. m3 0.1 1.1 2.5 3.0 3.4 3.8 4.2 4.6 5.0 5.3 5.6 5.8 6.1 6.3 6.6 6.9 7.2 7.5 7.8 8.2

MMPC 2.0 40.5 87.0 104.3 121.5 135.3 149.8 164.1 177.1 188.2 197.2 205.6 214.5 223.7 233.4 243.5 254.1 265.1 276.6 288.7MMPCD 0.01 0.11 0.24 0.29 0.33 0.37 0.41 0.45 0.49 0.52 0.54 0.56 0.59 0.61 0.64 0.67 0.70 0.73 0.76 0.79


Anexo B.- Inversiones – Operación y Mantenimiento


Cuadro B.1 – Inversiones – Datos, Consideraciones

Datos - Consideraciones 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Longitudes

Redes MP Acero pulg. Km4" 4.5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2" 0.6 - - 1.5 - - - - - - - - - - - - - - - -

Redes de BP - PE Km0 36 20 13 13 10 20 11 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Estaciones Regulación (m3/hora) und

ER 1 200 - 800 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ER 2 800 - 1000 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ER 3 1000 - 1500 - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ER 4 1500 - 2000 - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - -

City Gate und 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Redes 4" Acero Km 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5Redes 2" Acero Km 0.6 0.6 0.6 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1Redes BP - PE Km 0.0 35.9 55.7 68.4 81.3 91.6 111.2 122.4 124.9 127.4 129.9 132.5 135.2 137.9 140.6 143.4 146.3 149.2 152.2 155.3Km de Red Acumulados Totales Km 5.1 41.0 60.8 75.0 87.9 98.2 117.8 129.0 131.5 134.0 136.5 139.1 141.8 144.5 147.2 150.0 152.9 155.8 158.8 161.9


Cuadro B.2 – Inversiones

Costos de Inversión Talara

Descripción und 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Redes 4" Acero Mio US$ 0.6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Redes 2" Acero Mio US$ 0.1 - - 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - - Redes BP - PE Mio US$ 0.0 0.9 0.5 0.3 0.3 0.2 0.5 0.3 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 Estaciones Regulación Mio US$ 0.1 0.0 - - 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - ERP - City Gate Mio US$ 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Subtotal CAPEX Mio US$ 0.8 0.9 0.5 0.4 0.3 0.2 0.5 0.3 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1

Calculo de la Anualidad de la InversiónTasa efectiva anual 12%Vida útil 30Factor de recuperación de capital 0.1241

Inversiones AcumuladasDescripción und 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Redes 4" Acero Mio US$ 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 Redes 2" Acero Mio US$ 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 Redes BP - PE Mio US$ 0.0 0.9 1.3 1.6 1.9 2.2 2.6 2.9 3.0 3.0 3.1 3.1 3.2 3.3 3.3 3.4 3.5 3.5 3.6 3.7 Estaciones Regulación Mio US$ 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 ERP - City Gate Mio US$ 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 Inversiones Acumuladas Mio US$ 0.8 1.7 2.2 2.6 2.9 3.2 3.6 3.9 3.9 4.0 4.1 4.1 4.2 4.3 4.3 4.4 4.5 4.5 4.6 4.7

Anualidad de la InversiónDescripción und 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Redes 4" Acero Mio US$ 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 Redes 2" Acero Mio US$ 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Redes BP - PE Mio US$ 0.0 0.1 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 Estaciones Regulación Mio US$ 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ERP - City Gate Mio US$ 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Anualidad de la Inversión Mio US$ 0.1 0.2 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6


Cuadro B.3 – Operación y Mantenimiento

Operación y Mantenimiento - Distribución

Tipo Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Redes 4" Miles de US$ 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9Redes 2" Miles de US$ 0.5 0.5 0.5 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8Redes BP Miles de US$ 0.0 31.3 48.5 59.6 70.8 79.8 96.8 106.6 108.8 110.9 113.2 115.4 117.7 120.1 122.5 124.9 127.4 130.0 132.6 135.2COyM Talara Miles de US$ 4.5 35.7 53.0 65.3 76.5 85.5 102.6 112.4 114.5 116.7 118.9 121.2 123.5 125.8 128.2 130.7 133.2 135.7 138.3 141.0

Operación y Mantenimiento - ComercializaciónTipo Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

COyM Talara Miles de US$ 0.0 18.3 44.7 74.8 99.6 114.1 128.1 139.9 147.1 148.9 145.8 141.3 136.9 132.6 128.5 124.5 120.7 116.9 113.3 109.8

Operación y Mantenimiento - AdministraciónTipo Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

COyM Talara Miles de US$ 48.9 53.8 59.2 65.1 71.6 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5 81.5


Anexo C.- Costos Unitarios


Cuadro C.1

Análisis de Costos Unitarios (US$/m) de la Tubería de Acero de 6” Maquinaria y Equipos

US$/m

Materiales US$/m

Mano de Obra US$/m

Total US$/m

1.- Instalación de Faenas 0,24 0,00 0,00 0,242.- Detección de Interferencias 3,65 0,04 0,55 4,243.- Rotura y Reposición Pista Asfalto 4,12 2,34 1,29 7,744.- Tendido de tubería 9,45 66,63 5,53 81,615.- Instalación Válvulas de Acero 0,84 3,12 0,09 4,056.-Sistema de Protección Catódica 0,00 8,53 0,00 8,537.- Pruebas No Destructivas 0,00 2,94 0,00 2,94

18,29 83,59 7,46 109,353,88 14,59

Gastos Generales 15% 16,40

Total 125,75

Total

Descripción

Cuadro C.2

Análisis de Costos Unitarios (US$/m) de la Tubería de Acero de 4”

Maquinaria y Equipos

US$/m

Materiales US$/m

Mano de Obra US$/m

Total US$/m


18,77 63,66 7,32 89,764,09 13,26


Total 103,22

Total

Descripción

Cuadro C.3


Maquinaria y Equipos US$/m

Materiales US$/m

Mano de Obra US$/m

Total US$/m


19,06 52,47 7,04 78,574,21 10,24


Total 90,35

Total

Descripción


Cuadro C.4



US$/m

Materiales US$/m

Mano de Obra US$/m

Total US$/m


19,91 39,97 6,96 66,83


Total 76,86

Total

Descripción

Cuadro C.5

Análisis de Costos Unitarios (US$/m) de la Tubería PE de 110 mm


US$/m

Materiales US$/m

Mano de Obra US$/m

Total US$/m

6,45 1,70 1,26 9,411,53 11,82 2,60 15,957,98 13,51 3,87 25,37

Stock 7% 0,92


Total 31,54

1.- Rotura y Reposición Pista

Descripción

Total2.- Unión y Tendido de tubería PE

Cuadro C.6

Análisis de Costos Unitarios (US$/m) de la Tubería de PE de 63 mm


US$/m

Materiales US$/m

Mano de Obra

US$/m

Total US$/m

6,45 1,70 1,26 9,411,53 5,60 2,60 9,747,98 7,30 3,87 19,15

Stock 7% 0,50


Total 23,58

1.- Rotura y Reposición Pista

Descripción

Total2.- Unión y Tendido de tubería PE


Cuadro C.7

Rendimiento : 450 m/dia Tipo Cambio: 3,40Unidad Cantidad Costo Unitario Costo Total

Nuevos Soles Nuevos SolesA. Mano de Obra

A.1 Personal del contratista Trabaj. 70 79 5 538A.2 Herramientas (5% costo mano obra) - 277

B. Equipos y MaquinariasB.1 Compactador vib. tipo plancha 7 HP h-m 24 23 550B.2 Grupo Electrógeno 4 kW h-m 16 8 128B-3 Otros equipos h-m 8 20 160

C. MaterialesC.1 Arena fina m3 105 14 1 418C.2 Flete de arena fina m3 105 9 945C.3 Base granular E= 10 cm. m2 135 7 907C.5 Concreto f'c=245 kg/cm2 m3 30 207 6 210C.6 Evacuación de escombros (10 km) m3 154 29 4 466C.7 Cable No. 14 m 450 1,2 540C.8 Tri-ducto para telecomunicación m 450 2 900C.9 Agua m3 2 30 60C.10 Tubería de PE 63 mm m 450 10 4 500C.11 Válvula u 0,25 289 72C.12 Fittings de PE u 40 4 163C.13 Acoples y otros u 5 80 400C.14 Cinta de señalización m 450 1 225

D. Otros D.1 Baños portátiles u 4 117 468D.2 Cercos de protección m 1000 1 1 000D.3 Modificaciones red eléctrica/agua u 2 255 510

29 4371 4723 5322 944

37 3858324COSTO TOTAL (US$/metro)

Utilidad (10% del Costo Directo)

Supervisión (5% del Costo Directo)

COSTO TOTAL (Nuevos Soles)COSTO TOTAL (Nuevos Soles/metro)

Descripción

PRESUPUESTO DE INSTALACION DE TUBERIA PE 63 mm. - PISTA CONCRETO

Costo Directo (Nuevos Soles)

Gastos Generales (12% del Costo Directo)


Cuadro C.8

Rendimiento : 450 m/dia Tipo Cambio: 3,40Unidad Cantidad Costo Unitario Costo Total

Nuevos Soles Nuevos SolesA. Mano de Obra

A.1 Personal del contratista Trabaj. 74 79 5 855A.2 Herramientas (5% costo mano obra) - 293

B. Equipos y MaquinariasB.1 Compactador vib. tipo plancha 7 HP h-m 24 23 550B.2 Grupo Electrógeno 4 kW h-m 16 8 128B-3 Otros equipos h-m 8 20 160

C. MaterialesC.1 Arena fina m3 112 14 1 512C.2 Flete de arena fina m3 112 9 1 008C.3 Base granular E= 10 cm. m2 135 7 907C.5 Concreto f'c=245 kg/cm2 m3 30 207 6 210C.6 Evacuación de escombros (10 km) m3 154 29 4 466C.7 Cable No. 14 m 450 1 540C.8 Tri-ducto para telecomunicación m 450 2 900C.9 Agua m3 2 30 60C.10 Tubería de PE 110 mm m 450 29 13 005C.11 Válvula u 0,25 352 88C.12 Fittings de PE u 40 6 238C.13 Acoples y otros u 5 100 500C.14 Cinta de señalización m 450 1 225

D. Otros D.1 Baños portátiles u 4 117 468D.2 Cercos de protección m 1000 1 1 000D.3 Modificaciones red eléctrica/agua u 2 255 510

38 6231 9314 6353 862

49 05110932

Descripción

PRESUPUESTO DE INSTALACION DE TUBERIA PE 110 mm. - PISTA CONCRETO

Costo Directo (Nuevos Soles)

Gastos Generales (12% del Costo Directo)

COSTO TOTAL (US$/metro)

Utilidad (10% del Costo Directo)

Supervisión (5% del Costo Directo)

COSTO TOTAL (Nuevos Soles)COSTO TOTAL (Nuevos Soles/metro)

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