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Informe N° 0220-2012-GART Página 2 de 38

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

División de Gas Natural

Informe N° 0220-2012-GART

Procedimiento para la elaboración de los estudios tarifarios sobre aspectos

regulados del Transporte de Hidrocarburos por Ductos

Fecha de elaboración: 8 de junio de 2012


Índice

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

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

3. ANTECEDENTES ............................................................................................................................ 6

3.1 ANTECEDENTES LEGALES ............................................................................................................... 6 3.2 PROBLEMÁTICA .............................................................................................................................. 6

4. ASPECTOS TARIFARIOS DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS ............................. 7

5. TARIFAS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL .................................................................... 8

5.1 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA ........................................................................................................ 8 5.2 DISEÑO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE ........................................................................................... 8 5.3 ESTIMACIÓN DEL COSTO DE INVERSIÓN.......................................................................................... 9 5.4 ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ................................................ 11 5.5 CAPITAL DE INVERSIÓN UTILIZADO EN LA BASE TARIFARIA ........................................................ 11 5.6 PROGRAMA DE AMORTIZACIONES ................................................................................................ 11 5.7 DETERMINACIÓN DE LA TARIFA .................................................................................................... 12

6. TARIFAS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ...................................... 13

ANEXO 1: EL COSTO PROMEDIO DEL CAPITAL O WACC ..................................................................... 14 ANEXO 2: FLUJOS DE CAJA .................................................................................................................. 18 ANEXO 3: PROCEDIMIENTO PARA LA ELABORACIÓN DE LOS ESTUDIOS TARIFARIOS SOBRE ASPECTOS

REGULADOS DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS ........................................................ 22


1. Resumen ejecutivo

Mediante el Decreto Supremo N° 081-2007-EM, se aprobó el actual Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, a través del cual se norma todo lo relacionado a la actividad del transporte de hidrocarburos por ductos, siendo uno de las aspectos normados, la regulación de tarifas por el servicio de transporte.

Mediante el Decreto Supremo N° 007-2012-EM, se modificó el Reglamento de Transporte, en el que, entre otros aspectos se modificaron aspectos relacionados con la fijación de las tarifas de transporte, señalando en su Segunda Disposición Transitoria que OSINERGMIN deberá definir la metodología a emplearse para la definición de las tarifas en concordancia con lo señalado en los artículos 116° y 144° del Reglamento.

En términos generales, se requiere normar el procedimiento de elaboración y presentación de los estudios tarifarios comprendidos en la regulación del transporte de hidrocarburos por ductos. La norma a aprobar señala los criterios a tener en cuenta para estimar los principales factores que se usarán en el cálculo tarifario, con el objeto de brindar predictibilidad en base de reglas de juego claras y transparentes.

El procedimiento elaborado consta de los siguientes capítulos:

1) Aspectos Tarifarios del Transporte.

Donde se abordan aspectos relacionados a los servicios básicos, plan de inversiones y plan de amortizaciones, costos de O&M, asignación eficiente de costos comunes entre los diversos servicios básicos, la tasa de actualización, la fórmula de actualización y la propuesta tarifaria.

2) Estimación de la Demanda.

Donde se detallan las consideraciones para la estimación de la demanda entre ellas: la segregación de clientes potenciales, análisis de competitividad del gas natural, proyección de la demanda en términos de capacidad, demanda firme e interrumpible.

3) Diseño del Sistema de Transporte.

Se detalla el procedimiento para el diseño del sistema de transporte, considerando: el diseño del sistema de transporte eficiente, trazado del desarrollo, estudio tarifario acorde a los reglamentos de seguridad y protección medioambiental.

4) Estimación del Costo de Inversión

Se define el mecanismo para la estimación del Costo de Inversión, que aborda los siguientes aspectos: la elaboración del estudio de costos del concesionario y el organismo regulador, la determinación del costo eficiente, el procedimiento para la determinación del costo teórico o valor estándar de un sistema de transporte, la


desagregación de los costos en costos de materiales y costos de instalación, y la determinación de los costos de instalación por zonas.

5) Estimación de los Costos de Operación y Mantenimiento

Los Costos de O&M son normalmente un estándar en la industria, pero puede existir el caso de mayores exigencias medio ambientales y sociales que incrementen el valor obtenido en otros casos o negocios.

6) Capital de Inversión Utilizado en la Base Tarifaria.

Se detalla el procedimiento sobre aspectos relacionados al Capital de Inversión, donde se aborda: el capital inicial, capital de nuevas instalaciones, el capital redundante y el capital de riesgo, la aplicación de cada una de ellas en la tarifa como una amortización. La inversión de riesgo y/o redundante, no se carga en la tarifa; solo se reconocen los intereses del capital de riesgo.

7) Programa de Amortizaciones

Se detalla el procedimiento a aplicar para elaborar un Programa de Amortizaciones, sugiriéndose distribuir las amortizaciones de acuerdo al perfil de la demanda.

8) Determinación de la Tarifa

Se detalla el procedimiento para la determinación de la Tarifa, donde con los datos de inversiones, amortizaciones, O&M y ventas, es posible determinar el Flujo de Caja Libre del negocio, de tal forma que la Tasa Interna de Retorno (TIR) del negocio iguale a la Tasa de Actualización. La Tarifa se definirá por simulación de tal forma que los ingresos proporcionen el TIR adecuado.

9) Tarifa para Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos.

Se detalla el procedimiento a aplicar para determinar la Tarifa del Servicio de Transporte de Líquidos, la misma que se determina por acuerdo de partes; y sólo si no se produce dicho acuerdo, OSINERGMIN entraría a regular y a establecer dicha tarifa.


2. Objetivo

Establecer el Procedimiento para la elaboración de los Estudios Tarifarios comprendidos en la regulación del transporte de hidrocarburos por red de ductos. Además de definir los principios y criterios adoptados por el OSINERGMIN1, en su calidad de Organismo Regulador, en la determinación de los diversos aspectos que se encuentran regulados en el transporte de hidrocarburos por ductos, en base a lo establecido en las normas legales vigentes.

3. Antecedentes

3.1 Antecedentes Legales

• Ley Nº 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos.

• Ley Nº. 27116 del 17 de mayo de 1999, que otorga a la Comisión de Tarifas de Energía (CTE, hoy OSINERGMIN) la facultad de fijar y regular las tarifas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, de transporte de gas natural por ductos y de distribución de gas natural por red de ductos, de acuerdo a los criterios establecidos en la mencionada ley y las normas aplicables al subsector hidrocarburos.

• Ley N° 27332 - Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos.

• Ley N° 26734 - Ley del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG, hoy OSINERGMIN).

• Decreto Supremo 054-2001-PCM – Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía – (hoy OSINERGMIN).

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

• Decreto Supremo Nº 081-2007-EM, que aprueba el nuevo Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos (en adelante, Reglamento).

• Decreto Supremo Nº 007-2012-EM, que modifica entre otros, aspectos tarifarios del Reglamento.

3.2 Problemática

Mediante el Decreto Supremo N° 081-2007-EM, se aprobó el actual Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, a través del cual se norma todo lo relacionado a la actividad del transporte de hidrocarburos por ductos, siendo uno de las aspectos normados, la regulación de tarifas por el servicio de transporte. Dicho Reglamento de Transporte fue aplicado por primera vez en el proceso de fijación tarifaria del proyecto de Gasoducto Andino del Sur a cargo de

11 OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería


la empresa Kuntur Transportadora de Gas S.A., en su calidad de concesionaria del Sistema de Transporte; en dicho proceso se evidenciaron aspectos tarifarios que fueron objeto de observaciones por parte del concesionario.

Tal es así, que mediante el Decreto Supremo N° 007-2012-EM, se modificó el Reglamento de Transporte, en el que, entre otros aspectos se modificaron aspectos relacionados con la fijación de las tarifas de transporte, señalando en su Segunda Disposición Transitoria que OSINERGMIN deberá definir la metodología a emplearse para la definición de las tarifas en concordancia con lo señalado en los artículos 116° y 144° del Reglamento.

En términos generales, se requiere normar el procedimiento de elaboración y presentación de los estudios tarifarios comprendidos en la regulación del transporte de hidrocarburos por ductos.

Por lo tanto la norma a aprobar debe señalar los criterios a tener en cuenta para estimar los principales factores que se usarán en el cálculo tarifario. Estos criterios o principios deben ser de cumplimiento obligatorio de los Concesionarios y del Organismo Regulador, con el objeto de brindar predictibilidad en base de reglas de juego claras y transparentes.

Cabe resaltar que una actividad novedosa como es el transporte del gas natural en el Perú, requiere determinadas flexibilidades que permitan adaptar el Reglamento al desarrollo de la industria, por lo tanto el procedimiento debe ir ajustándose a futuro según evolucione el sector.

4. Aspectos Tarifarios del Transporte de Hidrocarburos

El primer aspecto a tener en cuenta en el estudio de tarifas debe ser la definición de los Servicios Básicos que el concesionario puede prestar a los clientes. En el caso del transporte de gas natural existen dos Servicios Básicos: el servicio de transporte a firme y el servicio de transporte interrumpible. Mientras que en el caso de los hidrocarburos líquidos el servicio de transporte comprende tanto el traslado del hidrocarburo y el almacenamiento.

El segundo tema a considerar es el plan de inversiones a que se compromete el concesionario ya que la tarifa siendo de naturaleza prospectiva, se basa en inversiones que aún no se han realizado. En este sentido, todo plan de inversiones debe estar acompañado de un plan de amortizaciones que señale como se recupera cada inversión.

Adicionalmente, se debe alcanzar la estimación de los costos de O&M que se usaran en el estudio tarifario.

En algunos casos el sistema de transporte tiene inversiones comunes entre los diversos Servicios Básicos que se prestan, por lo que, se deben asignar eficientemente los costos comunes en función de un parámetro conocido y relevante de la inversión. Normalmente se acepta el uso de la inversión directa como factor para repartir los costos comunes.


Un factor importante lo constituye la tasa de actualización, la cual está definida en 12%, pero puede ser reajustada según los estudios que realice OSINERGMIN. La tasa de actualización se determina en base al promedio ponderado de los fondos utilizados normalmente en el negocio, en términos académicos, este valor se denomina WACC

por sus siglas en ingles. Dada la importancia de este concepto, en el Anexo 1, se hace una la explicación detallada del WACC y la estimación del valor empleado en el Reglamento.

La fórmula de actualización tiene por objeto mantener el valor de la inversión en términos reales, es decir, corregir la inversión por efecto de la inflación. Debido a que la tasa de descuento está en términos reales, la actualización de los costos debe seguir la inflación comprometida. Además, debe tenerse presente que una vez reconocida la inversión ésta se convierte a términos monetarios y por lo tanto debe ser amortizada como una deuda más.

En caso el concesionario no presente la propuesta tarifaria, independientemente de las penalidades que se pudieran aplicar, el OSINERGMIN procederá a efectuar el estudio correspondiente para fijar la nueva tarifa.

5. Tarifas de Transporte de Gas Natural

La determinación de las Tarifas de Transporte de Gas Natural, pasa por hacer un estudio detallado de los siguientes aspectos que tiene que ver directamente con el cálculo tarifario.

5.1 Estimación de la Demanda

El proceso de estimación de la demanda parte del diagnóstico del mercado segregando los clientes potenciales según sus tipos de características (residenciales, comerciales, industriales, GNV, generadores eléctricos, petroquímica, etc.)

Con la estimación de la demanda debe analizarse la competitividad del gas natural para cada tipo de cliente, tomando en consideración el estimado de costos del gas, transporte y distribución.

La demanda puede ser proyectada según lo declarado por los clientes potenciales o lo que el concesionario prevea como razonable. Esta demanda debe ser expresada en términos de capacidad usando el factor de carga respectivo del tipo de cliente.

Con las capacidades se determinarán las tarifas a firme, asumiendo que los clientes contratarán su capacidad máxima. La demanda que exceda a la capacidad se considerará como demanda interrumpible y podrá ser un ingreso adicional del concesionario.

5.2 Diseño del Sistema de Transporte

El sistema de transporte comprende las instalaciones necesarias para que el concesionario cumpla con sus obligaciones contractuales.


El diseño del sistema de transporte debe ser eficiente, procurando el mejor desarrollo que permita hacer frente a la incertidumbre en la demanda. El exceso de capacidad que necesariamente debe preverse al inicio del sistema, tendrá que estar justificado en la potencialidad del mercado, es decir, debe existir un grado de certeza razonable, que la demanda se desarrollará según lo previsto.

El concesionario tiene la responsabilidad de buscar el mejor trazado para el desarrollo de su sistema. Es responsabilidad de OSINERGMIN valorizar la instalación de acuerdo a lo señalado en el procedimiento.

El estudio tarifario asume que el sistema cumple con los requisitos de seguridad exigidos en los reglamentos, así como las normas que cautelan la protección del medio ambiente.

5.3 Estimación del Costo de Inversión

De acuerdo con la última modificación del Reglamento, en el Artículo 144°, se señala que el Costo de Inversión se define según el siguiente mecanismo:

a) El concesionario elaborará un estudio de costos, para lo cual mediante concurso público supervisado y reglamentado por OSINERGMIN, elegirá a la empresa auditora previamente pre-seleccionada por OSINERGMIN como empresa auditora encargada de realizar los estudios de costos del concesionario.

b) El Organismo Regulador elaborará un estudio teórico de acuerdo con los parámetros de comparación de otras obras desarrolladas en el país o el extranjero.

Al inicio mientras no se desarrolle la instalación y no se disponga información de las cuentas que se prevé auditar, se podrá elaborar un estudio teórico de costos. Este estudio puede ser hecho tanto por el Concesionario como por el Organismo Regulador.

El Reglamento, en el mismo Artículo 144°, señala que el Organismo Regulador debe definir como se determina el costo eficiente. De acuerdo a la experiencia de otros procesos tarifarios, el costo eficiente está entre lo determinado en el estudio del Concesionario y lo que determina el Organismo Regulador. A falta de criterios de validación, el valor será determinado como el promedio de los dos valores antes señalados, con las siguientes consideraciones (mejoras):

a) Si el estudio de costos del Concesionario resulta menor que el valor determinado por el Organismo Regulador, se tomará como referencia el valor determinado por el Concesionario;

b) Si el estudio de costos del Concesionario resulta mayor que el valor determinado por el Organismo Regulador, se tomará como referente el valor promedio de ambos estudios. Si dicho valor promedio difiere en más de 10% del valor propuesto por el Organismo Regulador, entonces se tomará este límite como el valor eficiente, en caso contrario se tomará el valor promedio.


Respecto a la manera de determinar el costo teórico o valor estándar de un sistema de transporte, los costos se desagregarán en instalaciones que resulten típicas en dichos sistemas de transporte, como son:

i) Sistemas de compresión (gases) o bombeo (líquidos);

ii) Sistemas de almacenamiento de líquidos;

iii) Ductos de transporte;

iv) Instalaciones auxiliares.

Los sistemas de compresión y bombeo pueden ser valorizados de acuerdo con parámetros de la industria, y en caso de ser necesario o exista la información pertinente se usará las experiencias internacionales y locales de tal forma de corroborar los costos a emplear. De igual forma se procederá con los sistemas de almacenamiento.

Para el caso de los ductos, se deben separar los costos de los materiales de los costos de instalación. Los materiales pueden ser ligados a costos del acero a los efectos de facilitar su actualización en función del precio del acero. Siendo que los costos de la instalación o montaje, resultan difíciles de evaluar mediante reglas predefinidas, dado que dependen de la geografía y de las condiciones logísticas particulares en cada obra, su determinación será realizada en base a métodos razonables utilizados en la práctica de la industria o en actividades similares.

De la experiencia obtenida en la instalación del gasoducto Camisea-Lima, se ha determinado que los mayores costos están en la zona de Selva, seguidos por los correspondientes a la Sierra y finalmente los costos más bajos corresponden a la zona de Costa. En este sentido, el indicador costo (dólares) por diámetro (pulgada)-Longitud (metros), expresado en valores relativos sería como 1 en la zona de Costa, 2 para la zona de Sierra y 4 para la zona de Selva. Con esta regla práctica se podrían separar el costo total de la instalación en cada una de las zonas y encontrar índices de costos que reflejen adecuadamente los costos de instalación de acuerdo a la complejidad de cada zona.

Por lo tanto, el proceso pasa por definir el costo total del gasoducto y luego restarle los costos de compresión y de los materiales, para obtener como resultado el costo de instalación, los mismos que serán validados de acuerdo con la regla práctica obtenida de la experiencia del gasoducto Camisea-Lima en cuanto a los índices de costos relativos para zonas de Costa, Sierra y Selva.

Estos índices de costos podrán ser indexados de acuerdo a parámetros inflacionarios de Estados Unidos, atendiendo a que en el pasado efectuando actualizaciones de costos con dichos parámetros, se tuvo resultados aceptables, incluso para el caso de empresas y concesionarios diferentes (casos de Shell, TGP y Kuntur).

Para el estudio de costos del Concesionario por parte de una empresa auditora, el Concesionario sería el principal interesado; por lo tanto éste debe comunicar a OSINERGMIN su voluntad expresa de realizarla.


OSINERGMIN debe desarrollar los Términos de Referencia así como definir conjuntamente con el Concesionario las bases para la convocatoria a concurso público para la realización de los estudios. Participarían en el concurso las empresas auditoras previamente calificadas por OSINERGMIN.

5.4 Estimación de los Costos de Operación y Mantenimiento

Los Costos de O&M son normalmente un estándar en la industria, pero puede existir el caso de mayores exigencias medio ambientales y sociales que incrementen el valor obtenido en otros casos o negocios. Por esta razón cobra especial importancia obtener parámetros de operadores nacionales que cuenten con mayor información que una empresa que recién inicie operaciones.

5.5 Capital de Inversión Utilizado en la Base Tarifaria

El Reglamento divide al Capital de Inversión en: i) Inicial; ii) Nuevas Instalaciones; iii) Redundante.

El capital inicial es aquel con el cual partió sus operaciones el sistema de transporte y normalmente constituye gran parte de la inversión total.

El capital en nuevas instalaciones es aquel que se va agregando al sistema para atender la expansión de la demanda no prevista inicialmente.

El capital redundante es aquel que constituye un exceso al sistema, sea porque ya existe una instalación que brinde el servicio o porque ya dejó de ser útil y necesario. Un capital redundante no tiene posibilidad de rentar ni siquiera que se le reconozcan los intereses por la inversión no recuperada. Cabe señalar que si en el sistema se empieza a considerar parte del capital como redundante, ello incrementa el riesgo regulatorio y por lo tanto debe incrementarse también la tasa de descuento o actualización.

El Reglamento señala que la parte recuperable del capital de inversión (sea inicial o nueva instalación) se carga en la tarifa como una amortización, pero la parte que es inversión de riesgo y/o redundante, no se carga en la tarifa.

Una diferencia entre el capital de riesgo y el capital redundante, es que el capital de riesgo mientras no se cargue en la tarifa, se le reconocen intereses y por lo tanto algún día redituará la cuenta del capital no recuperado más los intereses. En cambio el capital redundante, no genera intereses.

5.6 Programa de Amortizaciones

Siendo el método lineal el más simple de utilizar para el cálculo de la amortización, su utilización origina que al inicio de las operaciones se tenga que reconocer elevados montos de capital frente a normalmente bajas demandas iniciales, lo que determina altas tarifas iniciales que limitarían el desarrollo del servicio de transporte.

Frente a la situación anteriormente señalada, a efectos de obtener una tarifa que razonablemente vaya reduciéndose en el tiempo por economías de escala y alcance, y que a la vez no incremente en demasía la tarifa inicial de los usuarios,


resulta conveniente distribuir las amortizaciones de acuerdo al perfil de la demanda.

5.7 Determinación de la Tarifa

Los principios básicos para definir la tarifa están dados en el artículo 113° del Reglamento y se resumen como sigue:

i) Generar un flujo de ingresos que cubra los costos eficientes involucrados en la prestación del Servicio Básico;

ii) Reproducir los resultados que se darían en un mercado competitivo;

iii) Asegurar la operación segura y confiable del Sistema de Transporte;

iv) No distorsionar las decisiones de inversión en los Sistemas de Transporte o en actividades relacionadas;

v) Lograr la eficiencia en el nivel y estructura de la Tarifa Básica; y

vi) Suministrar un incentivo al Concesionario para la reducción de costos y el desarrollo de los diferentes Servicios Básicos.

El ítem i) anterior, resulta el más importante desde el punto de vista de la economía del negocio, por ello el Organismo Regulador debe velar porque la estructura tarifaria brinde incentivos correctos a los clientes.

Siendo lógico que todo sistema de transporte debe cumplir con lo señalado en el ítem iii), ello releva de mayores comentarios al respecto.

El reproducir los resultados de un mercado competitivo (ítem ii) resulta algo difícil de comprobar, a menos que se ponga en vigor la tarifa y se compare con lo que sucede en el mercado. En el caso del servicio de transporte de líquidos, la tarifa se origina por acuerdo de las partes y OSINERGMIN sólo interviene si el acuerdo no se produce.

El ítem vi) expresa el anhelo que el concesionario se sienta motivado a reducir costos y a vender más. La forma en que se propicia ello, es dejar holgura en los pronósticos de demanda y de costos para que el concesionario vaya mejorando, incentivándolo a que dentro del período regulatorio busque incrementar ingresos, aplicando la tarifa establecida a una demanda mayor a la prevista, consiguiendo adicionalmente con la expansión beneficios por economías de escala y de alcance.

Con los datos de inversiones, amortizaciones, O&M y ventas, es posible determinar el Flujo de Caja Libre del negocio, de tal forma que la Tasa Interna de Retorno (TIR) del negocio iguale a la Tasa de Actualización. La Tarifa se definirá por simulación de tal forma que los ingresos proporcionen el TIR adecuado.

A efectos de comprobación se presenta también el Flujo de Caja del Capital y el Flujo de Caja del Capital Propio (Equity). Estos análisis son referenciales y permiten comprobar la estimación de la tarifa.


6. Tarifas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos

Como principio general la Tarifa del Servicio de Transporte de Líquidos, se determina por acuerdo de partes; y sólo si no se produce dicho acuerdo, OSINERGMIN entraría a regular y a establecer dicha tarifa.

A igual que en el caso de los gasoductos, la Tarifa debe proveer los recursos necesarios para que los ingresos sean iguales a los costos.

La Tasa de Actualización para el transporte de hidrocarburos líquidos puede ser diferente a la del transporte del gas natural, y dependerá de la diferencia de riesgo que exista en cada negocio.

Normalmente, un sistema de transporte de líquidos, como el oleoducto, puede transportar hidrocarburos de diferentes calidades, que implican diferencia de costos, en este caso, las tarifas se deben estructurar para reflejar dichas diferencias.

Adicionalmente, el Concesionario debe definir contratos claros y transparentes que demuestren de forma objetiva lo que pagaría cada tipo de usuario por el servicio que estaría dispuesto a tomar.

Finalmente, como práctica habitual de la industria, se puede establecer una tarifa que tenga una parte de su valor ligada al valor del hidrocarburo transportado.


ANEXO 1

El Costo Promedio del Capital o WACC2

La metodología propuesta para el cálculo del Costo de Capital para la industria del Gas Natural se basa en el criterio del Costo Promedio Ponderado del Capital (WACC), uno de los criterios de mayor aceptación en la literatura de finanzas para empresas y mayoritariamente adoptado por los reguladores de diversos países, especialmente en Latinoamérica.

Con esta metodología se busca estimar una tasa justa y razonable, o Costo de Oportunidad del Capital, de la industria del transporte de gas natural o hidrocarburos en el Perú. Para ello, en primer lugar, se deben evaluar las distintas variables que forman parte en la determinación del Costo del Capital, como son: El apalancamiento financiero, el Costo del Capital Propio o Equity y el Costo de la Deuda.

1. Evaluación de los determinantes del Costo del Capital

La metodología del Costo Promedio Ponderado, conocido como WACC parte de la base que las operaciones de las empresas son financiadas tanto con Capital Propio como por Endeudamiento, por lo tanto, la compañía, o en el caso aquí tratado, la industria, debe generar un retorno después de impuestos de manera que permita el pago de los intereses de la deuda y compensar a los propietarios del capital con una rentabilidad similar a la de otras actividades que tengan un nivel de riesgo comparable. Esto puede apreciarse en la siguiente ecuación:

DE

Dtr

DE

Err cdec

+−+

+= )1( (1)

donde cr simboliza el costo de capital de los activos de la empresa, er el costo de

oportunidad del Equity, dr es el costo nominal de la deuda, ct la tasa de

impuestos a las ganancias (impuestos corporativos), E la capitalización de mercado de la compañía, D es el valor de mercado de la deuda neta y E+D el valor de los activos de la empresa, expresados a valor de mercado.

Como se observa en la ecuación (1), el valor de los ponderadores surge de la estructura de capital de la empresa, donde la relación D/(E+D) es el denominado apalancamiento financiero o gearing.

1.1. El Costo del Capital Propio

En la estimación del Costo del Equity o Costo del Capital Propio, se aplica la metodología del Capital Asset Pricing Model (CAPM) adaptado a la realidad de un país como Perú. En el modelo CAPM el Costo del Capital Propio viene dado por la suma de la tasa de retorno de un activo libre de riesgo más una prima de invertir en la empresa o en la industria de un país desarrollado, más una

22 WWeeiigghhtteedd AAvveerraaggee CCoosstt ooff CCaappiittaall..


prima por el riesgo propio del país (riesgo soberano) y una prima por riesgo de tamaño (DE):

( )e f e m fr r r r riskPeru DEβ= + − + + (2)

donde er es retorno requerido sobre el capital propiedad de los accionistas.

a) Tasa libre de riesgo ( fr )

Es generalmente aceptado que la tasa libre de riesgo corresponde a la tasa interna de retorno de los Treasury Bond de USA a un plazo determinado.

b) Prima de Riesgo País ( riskPeru )

El riesgo país o riesgo soberano mide la incertidumbre que tienen los inversores extranjeros sobre el futuro de la economía del país. Para el caso particular del Perú la prima de riesgo país, ,riskPeru se define

como:

riskPerur

r

f

bondPeru =−+

+ − 1)1(

)1( (3)

donde bondPerur _ representa el rendimiento de un bono del gobierno

peruano emitido en dólares y fres la tasa de retorno de un título

emitido por el tesoro del gobierno americano con reducido riesgo de “default”, considerado como tal libre de riesgo.

Por consiguiente, esta manera de medir la prima de riesgo soberano hace que ésta represente el riesgo de “default” del gobierno peruano, y se la toma como una medida del incumplimiento promedio del conjunto de los tomadores de fondos del país.

c) Prima de Riesgo del Mercado )( fm rr −

La prima de riesgo de mercado es el rendimiento requerido por los inversores, por sobre el rendimiento de un activo libre de riesgo, para destinar sus fondos a una cartera diversificada, en vez de adquirir un título con riesgo.

d) Coeficiente Beta ( eβ )

El coeficiente Beta es un indicador del Riesgo de Mercado o Riesgo Sistemático de una compañía y, por lo tanto, muestra la sensibilidad de la rentabilidad de la acción de esa compañía específica con los movimientos del mercado.


En principio, teniendo en cuenta que en la economía peruana no existen empresas transportadoras que cotizen en bolsa, se puede utilizar la información de riesgo sistemático de empresas de gas natural en USA y, en base a esto, obtener el coeficiente Beta del Equity aplicable a la actividad de transporte de gas natural en el Perú.

A partir de ella se estima el Beta del activo, definido de la siguiente manera:

V

E

V

Dt ecdactivo βββ +−= )1( (5)

El término entre paréntesis, ),1( ct− representa el ahorro fiscal que genera el endeudamiento, siendo éste incorporado debido a que los intereses que pagan las empresas son un gasto deducible a efectos impositivos.

e) Prima por riesgo de tamaño ( DE )

Esta prima por riesgo de tamaño, es una condición que surge de la forma en que empresas grandes se pueden financiar.

1.2. El Costo del Endeudamiento

El costo del endeudamiento de las empresas que operan en un país como Perú, se ha definido como la suma de la tasa libre de riesgo, -que como se anticipó, corresponde al rendimiento de los bonos del tesoro americano-, más la prima de riesgo país, más la prima por calificación.

d f paisr r r= + + Prima por Calificación

Un elemento a tener en cuenta cuando se determina el valor de tasa libre de riesgo y de la prima de riesgo país, es la vida promedio o, en su defecto, la madurez del proyecto que se está evaluando (o la Duration), en este caso el de las empresas transportadoras de gas en Perú.

Por último, otro elemento que es importante tener en cuenta es que los resultados obtenidos sobre el costo del endeudamiento corresponden al costo bruto, al cual es necesario descontarle el impuesto a las ganancias (Renta) del 30% aplicable a las empresas en Perú, que reflejan el ahorro impositivo que genera el endeudamiento.

La prima por Calificación recoge el riesgo que percibe el mercado ante la calificación crediticia de la empresa.


2. Estimación del Costo del Capital para la industria de transporte en el Perú

De acuerdo con lo señalado, el WACC del negocio del transporte para diferentes estructuras de endeudamiento está entre 11% y 12%. Según la teoría de Modigliani-Miller, el apalancamiento no debería cambiar el valor del WACC ya que existe un contrapeso entre el nivel de endeudamiento y el riesgo que se percibe del negocio.

Por esta razón, se considera que la Tasa de Actualización del 12% es razonable para el negocio de transporte de gas natural en Perú, según detalle de cálculo indicado en el siguiente cuadro.

Concepto Bajo Medio Alto

Prima de Riesgo Pais 2,31% 2,31% 2,31% BCRP

Tasa Libre de Riesgo 4,13% 4,13% 4,13% BCRP

Prima de Riesgo de mercado (EE.UU.) 6,49% 6,49% 6,49% S&P 500, Damodaran

Prima por Tamaño 1,70% 1,70% 1,70% Valoración (pag 135)

Coeficiente BETA activos (EE.UU.) 0,7112 0,7112 0,7112 Damodaran

Diferencia por Riesgo Regulatorio 0,0000 0,0000 0,0000

Coeficiente BETA activos Corregido (EE.UU.) 0,7112 0,7112 0,7112

Equity Empresa 70% 60% 50% 60%

Deuda Empresa 30% 40% 50% 40%

Tasa impositiva (Promedio simple) 30% 30% 30% 30%

Coeficiente BETA empresas transporte Perú 0,9246 1,0431 1,2091

Costo del Equity 14,14% 14,91% 15,99% 15,01%

Prima de Riesgo Pais 2,31% 2,31% 2,31% BCRP

Tasa Libre de Riesgo 4,13% 4,13% 4,13% BCRP

Prima por Calificación 0,71% 0,90% 1,43% Valoración (pag 123)

Aa2 / AA 0,71%

A2 / A 0,90%Baa2 / BBB 1,43%

Costo de la Deuda 7,15% 7,34% 7,87% 7,45%WACC

Costo de Capital en US$ 11,40% 11,00% 10,75% 11,09%

Revisión 2012

Costo De Capital para la Actividad de Transporte de Gas Natural en Perú


ANEXO 2

Flujos de Caja

Para evaluar los diversos Flujos de Caja con los que se puede comprobar la razonabilidad de la Tarifa se ha elaborado un ejemplo donde se asume una inversión de US$ 1500 millones, un costo de O&M equivalente al 5% de la inversión, una Tasa de Actualización del 11,78%, una demanda creciente; y un periodo de regulación de 20 años.

Inversión 1 500 millones US$

O&M 5% de la Inversión

75 millones US$

Retorno Participación Ponderado Con IR Montos Intereses

Deuda 9,00% 60,00% 5,40% 3,78% 900 81

Equity 20,00% 40,00% 8,00% 8,00% 600 120

13,40% 11,78% 1500

WACCdi = 11,78%

WACCai = 16,83%

Impuesto a la Renta (IR) = 30%

Datos Financieros

Año Millón PC/D

1 200

2 250

3 300

4 350

5 400

6 450

7 500

8 550

9 600

10 650

Demanda

Flujo de Caja Libre

La Metodología del Flujo de Caja Libre permite determinar el flujo de caja que se dispondría para pagar el capital invertido sin considerar el efecto de los gastos financieros.

Para definir el Flujo de Caja Libre se prepara un modelo con las Inversiones, Ingresos, Plan de Amortización, y O&M utilizando los parámetros estándar de la empresa en el Periodo de Regulación o Periodo Tarifario. A continuación se presenta el flujo de cálculo a realizar:

A) Inversión del Periodo. Se coloca aquí la inversión reconocida para empezar a ser pagada en el Periodo Tarifario;

B) Ingresos Estimados con las Tarifas Propuestas;


C) Costo de Operación y Mantenimiento (O&M) sin incluir Gastos Financieros ni el Impuesto a la Renta;

D) Plan de Amortizaciones dentro del Periodo Tarifario;

E) EBIT = B – C – D;

F) Impuesto a la Renta sin incluir el efecto de los Gastos Financieros = E x (Tasa del Impuesto a la Renta);

G) Utilidad = E – F;

H) Flujo de Caja Libre = G + D – A

La Tasa Interna de Retorno del Flujo de Caja Libre (H) debe ser igual (con redondeo al tercer decimal) a la Tasa de Actualización después del Impuesto a la Renta.

En la definición de la Inversión (A) o de la Amortización (D), se debe tener presenta de colocar al final del Periodo de Regulación, la Inversión no Amortizada. Se debe colocar el valor remanente sólo en A o B, ya que dicha cantidad será recuperada en el siguiente Periodo de Regulación.

Tarifa = 2,031 US$ / mil PC TIR = 11,8%

Objetivo igual a CERO = 0,0%

Demanda Inversión Ingresos O&M Amortización EBIT Impuesto Utilidad Flujo Caja Libre Factor de

Millón PC/D Millón PC/A Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Actualización

A B C D E F G H

0 0 0 1 500 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -1 500,0 100,0%

1 200 73 000 148,3 75,0 27,9 45,4 13,6 31,8 59,7 89,5%

2 250 91 250 185,4 75,0 34,9 75,5 22,6 52,8 87,7 80,0%

3 300 109 500 222,4 75,0 41,9 105,6 31,7 73,9 115,8 71,6%

4 350 127 750 259,5 75,0 48,8 135,7 40,7 95,0 143,8 64,1%

5 400 146 000 296,6 75,0 55,8 165,8 49,7 116,0 171,8 57,3%

6 450 164 250 333,6 75,0 62,8 195,8 58,8 137,1 199,9 51,3%

7 500 182 500 370,7 75,0 69,8 225,9 67,8 158,2 227,9 45,9%

8 550 200 750 407,8 75,0 76,7 256,0 76,8 179,2 256,0 41,0%

9 600 219 000 444,9 75,0 83,7 286,1 85,8 200,3 284,0 36,7%

10 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 32,8%

11 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 29,4%

12 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 26,3%

13 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 23,5%

14 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 21,0%

15 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 18,8%

16 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 16,8%

17 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 15,1%

18 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 13,5%

19 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 12,1%

20 650 237 250 481,9 75,0 90,7 316,2 94,9 221,4 312,1 10,8%

Valor Presente 447 1 234 956 1 500 2 508,5 568,0 472,1 1 468,4 440,5 1 027,9 0,0

Flujo de Caja Libre

Año

Flujo de Caja del Capital

La Metodología del Flujo de Caja del Capital permite determinar el flujo de caja que se tendría para pagar el capital invertido considerando el efecto de los gastos financieros.

Para definir el Flujo de Caja del Capital se prepara un modelo con las Inversiones, Ingresos, Plan de Amortización, O&M, y Pago de Deuda, utilizando los parámetros estándar de la empresa en el Periodo de Regulación o Periodo Tarifario. A continuación se presenta el flujo de cálculo a realizar:

A) Inversión del Periodo. Se considera aquí la inversión reconocida para empezar a ser pagada en el Periodo Tarifario;






F) Flujo Operativo = E + D – A

G) Intereses por la Deuda;

H) EBIT – Intereses = E – G;

I) Impuesto a la Renta incluyendo el efecto de los Gastos Financieros = H x (Tasa del Impuesto a la Renta);

J) Flujo de Caja del Capital = F – I

La Tasa Interna de Retorno del Flujo de Caja del Capital (J) debe ser igual (en valor aproximado) a la Tasa de Actualización sin la corrección del efecto del Impuesto a la Renta. Esto quiere decir, el promedio ponderado de los retornos de la Deuda y Equity sin considerar el Impuesto a la Renta.

En la definición de la Inversión (A) se debe considerar al final del Periodo de Regulación que la Inversión no Amortizada será recuperado en el siguiente Periodo de Regulación.

TIR = 13,2%

Objetivo igual a = 13,4%

Inversión Ingresos O&M Amortización EBITFlujo

Operativo

Interes x

DeudaEBIT - Interes Impuesto

Flujo de Caja

del CapitalFactor de

Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Actualización

A B C D E F G H I J

0 1 500,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -1 500,0 0,0 0,0 0,0 -1 500,0 100,0%

1 0,0 148,3 75,0 27,9 45,4 73,3 81,0 -35,6 -10,7 84,0 88,2%

2 0,0 185,4 75,0 34,9 75,5 110,4 81,0 -5,5 -1,7 112,0 77,8%

3 0,0 222,4 75,0 41,9 105,6 147,4 81,0 24,6 7,4 140,1 68,6%

4 0,0 259,5 75,0 48,8 135,7 184,5 81,0 54,7 16,4 168,1 60,5%

5 0,0 296,6 75,0 55,8 165,8 221,6 81,0 84,8 25,4 196,1 53,3%

6 0,0 333,6 75,0 62,8 195,8 258,6 81,0 114,8 34,5 224,2 47,0%

7 0,0 370,7 75,0 69,8 225,9 295,7 81,0 144,9 43,5 252,2 41,5%

8 0,0 407,8 75,0 76,7 256,0 332,8 81,0 175,0 52,5 280,3 36,6%

9 0,0 444,9 75,0 83,7 286,1 369,9 81,0 205,1 61,5 308,3 32,2%

10 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 28,4%

11 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 25,1%

12 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 22,1%

13 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 19,5%

14 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 17,2%

15 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 15,2%

16 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 13,4%

17 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 11,8%

18 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 10,4%

19 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 9,2%

20 0,0 481,9 75,0 90,7 316,2 406,9 81,0 235,2 70,6 336,4 8,1%

Valores Presente 1 500,0 2 214,6 514,4 416,8 1 283,4 200,1 555,6 727,8 218,3 -18,2

Año

Flujo de Caja del Capital

Flujo de Caja del Capital Propio (Equity)

La Metodología del Flujo de Caja del Equity permite determinar el flujo de caja que se tendría para pagar el Equity.

Para definir el Flujo de Caja del Equity se prepara un modelo con las Inversiones, Ingresos, Plan de Amortización, O&M, Ingresos de Deuda y Pago de Deuda, utilizando


los parámetros estándar de la empresa en el Periodo de Regulación o Periodo Tarifario. A continuación se presenta el flujo de cálculo a realizar:

A) Flujo Operativo (determinado en F del artículo anterior);

B) Impuesto a la Renta (determinado en I del artículo anterior);

C) Pago de la Deuda;

D) Ingresos por Endeudamiento;

E) Flujo de Caja del Equity = A – B – C + D

La Tasa Interna de Retorno del Flujo de Caja del Equity (E) debe ser igual (en valor aproximado) a la Tasa del Equity que se considera dentro de la Tasa de Actualización.

TIR = 18,7%

Objetivo igual a = 20,0%

Flujo

OperativoImpuesto Pago Deuda

Ingresos x

Deuda

Flujo de Caja

del EquityFactor de

Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Actualización

A B C D E

0 -1 500,0 0,0 0,0 900 -600,0 100,0%

1 73,3 -10,7 81,0 0 3,0 83,3%

2 110,4 -1,7 81,0 0 31,0 69,4%

3 147,4 7,4 81,0 0 59,1 57,9%

4 184,5 16,4 81,0 0 87,1 48,2%

5 221,6 25,4 81,0 0 115,1 40,2%

6 258,6 34,5 81,0 0 143,2 33,5%

7 295,7 43,5 81,0 0 171,2 27,9%

8 332,8 52,5 81,0 0 199,3 23,3%

9 369,9 61,5 81,0 0 227,3 19,4%

10 406,9 70,6 81,0 0 255,4 16,2%

11 406,9 70,6 81,0 0 255,4 13,5%

12 406,9 70,6 81,0 0 255,4 11,2%

13 406,9 70,6 81,0 0 255,4 9,3%

14 406,9 70,6 81,0 0 255,4 7,8%

15 406,9 70,6 81,0 0 255,4 6,5%

16 406,9 70,6 81,0 0 255,4 5,4%

17 406,9 70,6 81,0 0 255,4 4,5%

18 406,9 70,6 81,0 0 255,4 3,8%

19 406,9 70,6 81,0 0 255,4 3,1%

20 406,9 70,6 81,0 0 255,4 2,6%

Valor Presente -439,5 119,3 394,4 900,0 -53,3

Flujo de Caja del Equity

Año


ANEXO 3

PROCEDIMIENTO PARA LA ELABORACIÓN DE LOS ESTUDIOS TARIFARIOS SOBRE ASPECTOS REGULADOS DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS

POR DUCTOS

CAPÍTULO PRIMERO

GENERALIDADES

Artículo 1º.- Objeto

1.1 Establecer el Procedimiento para la elaboración de los Estudios Tarifarios comprendidos en la regulación del transporte de hidrocarburos por red de ductos.

1.2 Definir los principios y criterios adoptados por el Organismo Regulador (OSINERGMIN) en la determinación de los diversos aspectos que se encuentran regulados en el transporte de hidrocarburos por ductos.

Artículo 2º.- Alcances

2.1. Los principios y criterios adoptados por OSINERGMIN en la presente norma son de aplicación obligatoria a los concesionarios de transporte de hidrocarburos por ductos cuando éstos presenten su propuesta tarifaria en cualquiera de los aspectos regulados.

2.2. En caso algunos de los principios o criterios adoptados en este documento entren en conflicto con el Reglamento o con el contrato de concesión se aplicará lo señalado en las normas de mayor jerarquía, y en forma supletoria y adecuada lo señalado en el presente documento.

Artículo 3º.- Base Legal

Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo 081-2007-EM, sus modificatorias y ampliatorias; Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, aprobado mediante Decreto Supremo N° 040-99-EM, sus modificatorias y ampliatorias.

Artículo 4º.- Glosario de Términos

Los términos expresados en mayúsculas tienen el significado dado en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. Adicionalmente, se señalan los siguientes términos:

4.1. Consumidor: Usuario del sistema de transporte. Este término es sinónimo de cliente del concesionario que opera el sistema de transporte de hidrocarburos.

4.2. GART: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN.


4.3. MINEM: Ministerio de Energía y Minas.

4.4. OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.

4.5. Reglamento: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo 081-2007-EM, sus modificatorias y ampliatorias.

4.6. GRP: Garantía de la Red Principal, regulado en la Ley 27133 en su reglamento, aprobado mediante el Decreto Supremo 040-99-EM y otras disposiciones reglamentarias.

CAPÍTULO SEGUNDO

ASPECTOS TARIFARIOS DEL TRANSPORTE

Artículo 5º.- Contenido de los estudios tarifarios y aspectos generales

5.1 En el caso de los concesionarios que inicien la primera regulación tarifaria, los estudios tarifarios deben contener los siguientes aspectos:

a) Propuesta de Tarifas de Transporte por cada uno de los servicios básicos a ser prestados. En caso se trate de poliductos se deberán separar las tarifas o precios por el transporte y el almacenaje según lo señalado en el Reglamento;

b) Plan de Inversiones para ejecutar el Sistema de Transporte con el objeto de cumplir lo señalado en el contrato de Concesión;

c) Propuesta de Plan de Amortizaciones de las Inversiones comprometidas; d) Propuesta de Costos de Operación y Mantenimiento; e) Estimación de la Demanda a ser atendida, disgregada en Volumen y

Capacidad; f) Procedencia del Gas Natural o de los Hidrocarburos a ser transportados por

el Sistema de Transporte;

5.2 El gas natural proporcionado por el Productor al Concesionario no se encuentra sujeto a regulación de precios por parte de OSINERGMIN. Para el caso especial del Lote 88 (Camisea), existen topes máximos para el precio del gas natural regulados por la Ley N° 27133 y el respectivo contrato de licencia.

5.3. La regulación de la Red Principal se efectúa según lo normado en la Ley N° 27133, su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 040-99-EM y resoluciones de aplicación aprobadas por OSINERGMIN.

5.4. La Tarifa Única de Transporte de Gas Natural se efectúa según lo normado en el Decreto Supremo N°036-2010-EM y el procedimiento de aplicación aprobado por Resolución OSINERGMIN N°227-2010-OS-CD.

5.5. Las tarifas aprobadas por OSINERGMIN son máximas, pudiendo el Concesionario definir tarifas menores para los diversos servicios básicos que presta, teniendo en cuenta la no discriminación ante la igualdad del servicio y la transparencia y difusión del pliego tarifario.


Artículo 6º.- Costos comunes del Sistema de Transporte

6.1 Cuando el Sistema de Transporte implique instalaciones que sirven para brindar diferentes servicios de transporte o almacenamiento, y para efectos de la determinación de los costos de transporte o almacenamiento de hidrocarburos, se deben asignar cada uno de los costos según la necesidad del bien instalado. En caso existan costos comunes de transporte o almacenamiento, estos deben asignarse en función del valor de la inversión directa reconocida.

6.2 Una vez efectuada la determinación de los costos por cada tipo de transporte o almacenamiento instalado, según sea el caso, se puede proceder a definir las respectivas tarifas que se aplicarían a los servicios que brindaría el Concesionario.

6.3 Como principio general, si el concesionario percibe otros ingresos que permiten recuperar parte de los costos de inversión, operación y mantenimiento de la concesión, se deben descontar dichos ingresos de la totalidad de los costos de la concesión de tal forma que no se perciba un doble ingreso por la respectiva instalación.

6.4 En caso la concesión involucre dentro de sus bienes una Red Principal de Transporte, debe, en primer lugar, estimarse el costo (inversión, operación y mantenimiento) que cubre la respectiva tarifa y que forma parte de los ingresos tarifarios del concesionario, para luego, ser restados de los costos totales del concesionario.

Artículo 7º.- Tasa de Actualización

7.1 La tasa de actualización se ajusta a lo normado en los artículos 134° y 135° del Reglamento y en caso aprobarse un valor diferente a lo señalado en el artículo 134° éste será aprobado por OSINERGMIN mediante resolución, de acuerdo a los criterios definidos en el Reglamento y según la metodología señalada en el presente artículo.

7.2 El concesionario podrá solicitar la revisión de la Tasa de Actualización y alcanzar la información necesaria de acuerdo a lo señalado en este artículo, teniendo en cuenta que la citada tasa se aplica en general a la industria del transporte pudiendo existir diferencias entre el transporte de gas natural y el transporte de hidrocarburos líquidos según las características físicas de mercado y regulatorias de cada negocio.

7.3 Para la revisión de la Tasa de Actualización se debe determinar primero el valor del promedio ponderado de los fondos utilizados como Deuda y Capital Propio (Equity) para una empresa promedio dedicada al Transporte de Hidrocarburos. El promedio ponderado de fondos, después de impuestos, se determina según la fórmula del WACC (Weighted Average Cost of Capital):


Donde:

WACCdi : WACC después del Impuesto a la Renta;

WACCai : WACC antes del Impuesto a la Renta;

%Eq : Participación del Equity o Patrimonio en el Activo Total = Equity / Activo Total

%De : Participación de la Deuda (Corto y Largo Plazo) en el Activo Total = Deuda / Activo Total

rEq : Retorno al capital invertido como Equity;

rDe : Interés pagado al capital prestado como Deuda;

IR : Tasa del Impuesto a la Renta;

La participación de la Deuda y del Equity son valores esperados o estándares de la industria de acuerdo con el nivel de riesgo que se esperaría de acuerdo con la legislación nacional. En el caso de la participación de la Deuda se puede estimar como razonable que, para sistemas de bajo riesgo (con ingresos garantizados), se puede utilizar un valor del 80% mientras que para sistemas de alto riesgo el valor a utilizar sería del 60%. En general se demuestra que por la teoría de Modigliani

– Miller, el apalancamiento no debe afectar el valor del WACC.

7.4 Para la evaluación del costo del Equity se aplica el modelo CAPM (Capital Asset

Pricing Model):

Donde:

BonUSA : Retorno de los Bonos del Tesoro de Estados Unidos de Norteamérica de un periodo de maduración de 10 años o más, de acuerdo con la información disponible de los últimos 10 años. Se evaluaran las medias de los últimos 10 y 5 años y se tomará el menor de ellos.

RiskPais : Diferencia entre los Bonos del Perú menos los Bonos de Estados Unidos de Norteamérica y equivalente al valor del EMBI. Se evaluaran las medias de los últimos 10 y 5 años y se tomará el menor de ellos.


β : Factor de Riesgo de la Industria de Transporte de Hidrocarburos. En caso del transporte del gas natural se medirá el valor de dicha industria que refleje las condiciones del negocio en el país. Se empleará también en su determinación aproximaciones de negocios ya operando con diferentes riesgos al negocio general.

PrimaRisk : Diferencia entre el retorno del mercado y el retorno de los Bonos del Tesoro de Estados Unidos de Norteamérica.

PrimaTam : Valor de premio según el tamaño esperado del negocio en Perú. Se utilizará un valor del 2% para negocios menores a US$ 3.000 millones y de 1% para negocios mayores a US$ 5.000 millones. Entre 3.000 y 5.000 se empleará una interpolación lineal considerando un redondeo al cuarto dígito decimal.

7.5 Para la evaluación de la Tasa de la Deuda se sigue la siguiente fórmula:

PrimaCalif : Es el premio que el mercado otorga por la calificación crediticia de la empresa

7.6 Para cambiar la Tasa de Actualización definida en el artículo 134° del Reglamento, OSINERGMIN evaluará el WACCdi y si existe una diferencia de más de 2% se procederá a ajustar la mencionada tasa, salvo que el WACCdi sea menor que la tasa vigente en cuyo caso sólo se actualizará si la diferencia es de más de 3%. La Tasa de Actualización será evaluada cada 4 años, desde la última variación, y el cambio máximo entre cada actualización será de 2%.

Artículo 8º.- Fórmula de Actualización

8.1 La fórmula de actualización se presentará respetando los índices o factores de reajuste señalados en el artículo 115° del Reglamento o en el contrato de concesión.

8.2. Dichos índices o factores de reajuste deben de respetar los siguientes principios básicos:

a) El índice elegido debe ser relevante o explicativo de los cambios en los costos del componente de transporte. Se buscará siempre el índice más aproximado o adecuado a la actividad.

b) El índice elegido debe provenir de una fuente pública y confiable de fácil acceso a la mayor parte de los clientes sujetos a regulación de tarifas.

8.3 La fórmula de actualización se aplica dentro de un Periodo Tarifario y debe de permitir reducir la volatilidad en los cambios tarifarios y ser fáciles de aplicar por parte de los consumidores.


Artículo 9º.- Falta de Presentación de la Propuesta Tarifaria

9.1 En caso el Concesionario no presente oportunamente su propuesta tarifaria, se mantendrá vigente la tarifa que venía aplicando el concesionario hasta la publicación de la nueva tarifa.

9.2 Sin eximir la sanción correspondiente por la no presentación de la propuesta tarifaria, la GART procederá a elaborar el estudio tarifario correspondiente y de esta forma iniciar el nuevo proceso tarifario. En este proceso tarifario no serán necesarias las etapas previstas para que el concesionario sustente su propuesta.

9.3 En caso la nueva tarifa signifique un incremento en las tarifas vigentes, seguirá vigente la tarifa existente.

CAPÍTULO TERCERO

ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA

Artículo 10º.- Diagnóstico del Mercado

10.1 Dentro del diagnóstico del mercado, el concesionario debe efectuar la evaluación de los clientes potenciales y los que ya tienen suministro, de tal forma de observar su comportamiento y evaluar los cambios debido a:

a) Precios relativos de energéticos (competencia del gas natural respecto a otros combustibles sustitutos).

b) Estrategias promocionales del concesionario. c) Esquemas regulatorios o normativos que afectan a la concesión.

10.2 Adicionalmente, debe efectuarse un análisis del mercado potencial de consumidores para determinar las zonas con mayor o menor potencial de consumo de gas natural u otros hidrocarburos. Este análisis debe segmentar al mercado entre los diferentes tipos de clientes (residencial, comercial, industrial, GNV, Generación Eléctrica, Petroquímica y otros).

Artículo 11º.- Estimación de la Demanda

11.1 La estimación de la demanda toma como base el diagnóstico del mercado actual y la definición del mercado potencial de clientes que podrían solicitar el servicio de transporte o almacenamiento de hidrocarburos.

11.2 Para la estimación de los volúmenes teóricos de demanda del hidrocarburo, a ser consumido por los clientes objetivos, se usarán los siguientes factores:

a) El número de clientes que potencialmente podrían requerir el hidrocarburo por encontrase cerca del Sistema de Transporte;

b) La evolución estimada del Factor de Carga de cada tipo o categoría de consumidor;

c) La proyección de los consumos unitarios por tipo o categoría de consumidor.


11.3 En lo posible se determinará la capacidad de transporte teórico requerido por cada tipo de usuario, utilizando los volúmenes teóricos transportados y los Factores de Carga de cada tipo de consumidor.

11.4 La capacidad de transporte sin contratos es igual a la capacidad de transporte teórico que demandarían los clientes menos los contratos a firme que puedan estar siendo atendidos por el concesionario.

CAPÍTULO CUARTO

DISEÑO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE

Artículo 12º.- Diseño del Sistema de Transporte

12.1 El diseño del Sistema de Transporte debe de permitir el cumplimiento de las obligaciones del concesionario según su contrato de concesión así como atender los requerimientos de transporte a firme de los consumidores.

12.2 En concordancia con lo estipulado en el Reglamento, el diseño del Sistema de Transporte debe ser lo más eficiente para abastecer la demanda proyectada, debiéndose adaptar el sistema al diseño más eficiente. En caso existan sistemas de transporte sobredimensionadas para la demanda, OSINERGMIN procederá según lo señalado en los artículos 126° y 127° del Reglamento.

12.3 La topología del Sistema de Transporte es propuesta por el Concesionario, siendo su responsabilidad cumplir con las condiciones mínimas de calidad y seguridad en el suministro, transporte, custodia y/o almacenamiento del hidrocarburo, y sustentar ante OSINERGMIN que dicho desarrollo es el más eficiente económicamente. La aprobación de OSINERGMIN de una topología para fines tarifarios, no compromete la supervisión del futuro desarrollo del sistema.

12.4 El Concesionario presentará el diseño de las instalaciones, existentes y proyectadas, de la red de transporte mediante planos geográficos donde se aprecie directamente el recorrido de los ductos, diámetros y presiones nominales de operación. Asimismo, se deberá presentar la tabla de datos conteniendo todas las características técnicas de los componentes del sistema de transporte y de la conexión con los clientes o consumidores que se prevé atender.

12.5 Las instalaciones que se presenten en los planos geográficos y en la tabla de datos indicados serán presentadas por el Concesionario como parte de su compromiso de inversiones de largo plazo establecido en el correspondiente contrato de concesión, por lo que, cualquier variación posterior deberá ser informada al MINEM y a OSINERGMIN.

12.6 Para el caso de las instalaciones existentes, el concesionario presentará el diseño de la red en planos geo-referenciados (GIS) con sus correspondientes coordenadas UTM, con base a la estructura de las tablas de datos y necesidad de información establecida por OSINERGMIN.


12.7 De igual forma, para las instalaciones proyectadas también se presentará, en lo posible, la información GIS necesaria para efectuar la evaluación de la demanda y los costos de inversión involucrados.

Artículo 13º.- Criterios de Diseño

13.1 En el desarrollo del Sistema de Transporte el concesionario debe verificar y sustentar ante OSINERGMIN que el desarrollo propuesto cumple con todos los criterios de seguridad señalados en el Reglamento.

13.2 Los compromisos constructivos en el desarrollo de la red, asumidos por el Concesionario con otras instituciones del Estado, no comprometen la aprobación de OSINERGMIN al momento de presentar la propuesta tarifaria. OSINERGMIN tomará en consideración las exigencias constructivas mínimas definidas en el Reglamento y el Contrato de concesión.

CAPÍTULO QUINTO

ESTIMACIÓN DEL COSTO DE INVERSIÓN

Artículo 14º.- Estimación del Costo de Inversión

14.1 La determinación de los costos de inversión se realizarán de acuerdo con la metodología definida en el artículo 144° del Reglamento.

14.2 El Estudio de Costos del Concesionario comprende dos etapas: Estudio preliminar basado en información de costos estándar y Estudio definitivo basada en una auditoría de costos una vez concluida la instalación.

14.3 El Estudio de Costos del Regulador se realizará con información de costos estándar de acuerdo con información nacional y extranjera disponible, debidamente actualizada.

14.4 Mientras el Concesionario no ponga en operación comercial la instalación y no se obtengan los costos definitivos de la construcción, se utilizará la metodología de costos estándar para definir preliminarmente el capital de inversión.

Artículo 15º.- Costos Estándar de Inversión

15.1 Para la metodología de costos estándar, se desagregarán en lo posible los costos, entre:

a) Sistemas de Tuberías o Ductos b) Sistemas de Compresión o Bombeo c) Sistemas de Almacenamiento

15.2 En el caso de los sistemas de Tuberías o Ductos, el costo se determinará como la suma de los costos de Materiales y de Instalación.


15.3 El costo de los materiales para los sistemas de tuberías se determina en función del peso de las tuberías por el costo de acero.

15.4 El costo de instalación está en función de la siguiente fórmula:

Donde:

CostInst : Costo teórico de la instalación, expresado en millón de US$

K : Factor expresado en US$ por “Pulgada-Metro”.

Diámetro : Diámetro nominal de la Tubería en Pulgadas.

Long : Longitud estimada de la Tubería según diámetro y factor K; expresada en kilómetros.

El Factor K se determina de acuerdo con las características de la obras. Para el caso del Perú se puede estimar un factor de complejidad en función de las zonas por donde atraviesa el ducto.

Para determinar el Factor K de un proyecto ya realizado se sigue el siguiente procedimiento:

a) Se determina el costo de inversión del sistema de transporte. De preferencia se separa los sistemas de transporte por gas natural e hidrocarburos líquidos;

b) Se calculan los costos de los materiales de acuerdo a los precios unitarios del acero y las características de los ductos instalados;

c) Se determinan los costos de los sistemas de compresión o bombeo, si es que estos sistemas ya están incluidos en a);

d) Se calcula el costo de las instalaciones auxiliares si es que se cuenta con dicha información y la misma está incluida en el costo a);

e) El costo de instalación o montaje será igual a la diferencia de a) menos la sumatoria de b), c) y d);

f) Se asume como referentes las siguientes relaciones:

Con estos parámetros se determina el valor de los diferentes coeficientes K que cierran o ajustan el costo de la instalación. Para estimar una nueva construcción el valor de K puede ser reajustado de acuerdo a un índice que refleje la inflación de los costos de construcción.

15.5 Antes de agregar el costo de materiales y de instalación a la nueva infraestructura, estos valores serán reajustados según el costo del acero previsto y la inflación en los costos de construcción. De esta operación se puede


determinar la fórmula para actualizar los costos cuando cambien los parámetros base de la estimación.

15.5 El costo de los servicios auxiliares, edificaciones y otros no contabilizados de forma expresa, serán incorporados como un factor adicional. Se utilizará como referente el valor obtenido para instalaciones existentes en Perú, teniendo presente un posible ajuste por economía de escala.

15.6 Para el caso de los sistemas de bombeo o compresión se determinará el costo estándar en función de la potencia de bombeo o de compresión instalada, ajustada a la complejidad de la ubicación y la inflación comprometida.

15.7 Para el caso de los sistemas de almacenamiento se solicitarán cotizaciones a proveedores especializados o se evaluará el costo de materiales y de construcción de acuerdo a los proyectos realizados recientemente en el país o el extranjero.

Artículo 16º.- Auditoría de Costos de Inversión

16.1. El Estudio de Costos basado en una auditoría de costos, será realizado por el Concesionario una vez concluida la instalación, de acuerdo con el siguiente procedimiento:

a) El Concesionario comunicará a OSINERGMIN la necesidad de evaluar el costo de inversión de determinadas instalaciones, para lo cual solicitará el inicio del proceso de selección de la empresa consultora que realizará la auditora de costos;

b) OSINERGMIN definirá los aspectos técnicos de los Términos de Referencia que usará el Concesionario para convocar a las empresas consultoras. Adicionalmente, OSINERGMIN definirá las Bases de Calificación de la empresas consultoras participantes para la pre-calificación;

c) El Concesionario realizará la convocatoria; d) OSINERGMIN evaluará a las empresas consultoras participantes y

determinará las empresas precalificadas: e) El Concesionario elegirá de la lista de empresas calificadas aquella que

desarrollará el estudio de costos.

16.2 El Concesionario deberá adecuar sus sistemas de contabilidad y registro de inversiones, para que la información sea analizada de la mejor manera posible por parte de la empresa consultora que realizara la auditoría de costos y determinará el Costo de Inversión del Concesionario según los Términos de Referencia aprobados por OSINERGMIN.

16.3 Los Términos de Referencia serán elaborados por la División de Gas Natural de la GART y comunicados mediante oficio al Concesionario, con el visto bueno del área legal de la GART. El Concesionario podrá solicitar ajuste o mejoras a los Términos de Referencia, para lo cual debe seguir el mismo procedimiento utilizado en la aprobación de los Términos de Referencia iniciales.


Artículo 17º.- Determinación del Costo de Inversión Eficiente

17.1 El Costo de Inversión Eficiente se encuentra definido entre el Costo propuesto por el Concesionario, según el procedimiento de auditoria de costos, y el Costo propuesto por OSINERGMIN, según la metodología de valores estándar. Preliminarmente se podrá utilizar el estudio de costos estándar del concesionario mientras se efectúa la auditoria de costos.

17.2 El Costo de Inversión Eficiente será igual al Costo del Concesionario en caso el Costo determinado por OSINERGMIN resulte superior al Costo del Concesionario.

17.3 El Costo de Inversión Eficiente será igual al promedio entre el Costo del Concesionario y el Costo determinado por OSINERGMIN, siempre que dicho valor promedio no sea superior al 110% del Costo determinado por OSINERGMIN. En este caso el Costo de Inversión Eficiente será igual al 110% del Costo determinado por OSINERGMIN.

CAPÍTULO SEXTO

ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS DE

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Artículo 18º.- Costos de Operación

18.1 Los costos de operación involucran los costos de gestión necesarios para manejar una empresa transportadora de hidrocarburos.

18.2 La determinación del costo de operación se realizará empleando los siguientes criterios:

a) Comparación con empresas nacionales o extranjeras del negocio de transporte de hidrocarburos.

b) Comparación con empresas nacionales dedicadas a servicios similares, teniendo en cuenta la preponderancia en el desarrollo de redes subterráneas.

c) Definición de una empresa de transporte típica o estándar para la realidad del país.

d) Inclusión de mecanismos de promoción que tomen en cuenta la evolución de la empresa conforme se desarrolla el sistema de transporte.

18.3 OSINERGMIN podrá reconocer mayores costos por inicio o instalación de la empresa concesionaria. Los mayores costos reconocidos aquí, deben de ir reduciéndose conforme el sistema alcanza la madurez deseada.

18.4 Para el reconocimiento de las pérdidas estándares, el concesionario deberá presentar el balance volumétrico de los hidrocarburos a ser transportados o almacenados en su sistema de transporte, dicho balance considerará el volumen del hidrocarburo ingresado, lo almacenado en los ductos o tanques, y las entregas en el sistema de transporte. Para esto, todo consumo propio del


concesionario será considerado como una pérdida hasta el límite de pérdidas establecido en el Reglamento. El hidrocarburo utilizado como “line pack” puede ser considerado como capital de trabajo inicial.

Artículo 19º.- Costos de Mantenimiento

19.1 Los costos de mantenimiento cubren las actividades señaladas por el concesionario como necesarias para mantener operativo el sistema de transporte. Cuando sea posible, los costos de mantenimientos deben ser sustentados en forma desagregada por las actividades que realiza la empresa, en forma periódica, de acuerdo con los elementos típicos del sistema de transporte.

19.2 Los costos de mantenimientos de la empresa deben asignarse según el elemento de costo del concesionario (Ductos, Poliductos, Almacenamiento, y otros que sirvan para evaluar un servicio en especial).

Artículo 20º.- Costos de Operación y Mantenimiento Estándar

20.1 Inicialmente, los costos de operación y mantenimiento podrán ser evaluados mediante criterios de comparación, o valores estándar. Los costos determinados por comparación deben guardar coherencia con las actividades de operación y mantenimiento que efectuaría la empresa concesionaria en forma prudente y eficiente.

20.2 Para definir los valores estándar se determinarán porcentajes del costo de Operación y Mantenimiento en función del nivel de inversión. Para esto se analizarán empresas nacionales y extranjeras que cuenten con información relevante.

CAPÍTULO SETIMO

CAPITAL DE INVERSIÓN UTILIZADO EN LA BASE TARIFARIA

Artículo 21º.- Aspectos Generales del Capital del Inversión

21.1 Para efectos del reconocimiento del Capital de Inversión dentro de la Base Tarifaria, el Capital de Inversión dentro del Reglamento está conceptualizado de acuerdo al siguiente Cuadro:

Capital de Inversión

Inicial

Artículos 121° y 122°

Nuevas Instalaciones

Artículos 123° al 130°

Redundante

Artículo 131° y 132°

Reconocimiento dentro de la Base Tarifaria

Parte Recuperable

Artículo 126°

Inversión de Riesgo

Artículo 127°

Redundante

Artículo 131° y 132°


21.2 En general para incluir determinada instalación como parte recuperable del capital de inversión, a los efectos de su amortización dentro de la Base Tarifaria, se seguirá el procedimiento señalado en el artículo 124° del Reglamento.

21.3 Cuando determinada parte del Capital sea incluido como Capital de Riesgo se deberá llevar la contabilidad de la cuantía de las inversiones que están en esta situación de acuerdo a lo señalado en el artículo 127° del Reglamento.

21.4 Una vez definido y aprobado un valor para las inversiones, éste sólo se reajustará a futuro para mantener la inversión en términos reales, es decir, sólo se reajustarán por aquellos índices de inflación general de la industria que no consideren variación por alimentos y energía.

CAPÍTULO OCTAVO

PROGRAMA DE AMORTIZACIONES

Artículo 22º.- Programa de Amortizaciones

22.1 El Programa de Amortizaciones que se adopte, debe guardar relación en el tiempo, con la demanda atendida por el sistema de transporte.

22.2 La Amortización para un año en particular, se determinará en base a la relación entre la demanda de dicho año y la demanda total en el periodo de vida útil de la instalación a amortizar, multiplicado por la inversión no amortizada y que generará un nuevo Programa de Amortizaciones.

22.3 Los intereses durante la construcción (determinados con la Tasa de Actualización) pueden ser incorporados en el capital de inversión nominal para determinar el capital de inversión al inicio de la operación comercial de la instalación. En el Flujo de Caja Libre se considerarán los intereses cuando se distribuya el capital de inversión entre los períodos anuales de construcción.

CAPÍTULO NOVENO

DETERMINACION DE LA TARIFA

Artículo 23º.- Criterios para el Diseño Tarifario

23.1 Las Tarifas Básicas, según el artículo 113° del Reglamento, para cada tipo de servicio, se deben diseñar considerando los siguientes principios:

a) Generar un flujo de ingresos que cubra los costos eficientes involucrados en la prestación del Servicio Básico;

b) Reproducir los resultados que se darían en un mercado competitivo; c) Asegurar la operación segura y confiable del Sistema de Transporte; d) No distorsionar las decisiones de inversión en los Sistemas de Transporte o

en actividades relacionadas; e) Lograr la eficiencia en el nivel y estructura de la Tarifa Básica; y


f) Suministrar un incentivo al Concesionario para la reducción de costos y el desarrollo de los diferentes Servicios Básicos.

23.2 En caso que alguno de los objetivos señalados en 23.1, entre en conflicto con otro para su aplicación en la determinación de una Tarifa Básica en particular, OSINERGMIN determinará la manera en que ellos pueden reconciliarse (trade

off) o, en caso contrario determinará cuales objetivos deben priorizarse.

23.3 La tarifa se puede establecer por tramos, según entre en operación el Sistema de Transporte, de acuerdo a lo solicitado por el Concesionario, teniendo cuidado de cumplir con los objetivos señalados para las tarifas.

Artículo 24º.- Determinación de la Tarifa Básica

24.1 La Tarifa Básica para un Periodo de Regulación se determinará considerando que el Ingreso Total debe ser igual al Costo Total, según lo señalado en el artículo 116° del Reglamento.

24.2 Para efectos de la determinación de la Tarifa se utilizará el Flujo de Caja Libre señalado en el artículo 26 del presente procedimiento;

24.3 Para efectos de comprobación de los cálculos realizados, se utilizarán los Flujos de Caja del Capital y del Capital Propio (Equity) señalados en los artículos 27 y 28 de este procedimiento.

Artículo 25º.- Reajuste de la Tarifa Básica

25.1 De acuerdo con el artículo 122° del Reglamento, producido el cambio en la Inversión o la Demanda reconocida inicialmente en los cálculos tarifarios, corresponde reajustar las tarifas mediante un Factor de Reajuste.

Artículo 26º.- Metodología del Flujo de Caja Libre

26.1 La Metodología del Flujo de Caja Libre permite determinar el flujo de caja que se dispondría para pagar el capital invertido sin considerar el efecto de los gastos financieros.

26.2 Para definir el Flujo de Caja Libre se preparará un modelo con las Inversiones, Ingresos, Plan de Amortización, y costos de operación y mantenimiento (O&M), utilizando los parámetros estándar de la empresa en el Periodo de Regulación o Periodo Tarifario. El flujo de cálculo a realizar, comprende:

A) Inversión del Periodo. Comprende la inversión reconocida para empezar a ser pagada en el Periodo Tarifario;






F) Impuesto a la Renta sin incluir el efecto de los Gastos Financieros = E x (Tasa del Impuesto a la Renta);

G) Utilidad = E – F;

H) Flujo de Caja Libre = G + D – A

26.3 La Tasa Interna de Retorno del Flujo de Caja Libre (literal H) debe ser igual (con redondeo al tercer decimal) a la Tasa de Actualización después del Impuesto a la Renta.

26.4 En la definición de la Inversión (literal A) o de la Amortización (literal D) se debe colocar al final del Periodo de Regulación la Inversión no Amortizada. Se debe colocar el valor remanente sólo en A o B, ya que dicha cantidad será recuperada en el siguiente Periodo de Regulación.

Artículo 27º.- Metodología del Flujo de Caja del Capital

27.1 La Metodología del Flujo de Caja del Capital permite determinar el flujo de caja que se dispondría para pagar el capital invertido considerando el efecto de los gastos financieros.

27.2 Para definir el Flujo de Caja del Capital se preparará un modelo con las Inversiones, Ingresos, Plan de Amortización, costos de O&M, y Pago de Deuda, utilizando los parámetros estándar de la empresa en el Periodo de Regulación o Periodo Tarifario. El flujo de cálculo a realizar comprende:

A) Inversión del Periodo. Comprende la inversión reconocida para empezar a ser pagada en el Periodo Tarifario;





F) Flujo Operativo = E + D – A

G) Intereses por la Deuda;

H) EBIT – Intereses = E – G;

I) Impuesto a la Renta incluyendo el efecto de los Gastos Financieros = H x (Tasa del Impuesto a la Renta);


J) Flujo de Caja del Capital = F – I

27.3 La Tasa Interna de Retorno del Flujo de Caja del Capital (literal J) debe ser igual (en valor aproximado) a la Tasa de Actualización sin la corrección del efecto del Impuesto a la Renta. Esto quiere decir, el promedio ponderado de los retornos de la Deuda y Capital Propio (Equity) sin considerar el Impuesto a la Renta.

27.4 En la definición de la Inversión (literal A) se debe tener presente colocar al final del Periodo de Regulación, la Inversión no Amortizada que será recuperada en el siguiente Periodo de Regulación.

Artículo 28º.- Metodología del Flujo de Caja del Equity

28.1 La Metodología del Flujo de Caja del Equity permite determinar el flujo de caja que se dispondría para pagar el Equity.

28.2 Para definir el Flujo de Caja del Equity se preparará un modelo con las Inversiones, Ingresos, Plan de Amortización, O&M, Ingresos de Deuda y Pago de Deuda, utilizando los parámetros estándar de la empresa en el Periodo de Regulación o Periodo Tarifario. El flujo de cálculo a realizar, comprenderá:

A) Flujo Operativo (determinado en literal F del artículo anterior);

B) Impuesto a la Renta (determinado en literal I del artículo anterior);

C) Pago de la Deuda;

D) Ingresos por Endeudamiento;

E) Flujo de Caja del Equity = A – B – C + D

28.3 La Tasa Interna de Retorno del Flujo de Caja del Equity (literal E) debe ser igual (en valor aproximado) a la Tasa del Equity que se considera dentro de la Tasa de Actualización.

CAPÍTULO DECIMO

TARIFA PARA SISTEMAS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

Artículo 29º.- Principios Generales de la Tarifa por el Transporte de Hidrocarburos Líquidos

29.1 El Transporte de Hidrocarburos líquidos incluye las instalaciones de: Recepción, Poliductos de Transporte, Bombeo, Almacenamiento y Despacho, incluyendo las inversiones no directas, tales como edificios y otros servicios auxiliares.

29.2 La Tarifa Básica para el servicio de Transporte de Hidrocarburos Líquidos se efectúa para un Periodo de Regulación procurando que el Ingreso Total sea igual al Costo Total según lo señalado en el artículo 116° del Reglamento.


29.3 En la determinación de la Tarifa Básica, se procura la asignación de los costos entre todas las instalaciones que conforman el sistema y en las que se puede prestar un servicio por separado.

29.4 El hidrocarburo almacenado en el sistema de transporte (Line Pack) resulta necesario para las actividades de transporte de los Hidrocarburos. El hidrocarburo tomado por el cliente acarreando una variación en el “Line Pack”, de acuerdo a lo que se defina en los contratos con el cliente, podrá ser cobrado, utilizando para ello el costo de oportunidad del hidrocarburo transportado.

29.5 El transporte de hidrocarburos líquidos puede tener una Tasa de Actualización diferente a la del Gas Natural dependiendo de las diferencias regulatorias y de riesgo que existen entre ambos negocios.

29.6 Si el sistema de transporte provee el servicio a diferentes tipos de Hidrocarburos o calidades que afectan el uso de las instalaciones o el costo de mover los hidrocarburos, se podrán estructurar tarifas en función de dichas características de los hidrocarburos.

29.7 Los contratos serán definidos por el Concesionario manteniendo los principios de transparencia, no discriminación y de eficiencia.

29.8 OSINERGMIN emitirá opinión sobre los acuerdos adoptados por el Concesionario con sus clientes cuando el Concesionario informe a OSINERGMIN en las materias que afectan al acceso y la definición de las tarifas.

Artículo 30º.- Criterios y Metodología para Determinar la Tarifa Básica para el Transporte de Hidrocarburos Líquidos

30.1 La Tarifa Básica, para un Periodo de Regulación, se determina considerando que el Ingreso Total debe ser igual al Costo Total según lo señalado en el artículo 116° del Reglamento.

30.2 OSINERGMIN determinará, de la información recibida por el Concesionario y los posibles clientes, los Servicios Básicos que podrían ser provistos por el Sistema de Transporte del Concesionario.

30.3 La forma en que se determina el Costo de Inversión se realizará según lo que define el Reglamento para el transporte de gas natural en todo aquello que resulte aplicable al negocio que se va a regular.

30.4 En la definición de las tarifas se podrá incluir como índice de costos el marcador o precio de referencia del hidrocarburo.

procedimiento para la elaboración de los estudios ... · informe n° 0220-2012-gart página 4 de...

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