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Análisis de Propuesta Tarifaria de Gas Natural (Otras Redes) Periodo 2008-2012 – Tercer Informe Pág. 1

ANÁLISIS DE PROPUESTA TARIFARIA DE OTRAS REDES DE DISTRIBUCION DE GAS

NATURAL PERIODO 2009 - 2013

TERCER INFORME

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 4 2. ANTECEDENTES Y MARCO LEGAL......................................................... 5 3. CRITERIOS Y METODOLOGÍA.................................................................. 8

3.1 Revisión del Estudio Presentado por Cálidda ...................................... 8 3.2 Elaboración del Estudio Tarifario ......................................................... 9

3.2.1 Propuesta de tarifas de distribución por categorías de consumidores.............................................................................................. 9 3.2.1.1 Estimación de la demanda ........................................................ 9 3.2.1.2 Diagnóstico del Mercado........................................................... 9 3.2.1.3 Categoría de Clientes.............................................................. 10 3.2.1.4 Factor de Uso de la Red ......................................................... 10 3.2.1.5 Diseño de la Red..................................................................... 10 3.2.1.6 Criterios de Diseño.................................................................. 11 3.2.1.7 Costos de Inversión................................................................. 11 3.2.1.8 Costos de Operación............................................................... 12 3.2.1.9 Costos de Comercialización .................................................... 12 3.2.1.10 Costos de Mantenimiento........................................................ 13 3.2.1.11 Estructura Tarifaria.................................................................. 13 3.2.1.12 Fórmulas de Actualización ...................................................... 14

4. PROPUESTA DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ..................................... 15 4.1 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA....................................................... 15 4.1.1 Categoría de Clientes..................................................................... 15 4.1.2 Diagnóstico del mercado actual ..................................................... 17 4.1.2.1 Demanda Residencial................................................................. 17 4.1.2.2 Demanda Comercial ................................................................... 24 4.1.2.3 Demanda Industrial..................................................................... 27 4.1.2.4 Demanda Vehicular (GNV) ......................................................... 35 4.1.2.5 Demanda de clientes independientes (incluye generadores

eléctricos) ................................................................................... 40 4.1.3 Análisis de las Demandas Proyectadas ......................................... 41 4.1.4 Resumen de la Demanda............................................................... 46 4.1.5 Factor de Uso de la Red................................................................. 46 4.2 VALORIZACIÓN DE LAS INVERSIONES ......................................... 49

4.2.1 Costos Unitarios de Inversión ..................................................... 49 4.2.2 Metrados de las Inversiones ....................................................... 53 4.2.3 Inversiones Complementarias..................................................... 55

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4.2.4 Resumen de Monto y Cronograma de las Inversiones ............... 56 4.3 COSTOS DE EXPLOTACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL EN LA CONCESIÓN DE LIMA Y CALLAO ................................. 59

4.3.1 Costos Estándares Directos ....................................................... 59 4.3.1.1 Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución........... 59

4.3.1.1 Costos de Comercialización ....................................................... 62 4.3.2 Costos Estándares Indirectos ..................................................... 64 4.3.2.1 Costos Personales de Gestión ................................................ 65 4.3.2.2 Costos No Personales de Gestión .......................................... 66 4.3.3 Otros costos de operación y mantenimiento............................... 66 4.3.3.1 Costo financiero por la compra de Gas Natural....................... 66 4.3.3.2 Pérdidas físicas y comerciales ................................................ 66 4.3.3.3 Monto de Incobrables.............................................................. 67 4.3.3.4 Aportes a los organismos reguladores .................................... 67 4.3.3.5 Costos de Promoción .............................................................. 67 4.3.4 Resumen Costos Estándares de Explotación............................. 68 4.3.5 Verificación de los costos de explotación obtenidos ................... 70 4.3.6 Cálculo de los Costos de Operación y Mantenimiento de la Red

Principal de Distribución de Cálidda ........................................... 71 4.3.6.1 Cálculo de los Costos de Operación y Mantenimiento ofertados ................................................................................................ 72

4.4 DETERMINACION DE OTROS CARGOS Y COSTOS TARIFARIOS74 4.4.1 Cargo por Acometidas para consumidores con consumo menor o igual a 300 m3/mes................................................................................... 74 4.4.2 Costo de mantenimiento de acometidas para consumidores menores a 300 m3/mes............................................................................. 75 4.4.3 Costos de inspección, supervisión y habilitación de las

instalaciones internas para consumidores con un consumo igual o menor a 300 m3/mes .................................................................. 75

4.4.4 Cargos por inspección, supervisión y habilitación de las instalaciones internas para consumidores con un consumo mayor a 300 m3/mes ............................................................................. 76

4.4.5 Cargos por corte y reconexión. ................................................... 77 4.5 Ingresos adicionales a la tarifa........................................................... 78

4.5.1 Cargos por Derecho de Conexión............................................... 78 4.6 Cálculo Tarifario ................................................................................. 79

4.4.6 Calculo general de la tarifa promedio ......................................... 79 4.4.7 Cálculo de las tarifas por categorías de clientes......................... 79 4.4.7.1 Criterios aplicados................................................................... 79 4.4.7.2 Metodología del diseño tarifario .............................................. 80 4.4.7.3 Resultados Tarifarios .............................................................. 81

7.1 Fórmulas de Actualización y Factores de Equilibrio Tarifario............. 83 7.1.1 Actualización de los Costos ........................................................ 84 7.1.2 Factor de Ajuste asociado a la Promoción.................................. 85 7.1.3 Factor de Equilibrio Tarifario asociado a la Demanda ................ 86 7.1.4 Factor de Equilibrio Tarifario asociado a la Inversión Ejecutada. 88

5. PLAN QUINQUENAL ................................................................................ 89 5.1 INVERSIONES .................................................................................. 89

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ANEXOS

Anexo A : ANÁLISIS MICROECONÓMICO DE CONVERSIÓN PARA USUARIOS DE BAJO CONSUMO.

Anexo B : ANÁLISIS COMPARATIVO DEL FACTOR DE PENETRACIÓN

Anexo C : DETERMINACION DE OTROS CARGOS Y COSTOS TARIFARIOS

Anexo D : RELACIÓN DE COSTOS UNITARIOS

Anexo E : ANÁLISIS Y ABSOLUCIÓN DE COMENTARIOS PRESENTADOS A LA PRE-PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN QUE FIJA LAS NUEVAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DE CÁLIDDA

PLANOS

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1. INTRODUCCIÓN

El presente informe corresponde al Tercer Informe del servicio inicialmente denominado “Análisis de Propuesta Tarifaria de Gas Natural (Otras Redes) Periodo 2008 – 2012”, requerido por OSINERGMIN mediante CP Nº 0036-2007-OSINERGMIN.

El objetivo del presente servicio es la revisión y análisis de la propuesta tarifaria de Otras Redes presentada por el Concesionario del sistema de distribución de gas natural en Lima y Callao para el periodo 2009 – 2013 (la empresa Cálidda). Asimismo, incluye la elaboración de una propuesta tarifaria con la finalidad de ayudar a OSINERGMIN en la definición de las respectivas tarifas de distribución de gas natural.

En servicio incluye el desarrollo de las siguientes actividades de acuerdo a los términos de referencia:

i) Análisis de la demanda actual y futura de gas natural.

ii) Análisis microeconómico de conversión para usuarios de bajo consumo.

iii) Análisis comparativo del factor de penetración residencial.

iv) Análisis de las propuestas tarifarias.

v) Elaboración de las propuestas de pliegos tarifarios.

vi) Propuesta de costos para evaluar la viabilidad económica de nuevos suministros.

vii) Análisis de los comentarios y observaciones a la propuesta tarifaria.

viii) Análisis de los recursos de reconsideración.

ix) Apoyo especializado complementario.

El presente informe incluye las actividades i) al vii) mencionadas anteriormente, incluyendo el Análisis de los comentarios y observaciones a la propuesta tarifaria, el cual se incluye en el Anexo E del presente informe.

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2. ANTECEDENTES Y MARCO LEGAL

Dentro de sus funciones, OSINERGMIN tiene a cargo la regulación tarifaria de las concesiones de distribución de gas natural a través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante OSINERGMIN-GART).

La concesión de distribución de gas natural en Lima y Callao está a cargo de la empresa Cálidda (ó GNLC); y comprende la Red de Distribución en Alta Presión (denominada Red Principal de Distribución) y las Redes de Distribución en Baja Presión denominada Otras Redes.

El 20 de agosto de 2004 se inició la operación comercial del proyecto Camisea, fecha en la cual entraron en vigencia las tarifas correspondientes a las Otras Redes, las cuales fueron aprobadas mediante Resolución OSINERG Nº 097-2004-OS/CD por un periodo de 4 años. Dichas tarifas fueron recalculadas y actualizadas mediante la Resolución OSINERG Nº 013-2007-OS/CD, en cumplimiento del D.S. Nº 063-2005-EM publicado el 28 de diciembre de 2005.

Como parte del proceso de fijación de tarifas de distribución de gas natural, el Concesionario presentó su propuesta tarifaria el 28 de abril de 2008, de acuerdo con la Primera Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN Nº 225-2008-OS/CD. Dicha propuesta tarifaria tenía que ser concordante con el marco legal vigente, conformado por:

Contrato BOOT de Concesión de la Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao, suscrito el año 2000.

Decreto Supremo Nº 042-99-EM, Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos (en adelante el Reglamento), que comprende todas las modificatorias que han sido comprendidas en el Texto Único Ordenado aprobado mediante D.S. Nº 040-2008-EM.

Resolución OSINERG Nº 001-2003-OS/CD, mediante el cual se aprobó el procedimiento para la fijación de precios regulados, en cuyo anexo F se establece el procedimiento para la fijación de las tarifas de distribución de gas natural por red de ductos.

Resolución OSINERGMIN Nº 225-2008-OS/CD, que aprobó el procedimiento para la elaboración de los Estudios Tarifarios sobre aspectos regulados de la distribución de gas natural comprendidos en el Reglamento.

El D.S. 048-2008-EM publicado con fecha 22 de septiembre de 2008 (en pleno proceso de la Fijación Tarifaria de Otras Redes), modificó al Reglamento de la Ley N° 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural; señalando que adicionalmente, para el caso de concesiones de Distribución que cuenten con Red Principal de Distribución, se considerará lo siguiente:

“a. La tarifa de distribución se establecerá integrando la Red Principal y las Otras Redes de Distribución, conforme a los criterios y metodología del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red

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de Ductos, de forma tal que se fijen tarifas únicas del sistema total de distribución. ….”

Asimismo, en su Artículo 3° dicho Decreto Supremo, señaló que a partir de la fecha de entrada en vigencia, quedaba suspendido por quince (15) días hábiles, los procesos de fijación de tarifas de distribución de gas natural para la concesión de Lima y Callao. Dentro del plazo de suspensión referido, el Concesionario podía presentar a OSINERGMIN una solicitud para la realización de un nuevo proceso para la fijación de tarifas únicas de distribución, que considere la integración de la Red Principal de Distribución y las Otras Redes de Distribución, En este caso, OSINERGMIN debía establecer un procedimiento especial de regulación para dicho efecto y el Concesionario debía presentar una propuesta tarifaria en un plazo máximo de sesenta (60) días hábiles, contados a partir de la fecha de presentación de su solicitud.

La empresa Cálidda mediante Carta No. GC/GMP/84002284 de fecha 17 de octubre del 2008, en consideración a lo dispuesto por el D.S. No. 048-2008-EM, solicitó la realización de un nuevo proceso de fijación que considerase la integración de la Red Principal de distribución, con las denominadas Otras Redes del sistema de distribución.

OSINERGMIN mediante Resolución Nº 659-2008-OS/CD, aprobó el nuevo procedimiento para la elaboración de los Estudios Tarifarios sobre aspectos regulados de la distribución de gas natural comprendidos en el Reglamento (en adelante el Procedimiento).

En febrero de 2009, la empresa Cálidda alcanzó dos propuestas tarifarias denominadas:

- Propuesta de Tarifa Única para el período 2009-2012 – Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos; y

- Propuesta de Tarifa de Otras Redes para el período 2009-2012 – Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.

OSINERGMIN con Oficio No. 0323-2009-GART del 13 de marzo de 2009, plantea observaciones a las propuestas de Cálidda (Ver Anexo C), incluyendo observaciones a la propuesta del Plan Quinquenal de Inversiones propuesto por dicha empresa. Cálidda con Documento GC/MCH94000614, de fecha 3 de abril de 2009, remitió la absolución de dichas observaciones. Asimismo adjunto una nueva versión del Plan Quinquenal de Inversiones para el período 2009-2013.

La Dirección General de Hidrocarburos (DGH), mediante Oficio No. 944-2009-EM/DGH de fecha 3 de junio de 2009, presentó a Cálidda, las observaciones complementarias al Plan Quinquenal propuesto.

OSINERGMIN mediante Resolución No. 085-2009-OS/CD del 4 de junio de 2009, resolvió suspender el Procedimiento de Fijación de Tarifas de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao Período 2009-2013 hasta que

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Cálidda remita a OSINERGMIN el pronunciamiento de la DGH sobre el Plan Quinquenal de Inversiones propuesto.

Cálidda mediante carta No. GL/MPD/920555 de fecha 30 de julio de 2009, presentó a OSINERGMIN el pronunciamiento de la DGH sobre el Plan Quinquenal de Inversiones.

OSINERGMIN con Oficio No. 0895-2009-GART del 07 de agosto de 2009, comunica a Cálidda el reinicio del procedimiento de regulación de tarifas de distribución de gas natural para el período 2009-2013 y notificación de observaciones a su propuesta tarifaria.

Cálidda mediante carta No. GL/MCH/94001565 de fecha 31 de agosto de 2009, presentó a OSINERGMIN los documentos denominados:

- Estudio de Demanda Potencial Tarifa Única Período 2009-2013, agosto 2009.

- Estudio de Demanda Tarifa Otras Redes Período 2009-2013, agosto 2009.

- Plan quinquenal Propuesto por Cálidda Período 2009-2013, agosto 2009.

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3. CRITERIOS Y METODOLOGÍA

A continuación los criterios generales y metodología seguidos en el desarrollo de las actividades del presente servicio.

Dado que las propuestas presentadas por Cálidda (Tarifa Única y Tarifa de Otras Redes), resultan similares en diversos alcances, en la presente revisión de propuestas, se revisan de manera conjunta los alcances comunes de ambas propuestas, revisando luego los temas exclusivos, a efectos de obtener la Tarifa Única y la Tarifa de Otras Redes en sendos informes.

Como criterio general, se buscó que los aspectos metodológicos utilizados, guarden coherencia y homogeneidad con los empleados por OSINERGMIN en otros procedimientos regulatorios, y que propugnen la eficiencia general en el desarrollo de las actividades reguladas. En términos generales se buscó que la determinación de las tarifas esté orientada por criterios de eficiencia económica, neutralidad, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procure que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo. En otras palabras, que las tarifas reflejen siempre el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio según la demanda a servir.

Por neutralidad se entiende que cada consumidor tendrá el derecho a tener el mismo tratamiento tarifario que cualquier otro, si las características de los costos que ocasiona son iguales. El ejercicio de este derecho no debía impedir que la empresa ofrezca opciones tarifarías y que el consumidor tenga la oportunidad de escoger la que más convenga a sus necesidades.

Por suficiencia financiera se entiende que las fórmulas tarifarias deben garantizar la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitiendo remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en que lo habría remunerado una empresa eficiente. Además, debe permitir utilizar tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus consumidores.

Por simplicidad se entiende que las fórmulas de tarifas se deben elaborar de forma que se facilite su comprensión, aplicación, control y actualización.

La transparencia propicia un régimen tarifario explícito y completamente público para todas las partes involucradas en el servicio, incluyendo los consumidores.

3.1 Revisión del Estudio Presentado por Cálidda

La revisión de los estudios tarifarios presentados por la empresa Cálidda se llevaron a cabo siguiendo los aspectos metodológicos establecidos en el Reglamento y el “Procedimiento para la Elaboración de los Estudios Tarifarios sobre Aspectos Regulados de la Distribución de Gas Natural” aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 659-2008-OS/CD.

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3.2 Elaboración del Estudio Tarifario

Como parte del estudio, COSANAC elaboró la presente propuesta de estudio tarifario siguiendo lo indicado en el Reglamento y el Procedimiento, informe que alcanza el desarrollo de las siguientes actividades:

Propuesta de tarifas de distribución por categorías de consumidores;

Cargo/Costo de Derecho de Conexión;

Cargo/Costo de Acometidas;

Cargo/Costo por mantenimiento de acometida;

Cargos por costos extras de distribución (CED);

Cargo/Costo de Inspección, Supervisión y Habilitación de la red interna; y

Cargo/Costo por la revisión quinquenal de la instalación interna.

3.2.1 Propuesta de tarifas de distribución por categorías de consumidores

3.2.1.1 Estimación de la demanda

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

Para la estimación de los volúmenes teóricos de demanda de gas natural en el mercado objetivo señalado, se definieron previamente los siguientes parámetros de demanda:

a) Número de clientes que potencialmente podrían consumir gas natural por encontrase cerca de la Red Común;

b) Evolución estimada del Factor de Uso de la Red en el área desarrollada en Lima y Callao y de acuerdo con el respectivo tipo o categoría de consumidor; y

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

3.2.1.2 Diagnóstico del Mercado

Dentro del diagnóstico del mercado, se efectuó la evaluación de los clientes que actualmente cuentan con suministro, observando su comportamiento de consumo en función a los precios relativos de otros energéticos, y a las medidas promocionales que se prevén para conectarlos.

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Adicionalmente, se efectuó un análisis muestral en base a clusters del mercado en Lima y Callao, para determinar las áreas con mayor potencial de consumo de gas natural que aun no vienen siendo atendidas por Cálidda.

3.2.1.3 Categoría de Clientes

La definición de las categorías de clientes, incluidos los rangos de consumo, se realizó previo análisis del mercado para segmentar razonablemente los clientes por categorías, teniendo en cuenta los siguientes criterios:

Se previó que las tarifas a proponer por categorías, no debían de llevar a saltos o discontinuidades en la facturación total de los consumidores, al enfrentar los límites de los rangos de consumo de las categorías propuestas; y

Se consideró dos grandes grupos de clientes: Regulados e Independientes. Dentro de estos grupos se identificó algunos subconjuntos en función de agrupamientos por volumen de consumo y subconjuntos especiales por ser grandes demandantes con utilización específica, caso del GNV, cementeras y generadores eléctricos.

3.2.1.4 Factor de Uso de la Red

El Factor de Uso de la Red determinado como el cociente entre la meta de clientes que deberían estar consumiendo gas natural y el número de clientes que potencialmente podrían consumir gas natural por encontrase cerca de la Red Común, este factor refleja el desarrollo prudente de la empresa concesionaria e incentiva el incremento del uso de la Red Común, y a la vez ofrece al Concesionario una ganancia razonable por superar la meta establecida.

Para establecer las metas en el Factor de Uso de la Red, se empleó resultados obtenidos en Lima y Callao como en otros países.

3.2.1.5 Diseño de la Red

El diseño de la red de distribución abarcó las inversiones existentes y aquellas consideradas en el Plan Quinquenal elaborado por Cálidda. Tomando en consideración lo señalado en el Reglamento1 como criterio de adaptación de la red, al señalar que la red debe ser capaz de suministrar gas natural a los clientes potenciales de la zona y cubrir su proyección de demanda por el periodo de 20 años.

Así, la topología de la red considerada fue aquella propuesta por el Concesionario, considerando la responsabilidad de éste en cumplir

1 Artículos 110º y 113º del Reglamento.

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con las condiciones mínimas de calidad y seguridad en el suministro de gas natural previstos en el Reglamento.

3.2.1.6 Criterios de Diseño

En el desarrollo de la red de distribución se verificó que el desarrollo de la red propuesta cumpliera con todos los criterios de seguridad señalados en el Reglamento y en las normas aplicables, dentro de las que destacan:

Norma ANSI B 31.8, relacionada con el transporte y la distribución de gas,

Norma API 5 L (cañerías de acero),

Normas ASTM D 2513 (tubería de polietileno),

Otras normas internacionales.

Asimismo, se consideró para el diseño las características base del ambiente y de los ductos a utilizar. Entre estas características se encuentran:

a) Ambientales: Temperatura base (15,6°C), Temperatura del gas (20°C), Presión base (1 bar) y Densidad Relativa del gas natural (0,6).

b) Ductos: Rugosidad del ducto y eficiencia del ducto.

c) Condiciones de borde: Caídas admisibles máximas de presión y velocidad límite.

Otra característica considerada fue la normalización de los diámetros y los espesores a utilizar, de tal forma de estandarizar los ductos.

3.2.1.7 Costos de Inversión

La determinación de los costos de inversión se realizó de acuerdo con la metodología del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) vigente en cada período de construcción de la red, según los criterios establecidos en el Reglamento. Desagregando dichos costos, en costos unitarios y cantidad de elementos (metrados).

Los costos unitarios de los elementos de la red fueron analizados utilizando el modelo Baremo de Costos Unitarios de Gas Natural (en adelante BCUGN), previendo los siguientes componentes y características en su definición:

a) Uso de Materiales

b) Uso de Equipos

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c) Gastos Generales y Utilidad del Contratista

d) Procedencia del bien (Importado o Nacional).

3.2.1.8 Costos de Operación

La revisión de los costos de explotación de las instalaciones de distribución de gas natural en Lima y Callao, se basaron en los resultados reales de la empresa y los resultados (actualizados) de un estudio específico realizado por COSANAC, el cual consideró los costos de operación involucrados en la gestión de una empresa distribuidora modelo, adaptada a las principales características de Cálidda.

En la determinación de los costos de operación se tuvieron en cuenta los siguientes criterios:

- Análisis de la información de Cálidda (estados financieros, organigrama, manual de operación y diseño, etc.)

- Comparación con otras empresas (extranjeras) distribuidoras de gas natural.

- Comparación con empresas nacionales dedicadas a servicios públicos similares, involucradas en el desarrollo de redes subterráneas.

- Definición de una empresa modelo (tipo).

- Inclusión de mecanismos de promoción; y

- Inclusión de costos de mantenimiento de acometidas con consumos menores a 300 m3/mes.

3.2.1.9 Costos de Comercialización

En los costos de comercialización se incluyó los costos operativos considerados eficientes del área comercial de Cálidda, como son:

a) Costos de oficina, equipos, personal, del área comercial;

b) Costos de pérdidas comerciales;

c) Costos del financiamiento de ventas y marketing;

d) Costos de gestión de clientes (conexión y corte);

e) Costos de medición, facturación y cobranza.

f) Costos por la promoción de la conexión de consumidores residenciales menores a 300 m3/mes.

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3.2.1.10 Costos de Mantenimiento

Los costos de mantenimientos se previeron para dar cobertura a todas las actividades señaladas por Cálidda en su Plan de Mantenimiento y Operación, consideradas necesarias para mantener operativa la red de distribución integral.

En el caso de los costos de operación y mantenimiento a reconocer por la Red Principal del Contrato BOOT, éstos se han determinado vía un cálculo inverso a partir del Costo del Servicio ofertado, las inversiones realizadas, el Costo de Capital del contrato (12%) y tomando en consideración las anualidades correspondientes al Ingreso Anual Garantizado (IGA) que el mismo Contrato establece.

3.2.1.11 Estructura Tarifaria

En el desarrollo de las tarifas, los costos se agrupan en dos grandes rubros:

a) Margen de distribución; y

b) Margen de comercialización.

Asimismo, los márgenes de distribución y comercialización se buscó expresarlos en sus componentes de costos fijos (o costos de capacidad) y de costos variables. Para los consumidores de bajo consumo de gas natural, el costo fijo se expresó como un costo por cliente al mes.

Así, como un primer paso se partió definiendo la estructura tarifaria a partir del costo medio. En el caso de la Red Principal se adoptó el Costo del Servicio ofertado por el Concesionario, en reemplazo del Costo Medio respectivo.

A. Costo Medio

El costo medio total de la red se determinó dividiendo el costo total de la red entre la demanda total que abastece dicha red en el periodo de análisis.

El costo total actualizado al inicio del periodo de análisis, se determinó como la suma de los valores presentes de las inversiones, y costos de operación y mantenimiento de la red en evaluación.

La demanda total actualizada al inicio del periodo de análisis, se determinó como la suma de los valores actualizados de las demandas proyectadas en el periodo de análisis.

Adicionalmente, se determinaron los costos medios totales de la red de acero y de la red de polietileno, de acuerdo con los siguientes criterios:

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i. En el costo medio incremental de la red de acero se consideró las estaciones de regulación de presión y las tuberías de acero que abastecen a los consumidores de alto consumo. La demanda considerada fue de toda la red.

ii. El costo medio incremental de la red de polietileno se realizó considerando las tuberías de polietileno más los costos no cubiertos en el costo medio de la red de acero. La demanda considerada fue la del resto de consumidores de bajo consumo.

iii. El costo medio incremental de comercialización se calculó considerando los costos de comercialización y toda la demanda de la red.

B. Criterios para el Diseño Tarifario

Las tarifas finales para cada categoría de consumidor se diseñaron considerando los siguientes principios:

a) La tarifa debe proveer los ingresos necesarios al concesionario para cubrir los costos reconocidos como eficientes.

b) Las tarifas se calcularon según las categorías tarifarias propuestas por el concesionario.

c) Las tarifas deben ser competitivas frente a los sustitutos para todas las categorías de consumidores.

d) La tarifa debe ser decreciente con el incremento del volumen típico de la categoría.

e) La tarifa para el consumidor de bajo consumo, menor a 300 m3/mes, debe proveer un ahorro al evaluar un consumo típico y los costos totales necesarios para reconvertirse al consumo del gas natural. La evaluación se realiza considerando el descuento del costo de promoción.

3.2.1.12 Fórmulas de Actualización

En el diseño de la fórmula de actualización de los precios se empleó como un factor relevante el Índice de Precios al por Mayor (IPM), publicado por el INEI, para la actualización de los costos de Operación y Mantenimiento, y la inversión, que también se actualiza con otros índices que reflejan la variación del precio del acero y el PE. La fórmula general incluye también un mecanismo de ajuste por variación en la demanda estimada.

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4. PROPUESTA DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

4.1 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA

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

Para la estimación de los volúmenes teóricos de demanda de gas natural en el mercado objetivo señalado, se definieron previamente los siguientes parámetros de demanda, en base a la información presentada por Cálidda.

4.1.1 Categoría de Clientes

Considerando que las categorías de clientes propuestas por Cálidda, resultan similares a las que se incluyeron en la anterior fijación tarifaria, a las cuales solamente se han agregado las categorías E de los clientes independientes, F de los Generadores Eléctricos y se ha desdoblado la categoría D, para determinar una categoría especial de clientes de GNV, se mantiene el criterio previsto para la segmentación en categorías, el cual preveía que no deberían ocurrir grandes saltos o discontinuidades en la facturación total de los consumidores, al enfrentar los límites de los rangos de consumo de las categorías propuestas.

Por lo tanto, en esta sección se adopta dicha clasificación como adecuada, y se presenta el análisis de la demanda de gas natural, clasificada en los siguientes tipos de consumo (o Categorías):

Residencial (Categoría A: de 0 – 300 m3/mes)

Comercial (Categoría B: de 301 – 17.500 m3/mes)

Industriales (Categoría C y D: de 17.501 – 900.000 m3/mes)

GNV (Categoría D-GNV: Sin límites)

Clientes Independientes (Categoría E: Mayor de 900.000 m3/mes)

Generadores Eléctricos (Categoría F: Sin límites)

De acuerdo al Procedimiento, la estimación de la demanda se realizó en base a las categorías señaladas, las cuales fueron consideradas en el diagnóstico del mercado actual y potencial.

A manera de resumen de demanda, el cuadro Nº 1 presenta las estimaciones de consumo por categorías recomendadas por el consultor y las planteadas por Cálidda en ambas propuestas tarifarias. En resumen, las demandas señaladas incluyen lo siguiente:

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Propuesta de Cálidda-OR: demanda total de gas natural en toda el área de Concesión (sin considerar Kallpa ni Enersur).

Propuesta de COSANAC: Se incluye toda la demanda del área de concesión a partir del 2 año de análisis, incluyendo a las generadoras (existente y futuras) ubicadas en Chilca, en virtud al D.S. Nº 082-2009-EM.

Cuadro Nº 1

1 2 3 4

COSANAC 10 14 17 21

Cálidda‐OR 3 5 8 12

COSANAC 30 37 44 55

Cálidda‐OR 13 16 18 20

COSANAC 191 227 264 302

Cálidda‐OR 185 208 214 217

COSANAC 167 200 230 248

Cálidda‐OR 105 120 121 121

COSANAC 245 341 411 482

Cálidda‐OR 252 292 329 341

COSANAC 171 171 299 311

Cálidda‐OR 182 284 133 133

COSANAC 31 1 388 2 052 2 301

Cálidda‐OR 308 102 166 170

COSANAC 846 2 378 3 317 3 720

Cálidda‐OR 1 048 1 025 990 1 013

E

F

Total

Demanda (MMm3)

A

B

C

D

D‐GNV

FuenteCategoría

Figura Nº 1

1%2% 10%

8%

15%

9%

55%

Participación de Mercado ‐ COSANAC

A

B

C

D

GNV

E

F

Valor Actual Total:7 806 MMm3

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 2

1% 2%

20%

11%

29%

18%

19%

Participación de Mercado ‐ Cálidda

A

B

C

D

GNV

E

F

Valor Actual Total:3 282 MMm3

4.1.2 Diagnóstico del mercado actual

4.1.2.1 Demanda Residencial

La estimación de la demanda de este sector, consideró que son susceptibles de convertirse a gas natural la población que usa GLP para cocinar y calentar agua, y una proporción de hogares que usa electricidad para dichos usos. El análisis partió de la revisión de la información histórica de consumo de los clientes de la Categoría A entre los años 2006 y 2008.

4.1.2.1.1 Consumo Unitario Residencial

Para determinar los consumos unitarios medios de gas natural, se analizó la información histórica desde marzo 2005 hasta diciembre 2008 de los consumos registrados de los clientes de la Categoría A (consumos menores a 300 m3/mes).

De la información reportada mensualmente por Cálidda a OSINERGMIN, se excluyeron aquellos consumos cuyo promedio mensual (entre los años 2006 y 2008) fue mayor a los 300 m3/mes y aquellos clientes que no registran consumo, o registran un consumo igual a cero (0). Dicho análisis se resume en la figura 3.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 3

Evolución del consumo unitario de clientes en Lima y CallaoCategoría A

Promedio; 22,0

0

5

10

15

20

25

30

Mar

-05

Abr

-05

May

-05

Jun-

05Ju

l-05

Ago

-05

Sep

-05

Oct

-05

Nov

-05

Dic

-05

Ene

-06

Feb

-06

Mar

-06

Abr

-06

May

-06

Jun-

06Ju

l-06

Ago

-06

Sep

-06

Oct

-06

Nov

-06

Dic

-06

Ene

-07

Feb

-07

Mar

-07

Abr

-07

May

-07

Jun-

07Ju

l-07

Ago

-07

Sep

-07

Oct

-07

Nov

-07

Dic

-07

Ene

-08

Feb

-08

Mar

-08

Abr

-08

May

-08

Jun-

08Ju

l-08

Ago

-08

Sep

-08

Oct

-08

Nov

-08

Dic

-08

Mes y año

m3/

Cl-

mes

Se puede apreciar que la evolución del consumo de esta categoría de clientes ha sido creciente; y el promedio de los años 2007 a 2008 fue de 22 m3/cliente-mes.

Asimismo, se analizó la distribución de los clientes en función a su consumo unitario promedio en el año 2007 (m3/cliente-mes), constatándose que el 80% de los clientes tienen un consumo promedio menor a los 100 m3/mes, tal como se aprecia en la figura 4.

Figura Nº 4

0

50

100

150

200

250

300

0 50 100 150 200 250 300

Nº

de

Cli

ente

s

m3/mes

Distribución del número de clientes de la Categoría A - 2007

Es pertinente mencionar que en esta categoría existen clientes que, además del consumo propio del hogar, cuentan con un pequeño comercio (restaurante,

COSANAC S.A.C.


panadería, etc.); sin embargo, estos clientes no exceden el límite superior de la categoría (300 m3/mes), y solo representan el 0,65% (48 clientes2) del total de clientes conectados a diciembre 2007 (7 360 clientes).

Por otro lado, se realizó un análisis del consumo unitario por zonas atendidas o zonas que ya cuentan con redes de gas natural desde el año 2006. Las zonas consideradas en el análisis corresponden a las zonas que se aprecian en las figuras 5 y 6, y corresponden a urbanizaciones de los distritos del Cercado de Lima, Pueblo Libre y Santiago de Surco.

Figura Nº 5

2 Se consideró aquellos clientes cuyo consumo promedio mensual entre 2006 y 2007 fue mayor a 150 m3/mes.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 6

Las zonas B, F, FF e I de la figura 5, corresponden al desarrollo inicial de las redes de PE realizada por Cálidda, dichas redes fueron instaladas entre los años 2005 y 2006; mientras que la zona M (ver figura 6) fue instalada el año 2006. El análisis de los consumos promedio por zonas se presenta en la figura 7.

Figura Nº 7

Ene‐06

Feb‐06

Mar‐06

Abr‐06

May‐06

Jun‐06

Jul‐06

Ago‐06

Sep‐06

Oct‐06

Nov‐06

Dic‐06

Ene‐07

Feb‐07

Mar‐07

Abr‐07

May‐07

Jun‐07

Jul‐07

Ago‐07

Sep‐07

Oct‐07

Nov‐07

Dic‐07

BF

FFI

M

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

m3/m

es

Me s y Año Zona

C ons umo promed io mens ual de Gas Natu ra l por z onas atend idas

C ateg oría A

Se puede apreciar el elevado nivel de consumo en la zona M del distrito de Santiago de Surco, así como también la estacionalidad del consumo, superior a

COSANAC S.A.C.


los 30 m3/mes entre los meses de mayo y diciembre. Dado este patrón de consumo, es de suponer que el uso del gas natural en el calentamiento de agua hace notoria la estacionalidad del consumo. Cabe mencionar que la zona M pertenece al nivel socioeconómico Alto según el INEI.

Asimismo, a través de algunas entrevistas realizadas directamente por el Consultor a consumidores residenciales, se constató que el principal energético sustituido fue el GLP, y además se identificó clientes que sustituyeron una terma eléctrica por una terma a gas natural para el calentamiento de agua.

4.1.2.1.2 Proyección de la Demanda Residencial

Para la proyección de la demanda de gas natural se analizó la evolución del número de clientes, de la categoría A, desde el inicio de operación hasta el año 2008; se evidencia un bajo nivel de clientes conectados, solo se han conectado 10.767 clientes en 46 meses3. Así, en el año 2005 se conectaron 1.460 clientes, en el 2006 se conectaron 3.431, en el año 2007 se conectaron 2.469, y en el año 2008 se conectaron 3.407 clientes, esto significa un promedio de 234 clientes por mes. La evolución del número de clientes de la Categoría A, atendidos se muestra en las figuras 8 y 9.

Figura Nº 8

Evolución del número del clientes en Lima y CallaoCategoría A

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

Mar

-05

Jun-

05

Sep

-05

Dic

-05

Mar

-06

Jun-

06

Sep

-06

Dic

-06

Mar

-07

Jun-

07

Sep

-07

Dic

-07

Mar

-08

Jun-

08

Sep

-08

Dic

-08

Mes y año

Nº

clie

nte

s

3 La información comercial relacionada a la Categoría A data de marzo 2005.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 9

Evolución de la incorporación de nuevos clientes en Lima y Callao - Categoría A

0

100

200

300

400

500

600M

ar-0

5A

br-0

5M

ay-0

5Ju

n-05

Jul-0

5A

go-0

5S

ep-0

5O

ct-0

5N

ov-0

5D

ic-0

5E

ne-0

6F

eb-0

6M

ar-0

6A

br-0

6M

ay-0

6Ju

n-06

Jul-0

6A

go-0

6S

ep-0

6O

ct-0

6N

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6D

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6E

ne-0

7F

eb-0

7M

ar-0

7A

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7M

ay-0

7Ju

n-07

Jul-0

7A

go-0

7S

ep-0

7O

ct-0

7N

ov-0

7D

ic-0

7E

ne-0

8F

eb-0

8M

ar-0

8A

br-0

8M

ay-0

8Ju

n-08

Jul-0

8A

go-0

8S

ep-0

8O

ct-0

8N

ov-0

8D

ic-0

8

Mes y año

Nº

clie

nte

s

A criterio del Consultor, los niveles de crecimiento y evolución de los clientes conectados en esta categoría resultan bajos e inadecuados para adoptar una tasa de crecimiento de los mismos en el presente estudio tarifario.

Por lo que se consideró adecuado tomar como referencia para la proyección, el número mínimo de clientes que se determina según los compromisos contractuales.

En este sentido, la modificación de la cláusula 3.1.2 del Contrato BOOT, a través del Decreto Supremo 015-2002-EM publicado el 26 de abril del 2002, cambió el compromiso del concesionario de distribución de cumplir con un determinado número de “Clientes Conectados” por la obligación de atender a un determinado número de “Clientes Potenciales con el Factor de Penetración definido por OSINERG”. Así, el Contrato BOOT considera un Factor de Penetración, que permite al organismo regulador definir un valor meta a cumplir por parte del concesionario.

Cabe señalar que en el año 2004, en la Resolución 097-2004 OS/CD que fijó las tarifas de distribución, considerando una propuesta de Cálidda, se utilizó el valor de 70% como Factor de Penetración. Posteriormente, mediante la Resolución 378-2006-OS/CD se precisó el valor del Factor de Penetración y la forma como se utilizaría en la concesión de distribución de Lima y Callao.

A septiembre del 2008, Cálidda ha instalado 442 km de redes de polietileno capaz de atender a 80.131 clientes potenciales, se considera que el concesionario en un periodo de 4 años puede llegar a conectar el 70% de los clientes potenciales, dado que la propia empresa ha conseguido este factor de penetración en las zonas inicialmente conectadas a la red de gas natural en Lima y Callao (Ver sección 4.1.4 sobre Factor de Uso).

Por lo tanto, la proyección de clientes conectados que se contempla alcanzar en el horizonte de análisis, ha sido estimado tomando en consideración:

COSANAC S.A.C.


El consumo unitario promedio de 20 m3/cliente-mes, de acuerdo al análisis efectuado en el punto anterior, incrementándose dicho consumo a 22 m3/cliente-mes en un período de 4 años.

El compromiso del Concesionario con el Estado peruano, según el cual deberá estar en condiciones de atender a 70 mil usuarios al cabo del sexto año de operación.

El Plan de Obras propuesto por el Concesionario, en cuanto a extensión de la red de PE y Acero.

Las figuras 10 y 11 muestran las proyecciones de clientes conectados y el volumen previsto de gas natural a facturar en el segmento residencial.

Figura Nº 10

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

90 000

100 000

1 2 3 4

Nú

mer

o d

e cl

ien

tes

Año

Proyección del Número de Clientes - Categoría A

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 11

0 5 10 15 20 25

1

2

3

4

MMm3

Año

Proyección de la Demanda ‐ Categoría A

4.1.2.2 Demanda Comercial

El sector comercial incluye principalmente a los hoteles, lavanderías, restaurantes, panaderías, clínicas, hospitales y centros comerciales. Actualmente, estos clientes están incluidos en la categoría B.

Para el análisis de este sector de consumo, se consideró la información comercial de Cálidda del año 2007, dado que hasta el año 2006 solo había 39 clientes conectados.

Asimismo, se clasificó a los clientes conectados de la Categoría B en los siguientes tipos de actividad comercial:

Colegios

Hospitales

Hoteles, hospedaje

Industria menor

Lavandería

Panadería

Restaurante

Supermercado

COSANAC S.A.C.


Otras actividades de servicios

Cabe mencionar que también se incluyen en esta categoría tarifaria algunas pequeñas industrias de bajo consumo.

4.1.2.2.1 Consumo unitario Comercial

Para estimar la proyección de la demanda de gas natural del sector comercial se determinaron los consumos unitarios de gas natural por tipo de actividad comercial, a partir de los consumos históricos, los cuales se aprecian en el cuadro 2 y figura 12.

Cuadro Nº 2

Consumos Unitarios por Actividad Comercial - 2007

Tipo de Actividad Comercial Clientes m3/mesColegios 2 394Restaurante 65 742Hoteles, hospedaje 8 928Panadería 14 1 278Lavandería 1 3 098Otras actividades de servicios 19 3 147Supermercado 1 6 450Industria menor 30 8 067Clínicas 1 8 307

2 794Promedio Ponderado

Figura Nº 12

ColegiosRestaurantePanaderíaHoteles, hospedajeOtras actividades de serviciosLavanderíaSupermercadoIndustria menorClínicas

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

m3/m

es

Consumo mensual de Gas Natural por tipo de actividad 2007Categoría B

Tomando en consideración que el consumo unitario promedio de la categoría comercial se ha incrementado en el año 2008 a 3 046 m3/mes, se consideró en las proyecciones un consumo unitario promedio de 3 000 m3/cliente-mes.

COSANAC S.A.C.


4.1.2.2.2 Proyección de la Demanda Comercial

La proyección de clientes comerciales conectados que se contempla alcanzar en el horizonte de análisis, se ha estimado tomando en consideración la relación entre el número de establecimientos potenciales consumidores de gas natural y el número de clientes residenciales en Lima y Callao (1,5%). Dicha relación en sus valores actuales por zona de Lima se indica en el cuadro 3.

Cuadro Nº 3

Cantidades Lima Norte Lima Este Lima Centro Lima Moderna Lima Sur Callao TotalTotal de hogares 453 574 394 572 199 962 300 423 339 468 197 479 1 885 478Establecimientos Restaurantes 4 413 4 081 3 845 3 935 3 113 1 381 20 768 Peluquerias/Saunas/Spas 2 284 1 856 885 2 202 1 333 628 9 188 Panaderías/Pastelerías 970 690 465 599 566 371 3 661 Hospedajes 747 684 376 357 473 143 2 780 Supermercados 8 7 9 57 7 5 93 Mercados de abastos 243 152 113 96 182 148 934 Centros Comerciales 57 49 366 171 34 32 709Total Establecimientos 8 722 7 519 6 059 7 417 5 708 2 708 38 133Ratio Establecimientos/Hogares (%) 1,9% 1,9% 3,0% 2,5% 1,7% 1,4% 2,0%Fuente: Ipsos APOYO Opinión y Mercado - CENCO 2007 - Establecimientos con puerta a la calle y con atención directa al público final.

RELACION ENTRE NÚMERO DE ESTABLECIMIENTOS POTENCIALES CONSUMIDORES DE GAS NATURAL Y HOGARES DE LIMA

Las figuras 13 y 14 muestran las proyecciones de clientes conectados y el volumen a facturar para el segmento comercial.

Figura Nº 13

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

1 2 3 4

Nú

mer

o d

e cl

ien

tes

Año

Proyección del Número de Clientes - Categoría B

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 14

0 10 20 30 40 50 60

1

2

3

4

MMm3

Año

Proyección de la Demanda ‐ Categoría B

4.1.2.3 Demanda Industrial

La demanda del sector industrial (que incluye las Categorías C y D) se estimó tomando en consideración la conversión de los consumos industriales de uso térmico que utilizan GLP y un porcentaje del consumo de los Residuales (R500 y R6).

4.1.2.3.1 Consumo Unitario Industrial

Para la estimación de este segmento de mercado, se utilizó información comercial de las categorías C y D. A los clientes de dichas categorías se les agrupó por tipo de actividad económica (CIIU4) y se estimó el consumo promedio mensual por cliente, tal como se aprecia en los cuadros 4 y 5.

4 Clasificación Industrial Internacional Uniforme (CIIU).

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 4

CIIU Descripción m3/mes0122 Cría de otros animales; elaboración de productos animales n.c.p. 22 8681513 Elaboración y conservación de frutas, legumbres y hortalizas 67 0211514 Elaboración de aceite y grasas de origen vegetal y animal 117 2051520 Elaboración de productos lácteos 216 3111531 Elaboración de productos de molinería 138 6431541 Elaboración de productos de panadería 58 7601543 Elaboración de cacao y chocolate y de productos de confitería 111 2091544 Elaboración de macarrones, fideos, alcuzcuz y productos farinaceos similares 102 5381554 Elaboración de bebidas no alcohólicas; producción de aguas minerales 79 0511711 Preparación e hilatura de fibras textiles; tejedura de productos textiles 116 4041712 Acabado de productos textiles 75 6251723 Fabricación de cuerdas, cordeles, bramantes y redes 69 6231729 Fabricación de otros productos textiles n.c.p. 45 3321730 Fabricación de tejidos y artículos de punto y ganchillo 138 8581810 Fabricación de prendas de vestir; excepto prendas de piel 98 0722102 Fabricación de papel y carton ondulado y de envases de papel y carton 53 5962109 Fabricación de otros artículos de papel y carton 104 1112411 Fabricación de sustancias quimicas basicas, excepto abonos y compuestos de nitrogeno 103 7822422 Fabricación de pinturas, barnices y productos de revestimiento similares, tintas de imprenta y masillas 38 8462423 Fabricación de productos farmaceuticos, sustancias quimicas medicinales y productos botanicos 19 3272424 Fabricación de jabones y detergentes, preparados para limpiar y pulir, perfumes y preparados de tocador 109 6832429 Fabricación de otros productos quimicos n.c.p. 75 0242511 Fabricación de cubiertas y camaras de caucho; recauchado y renovación de cubiertas de caucho 177 7392519 Fabricación de otros productos de caucho 56 5132520 Fabricación de productos de plástico 93 9182610 Fabricación de vidrio y productos de vidrio 86 5242692 Fabricación de productos de ceramica refractaría 171 4972695 Fabricación de artículos de hormigon, cemento y yeso 97 7952699 Fabricación de otros productos minerales no metalicos n.c.p. 20 1612710 Industrias básicas de hierro y acero 148 4182732 Fundición de metales no ferrosos 105 6672812 Fabricación de tanques, depositos y recipientes de metal 70 4752891 Forja, prensado, estampado y laminado de metales; pulvimetalurgia 36 4772892 Tratamiento y revestimiento de metales; obras de ingeniería mecanica en general realizadas a cambio de una re 29 1942899 Fabricación de otros productos elaborados de metal n.c.p. 51 7593130 Fabricación de hilos y cables aislados 26 3353140 Fabricación de acumuladores, de pilas y de baterías primarias 56 8713430 Fabricación de partes, piezas y accesorios para vehículos automotores y sus motores 51 5403699 Otras industrias manufactureras n.c.p. 65 8435122 Venta al por mayor de alimentos, bebidas y tabaco 142 4755131 Venta al por mayor de productos textiles, prendas de vestir y calzado 70 9775149 Venta al por mayor de otros productos intermedios, desperdicios y desechos 16 6195190 Venta al por mayor de otros productos 45 6247422 Ensayos y análisis técnicos 16 4587499 Otras actividades empresariales n.c.p. 71 5759301 Lavado y limpieza de prendas de tela y de piel, incluso la limpieza en seco 53 644

Consumo promedio mensual de gas natural 2007 - Categoría C

Cuadro Nº 5

CIIU Descripción m3/mes0500 Pesca, explotación de criaderos de peces y granjas piscícolas; actividades de servicios relacionadas con la p 141 2951410 Extracción de piedra, arena y arcilla 539 7841512 Elaboración y conservación de pescado y productos de pescado 289 0621549 Elaboración de otros productos alimenticios n.c.p. 612 1751553 Elaboración de bebidas malteadas y de malta 686 8881711 Preparación e hilatura de fibras textiles; tejedura de productos textiles 404 5311712 Acabado de productos textiles 321 6841730 Fabricación de tejidos y artículos de punto y ganchillo 380 8041810 Fabricación de prendas de vestir; excepto prendas de piel 527 1792102 Fabricación de papel y carton ondulado y de envases de papel y carton 671 3362411 Fabricación de sustancias quimicas basicas, excepto abonos y compuestos de nitrogeno 511 3402610 Fabricación de vidrio y productos de vidrio 309 0402693 Fabricación de productos de arcilla y ceramica no refractarias para uso estructural 848 1982731 Fundición de hierro y acero 312 0022732 Fundición de metales no ferrosos 290 722

Consumo promedio mensual de gas natural 2007 - Categoría D

La demanda Industrial está conformada por las siguientes categorías tarifarias:

La categoría C, constituida básicamente por la pequeña y mediana industria, cuyo promedio de consumo futuro por cliente a sido fijado en 85 000 m3/mes.

COSANAC S.A.C.


La categoría D, constituida por la gran industria, en la actualidad presenta un consumo promedio por cliente de 450 000 m3/mes. Sin embargo, a futuro se estima que los nuevos clientes tendrán un consumo promedio menor, por lo tanto se considera para éstos 300 000 m3/mes.

4.1.2.3.2 Proyección de la Demanda del Sector Industrial

Para estimar la proyección de la demanda para las categorías C y D, se tomó como referencia; los consumos unitarios medios de las industrias que actualmente utilizan gas natural y el número de clientes que se incorporarían en el horizonte de análisis.

Para verificar los clientes potenciales de esta categoría, se tuvo en cuenta otros estudios desarrollados por el Consultor, que determinaron posibles clusters o agrupaciones de clientes en Lima y Callao, como:

1. Campoy: Con varias pequeñas industrias textiles, alimentos, etc.

2. Huachipa 1: Con clientes como Ajeper y Ambev.

3. Huachipa 2: Con clientes como Gloria, Creditex y algunas ladrilleras.

4. Carretera Central 1: Con clientes como Laive, San Jorge y Derivados del Maiz.

5. Carretera Central 2: Con clientes como Rinti, Papelera Atlas, CPPQ.

6. Pro: Varias pequeñas industrias de cerámica, pintura, vidrio, textil, etc.

7. Puente Piedra: Con clientes como Kimberly & Clark, Textiles Camones y Ladrillera Lark.

8. Ventanilla: Con clientes como Intradevco, Sulcosa, Cogorno.

Asimismo, se analizó información del Sistema de Control de Combustibles administrado por OSINERGMIN. Con dicha información se verificó el potencial consumo de gas natural por distrito, producto de la sustitución del GLP, excluyendo a las estaciones de servicio (grifos), tal como se aprecia en la figura 15.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 15

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

350 000

400 000

450 000

500 000V.

MAR

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LUR

IGAN

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IEDR

A

ATE

m3

/me

sConsumo promedio mensual de GLP por distrito- IV Trimestre 2007

En m3 de GN equivalente

Se puede apreciar el notorio potencial de consumo, especialmente en aquellos distritos que cuentan con una zona industrial, varios de ellos albergan a los clusters anteriormente mencionados. El potencial consumo de gas natural, producto de la sustitución del GLP, alcanzaría a 3,86 MMm3/mes.

Adicionalmente, se analizó también la información relacionada al consumo de los Petróleos Residuales (R500 y R6), demanda que también puede ser sustituida por gas natural ante el incremento de precios de los primeros. En este sentido, se tendría que la demanda potencial de gas natural por sustitución de los Residuales sería de 10,2 MMm3/mes. Este análisis se aprecia en las figuras 16 y 17.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 16

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

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LUR

IGA

NC

HO

m3

/me

s

Distrito

Consumo promedio mensual de Petróleo Industrial 500 - IV Trimestre 2007En m3 de GN equivalente

Figura Nº 17

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

700 000

800 000

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LUR

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NC

HO

m3

/me

s

Distrito

Consumo promedio mensual de Petróleo Industrial Nº6 - IV Trimestre 2007En m3 de GN equivalente

Por lo tanto, la demanda objetivo de gas natural del sector industrial esta dado por los clientes que sustituirán el GLP, R500 y R6. Los resultados de la proyección se aprecian en las figuras 18 y 19 para las categorías C y D, respectivamente.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 18

0 50 100 150 200 250 300 350

1

2

3

4

MMm3

Año

Proyección de la Demanda ‐ Categoría C

Figura Nº 19

0 50 100 150 200 250 300

1

2

3

4

MMm3

Año

Proyección de la Demanda ‐ Categoría D

La demanda mostrada en las figuras 18 y 19 considera clientes que resultan consistentes con los identificados por Cálidda en su Plan Quinquenal, tal como muestra el cuadro Nº 6.

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 6

CLIENTE DISTRITO CLUSTERCONSUMO m3

STD/DIACONSUMO Mm3

STD/año

Generadora Eléctrica de Atocongo S.A. VMT Gasoducto Troncal y Deriv 11 000 3 441Matiz y Color SJL Lurigancho 1 033 323Reencauchadora El Sol San Luis Carretera Central 417 130Textil Los Olivos Ate Carretera Central 4 000 1 251Esco - Surcolor - Lurin Lurin Cluster PE Ind - Lurin 24 000 7 509Printex Lima Extensión Dansey 275 86Agroindustrias Santa María - Planta 2 Independencia Panamericana Norte 170 53Acrilicos Satélite Lurin Cluster PE Ind - Lurin 283 89Textiles JOC S.R.L. Ate Carretera Central 2 000 626Mapasac Lima Extensión Dansey 2 000 626Lancaster San Luis Carretera Central 2 600 813Servicios Killer S.R.L. SJL Lurigancho 800 250Francisco Cruz Tapia-Goyos SJL Lurigancho 667 209Comfer Callao Cluster PE Ind - Fcallao 948 297Lavandería RJ Stone Will SJL Lurigancho 500 156Reprind S.A.C. Ate Carretera Central 600 188Hilados Andinos Ate Carretera Central 600 188Metalimpex Callao Gambetta 3 000 939Corporación Textil del Sur S.A.C. Cluster PE Ind - Lurin 7 500 2 346Embotelladora Don Jorge Lima Argentina 2 874 899Ajeper S.A. Lurigancho Huachipa 39 974 12 506Compañía Cervecera Ambev Perú S.A.C. Lurigancho Huachipa 10 575 3 308Bahia Trading S.A. Lurigancho Huachipa 5 798 1 814Gloria S.A. Lurigancho Huachipa 100 000 31 286Halema Callao Cluster PE Ind - Omicron 242 76Fábrica de Golosinas Jacont's S.C.R.L. Lurigancho Huachipa 545 171Inca Fashion S.A.C. Lurigancho Huachipa 4 076 1 275Industrias de Grasas y Aceites S.A. Lurigancho Huachipa 4 500 1 408Ceruti Fábrica de Envases de Cartón S.A. San Luis Carretera Central 579 181Textil S & P Lima Argentina 242 76Tintoreria Perú Color S.A.C. Lurigancho Huachipa 2 059 644Corporación Infarmasa S.A. Ate Carretera Central 103 32Cotton Color Lurigancho 1 800 563Esco Cia de Servicios de Energía S.A.C. Ate Carretera Central 4 800 1 502Lavadenim Ate Carretera Central 2 833 886SMP Cloting S.R.L. Ate Carretera Central 700 219Estructuras Metálicas Ega S.A. Ate Lurigancho 533 167Lanas Acrílicas Ate Carretera Central 700 219Kikko Corporation S.A. Ate Carretera Central 322 101Lavanderia Industrial Lizzett E.I.R.L. SJL Lurigancho 1 112 348Sociedad Anonima Papelsa SJL Huachipa 860 269Ideas Textiles 03 Lurin Cluster PE Ind - Lurin 4 800 1 502Intradevco 04 Lurin Cluster PE Ind - Lurin 6 484 2 029Modas Diversas del Perú S.A.C. - Planta Campoy SJL Huachipa 1 500 469Agroindustrias Santa María - Planta 1 Independencia Panamericana Norte 670 210Belsa S.A.C. Lurigancho Huachipa 3 970 1 242Inversiones Marin Lima Argentina 3 705 1 159Vegetalia Lurin Cluster PE Ind - Lurin 1 456 456Industrial Panda S.A.C. Santa Anita Carretera Central 1 059 331Todinno S.A.C. Lurigancho Huachipa 278 87Papelera Campoy SJL Huachipa 1 060 332Intiagro S.A.C. Lurigancho Huachipa 2 483 777Promotores Eléctricos S.A. Independencia Panamericana Norte 135 42Procesados Industriales S.A.C. Ate Carretera Central 1 833 573Diseños Textiles Ariana S.A.C. Ate Carretera Central 833 261Tarraco SJL Huachipa 2 020 632Textiles APJL SJL Huachipa 1 800 563V-Tecnic S.A. Ate Carretera Central 1 560 488Petroperú Conchan Pachacamac 40 821 12 771Noren Plast Peruana S.A. Ate Carretera Central 347 109Stone Bleach SJL Lurigancho 3 345 1 047Compañía Minera e Industrial Sagitario S.A. Lurigancho Huachipa 35 730 11 178Cotton Knit S.A.C. Lurigancho Huachipa 7 333 2 294Diomedes Lloclla Peralta Lurigancho Huachipa 3 441 1 077Elmer Jo Anaya E.I.R.L. - Planta 2 SMP Panamericana Norte 469 147Ital Gres Industrial S.A.C. Lurigancho Huachipa 19 850 6 210Martin Ortega Lurigancho Huachipa 172 54Trupal S.A. Lurigancho Huachipa 16 012 5 009Vitreous Sanitaria S.A.C. Lurigancho Huachipa 1 290 404Fábrica de Tejidos La Bellota S.A. Planta 2 Pachacamac Pachacamac 2 834 887Leite S.A. Lurin Pachacamac 661 207Textiles San Sebastián S.A.C. Lurin Pachacamac 4 509 1 411Curtiduría El Porvenir S.A. Lima Lima Cercado 847 265Alfred H. Knight del Perú S.A.C. Lima Extensión Dansey 102 32Amarelo S.A.C. Lima Argentina 144 45Esmalteria Santa Celina S.R.L. Lima Argentina 300 94Fundición Wayras S.A.C. Lima Argentina 303 95Fundición Fumasa Lima Argentina 483 151Manufacturas La Real Lima Argentina 1 400 438Manufacturas Lima S.A.C. Lima Argentina 600 188Manufacturas Electricas S.A. Lima Argentina 60 19Orkleman Enterprises S.A.C. Lima Extensión Dansey 300 94Pieles y Lanas Traverso Lima Argentina 300 94Productos Cerámicos Lima Argentina 727 227Refitex S.A. Lima Argentina 1 200 375Servitejo Lima Argentina 189 59Textiles San José Lima Argentina 750 235Compañía Peruana de Metales S.A. Coperco SMP Argentina 440 138Bordais S.A. Los Olivos Panamericana Norte - La Milla 180 56Dalka S.A.C. Los Olivos Panamericana Norte 1 376 430Fejucy S.A.C. Independencia Panamericana Norte 1 000 313Gramobier S.A.C. Los Olivos Panamericana Norte 596 186Grupo Oro Andino S.A.C. Independencia Panamericana Norte 200 63Orginor Chemical S.A. Los Olivos Panamericana Norte 1 769 553Proalam S.A.C. Los Olivos Panamericana Norte 619 194San Jorge Industrial S.A. - Planta Los Olivos Los Olivos Panamericana Norte 780 244Siol S.A. Los Olivos Panamericana Norte 740 232Crandon S.A. Lurin Cluster PE Ind San Pedro 907 284Grupo IM S.A.C. Lurin Cluster PE Ind San Pedro 300 94Interamericana de Metales S.R.L. Lurin Cluster PE Ind San Pedro 807 252Intradevco Industrial S.A. (Planta 05) Lurin Cluster PE Ind Lurin 9 600 3 003Keyfarm S.A.C. Lurin Cluster PE Ind Lurin 600 188Plastytelas S.A.C. Lurin Cluster PE Ind Lurin 900 282Unique S.A. Lurin Cluster PE Ind San Pedro 349 109Agroindustrias Peruanas Lurigancho Lurigancho 103 32Confecciones Paracas SJL Lurigancho 212 66Lavandería Fashion SJL Lurigancho 1 062 332

CLIENTES CONSIDERADOS EN EL PLAN QUINQUENAL

COSANAC S.A.C.


…(Cont.) Cuadro No. 6 CLIENTE DISTRITO CLUSTER

CONSUMO m3 STD/DIA

CONSUMO Mm3 STD/año

Lidia Mamani Mendoza SJL Lurigancho 1 155 361Peruvian Cottons Export SJL Lurigancho 933 292Tecnologia Textil - Generación SJL Lurigancho 8 333 2 607Textil Santo Domingo SJL Lurigancho 1 029 322Urban Wear Jeans Lurigancho Huachipa 1 200 375Algodonera Santa Margarita Ate Carretera Central 2 400 751B. Braun Medical Perú S.A. Ate Carretera Central 1 000 313Barletta Ate Carretera Central 322 101Batería PB Turbo Ventanilla Ventanilla 1 510 472Baterías Etna Ventanilla Ventanilla 6 082 1 903Cogorno S.A. Ventanilla Ventanilla 391 122Comercial Alimenticia Ventanilla Ventanilla 675 211Confiperú S.A. Ventanilla Ventanilla 859 269Industrial PB Nacional S.A.C. Ventanilla Ventanilla 2 348 735Intradevco Industrial Ventanilla Ventanilla 4 695 1 469Reciclaje, comercio y servicios S.A.C. Ventanilla Ventanilla 101 32Refinería La Pampilla Ventanilla Ventanilla 85 148 26 639Retex Peruana Ventanilla Ventanilla 3 913 1 224Sol del Perú Ventanilla Ventanilla 1 565 490Sulfatos de Cobre Ventanilla Ventanilla 1 425 446Bocaditos Carter Chaclacayo Chaclacayo 381 119Compañía Peruana de Productos Químicos S.A. Chaclacayo Chaclacayo 848 265Derivados del Maíz S.A. Ate Chaclacayo 9 263 2 898Global Alimentos / Backus Chaclacayo Chaclacayo 14 738 4 611Industrias del Papel Chaclacayo Chaclacayo 9 792 3 063Laive S.A. Ate Chaclacayo 21 483 6 721Papelera Atlas Chaclacayo Chaclacayo 19 056 5 962Rinti S.A. Ate Chaclacayo 1 872 586Aqua Express SJL Huachipa 196 61Cia Procesadora de Alimentos Ti Cay SRL SJL Huachipa 1 667 522Comercial Textil Coill S.A. SJL Huachipa 3 217 1 006Confecciones Jhorkas SJL Campoy 1 000 313Lava Center Marco Antonio S.A. SJL Campoy 1 158 362Monterola & Compañía S.R.L. SJL Campoy 1 000 313Salon Chemical Industries S.A.C. SJL Campoy 1 000 313Sogume S.R.L. SJL Campoy 1000 313Celsa Ate Carretera Central 322 101Don Lucho San Luis Carretera Central 1 000 313Dore Trading Ate Carretera Central 34 11Envases Lima Ate Carretera Central 384 120Eurodye Ate Carretera Central 26 8Industrial Yale Ate Carretera Central 103 32Itepima Breña Breña 400 125La Onza San Luis Carretera Central 1 000 313Matices y Conexos S.A. Ate Carretera Central 660 206Manufactex Ate Carretera Central 1 000 313Negociaciones Horizonte Ate Carretera Central 1 029 322Polycast Ate Carretera Central 1 943 608Precotex Ate Carretera Central 256 80Productos Tissue - ampliación Santa Anita Carretera Central 721 226Radiadores Fortaleza S.A. Ate Carretera Central 137 43Red Star del Perú S.A. Santa Anita Carretera Central 1 985 621Status Usa Cort S.A.C. Ate Carretera Central 39 12Surfing Safari S.A.C. El Agustino Carretera Central 1 588 497Textil La Real San Luis Carretera Central 1 000 313Textil Mundial San Luis Carretera Central 772 242Textil Rio Nazca Ate Carretera Central 116 36Transformadora Agrícola Ate Carretera Central 33 10Vidrieria 28 de Julio S.A.C. - Furukawa Ate Carretera Central 1 100 344Caliza Cemento Inca S.A. Lurigancho Huachipa 24 000 7 509Campo Santo Mapfre Huachipa Lurigancho Huachipa 272 85Cartones Villa Marina S.A. Lurigancho Huachipa 19 850 6 210Cia. Ind. Textil Credisa Trutex S.A.A. Lurigancho Huachipa 9 000 2 816Corporación Efameinsa e Ingeniería S.A. Lurigancho Huachipa 860 269Corporación Textil Cotton Color S.A. SJL Huachipa 1 000 313Intiagro S.A.C. Lurigancho Huachipa 2 483 777Ladrillera Nacional S.A.C. Ate Huachipa 10 000 3 129Latecer S.A.C. Lurigancho Huachipa 12 281 3 842Lava Jeans S.A.C. Lurigancho Huachipa 3 500 1 095Lavanderia Industrial Lizzett E.I.R.L. Lurigancho Lurigancho 1 112 348Panificadora Gabino S.A.C. Lurigancho Huachipa 206 64Panificadora Torres S.A.C. Lurigancho Huachipa 268 84Plastic Recycling & Trading S.A.C. Lurigancho Huachipa 629 197Puratos Perú S.A. Lurigancho Huachipa 173 54Textil Alexander E.I.R.L. Lurigancho Huachipa 2 647 828Textil Mercurio E.I.R.L. Lurigancho Huachipa 602 188Agroindustrial Lima Puente Piedra Puente Piedra 794 248Agroindustrias Virginia S.A.C. Puente Piedra Puente Piedra 129 40Anypsa Carabayllo Puente Piedra 1 000 313Castillo Textiles S.R.Ltda. Puente Piedra Puente Piedra 9 727 3 043Cervecera Grupo Torvisco S.A. Carabayllo Puente Piedra 4 049 1 267Circulo de Inversionistas S.A.C. Comas Puente Piedra 2 070 648Cocorico S.A. Comas Puente Piedra 662 207Compañía Peruana de Vidrio SMP Puente Piedra 5 896 1 845Consorcio de Teñidos Industriales S.A.C. SMP Puente Piedra 2 117 662Drywall Peruana S.A.C. Puente Piedra Puente Piedra 3 043 952Energia Plus S.A. Puente Piedra Puente Piedra 722 226Fábrica de Tejidos San Carlos S.A.C. SMP Puente Piedra 344 108Fiber Wool Insulation S.R.L. Los Olivos Puente Piedra 1 000 313Fundición Moreno S.A.C. SMP Puente Piedra 1 200 375Fundición Peruana Rios S.A.C. SMP Puente Piedra 312 98Industrias Algotec Comas Puente Piedra 363 114Industrias Alimentarias S.R.L. SMP Puente Piedra 387 121Inmobiliaria e Inversiones San Fernando Puente Piedra Puente Piedra 27 790 8 694Kimberly Clark Perú Puente Piedra Puente Piedra 32 036 10 023Ladrillos Pirámide Carabayllo Puente Piedra 76 314 23 875Latex y Plásticos S.R.Ltda. SMP Puente Piedra 1 548 484Latinservimoro Hnos S.R.L. SMP Puente Piedra 1 588 497Salis y Derivados de Cobre Puente Piedra Puente Piedra 4 128 1 291Textiles Camones Puente Piedra Puente Piedra 57 522 17 996Papelera Zárate Puente Piedra Puente Piedra 2 322 726Perú Fashions Planta 2 Puente Piedra Puente Piedra 242 76Print Metal S.A. SMP Puente Piedra 464 145Rolly's Pastelería S.A. SMP Puente Piedra 602 188Mebol S.R.Ltda. SMP Puente Piedra 387 121San Fernando S.A. - Planta de Sacrificio Puente Piedra Puente Piedra 1 000 313Sinquisa S.A.C. Puente Piedra Puente Piedra 605 189Skaid Color S.A. - Lavados y Teñidos Full moda S.A.C. - Body Fox SMP Puente Piedra 1 200 375Ovofres, Graviso, Tamaoro y Plásticos Yukio S.A.C. Comas Puente Piedra 86 27Alimentos Exóticos S.A.C. Callao Gambetta 2 790 873Alusud Perú S.A.C. Callao Cluster PE Ind - Aeropuerto 75 23Carlos Amoros Heck Callao Cluster PE Ind - Aeropuerto 630 197Cogorno S.A. Callao Ventanilla 391 122Corporación del Mar S.A. (Planta Callao) Callao Gambetta 5 470 1 711Corporación José R. Lindley S.A. Callao Cluster PE Ind - Aeropuerto 1 050 329Herca E.I.R.L Callao Callao 85 27Inverlur S.A.C. Callao Gambetta 417 130Lacteos Piamonte S.A.C. Callao Cluster PE Ind - Aeropuerto 117 37Megacolor S.A. Callao Cluster PE Ind - Aeropuerto 560 175Soilice Industrial S.A. Callao Gambetta 1 600 501Tratar Perú S.A.C. Callao Cluster PE Ind - Aeropuerto 5 2Acme Analytycal Laboratories Chorrillos Chorrillos 198 62Agroindustrias Emic E.I.R.L. Chorrillos Chorrillos 100 31Agroindustrias Nobex S.A. Chorrillos Chorrillos 726 227Agropecuaria Esmeralda S.A. Chorrillos Chorrillos 3 000 939Alcisa Chorrillos Chorrillos 100 31Arin S.A. Chorrillos Chorrillos 100 31Burbuja S.R.L. Chorrillos Chorrillos 100 31Campo Real S.A.C. Chorrillos Chorrillos 138 43Cerraduras Nacionales Chorrillos Chorrillos 260 81Club de Regatas Lima Chorrillos Chorrillos 1 089 341Corceli S.A.C. Chorrillos Chorrillos 100 31Corporación Peruana Algodonera Chorrillos Chorrillos 667 209Corporación San Pedro S.A. Chorrillos Chorrillos 100 31Cotton Design S.A. Chorrillos Chorrillos 2 000 626De Oro S.A. Chorrillos Chorrillos 200 63Deshidratadora de Alimentos Naturales S.R.L. Chorrillos Chorrillos 200 63Envases Multiples S.A. Chorrillos Chorrillos 100 31Fabrica Radiadores Franco S.A. Chorrillos Chorrillos 100 31

322 783TOTAL CONSUMO (Miles m3/año)

COSANAC S.A.C.


4.1.2.4 Demanda Vehicular (GNV)

El transporte terrestre es el principal medio de transporte en el Perú, y su evolución ha tenido un crecimiento atípico. Los combustibles dominantes en este sector son el petróleo Diesel 2, seguido por las gasolinas; en teoría ambos resultan factibles de ser sustituidos por el gas natural (aunque con diferente grado de inversión y tecnología). Otro combustible que ha tenido aceptación en el mercado nacional, es el GLP que también puede ser sustituido por el gas natural (por efecto del precio).

En la concesión de Lima y Callao se ha experimentado un crecimiento acelerado de vehículos convertidos a GNV, especialmente taxis que usaban gasolina como combustible, tal como se aprecia en la figura 20.

Figura Nº 20

Evolución de los Vehículos Convertidos a GNV

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

Dic

-05

Feb

-06

Abr

-06

Jun-

06

Ago

-06

Oct

-06

Dic

-06

Feb

-07

Abr

-07

Jun-

07

Ago

-07

Oct

-07

Dic

-07

Feb

-08

Abr

-08

Jun-

08

Ago

-08

Oct

-08

Dic

-08

Vehículos Convertidos

4.1.2.4.1 Consumo unitario de GNV

Para la determinación de la demanda del sector transporte, se consideró la información publicada por la Cámara Peruana de GNV (CPGNV) en su página Web. Con dicha información se estimó el consumo diario por vehículo, el número de conversiones diarias y la cantidad de estaciones GNV requeridas para atender la demanda. Para esta estimación se consideró como mercado objetivo el parque vehicular de taxis y particulares que consumen gasolina y GLP en Lima y Callao. El cuadro 7 muestra las estimaciones mencionadas, las cuales son utilizadas para determinar el consumo unitario para la proyección de la demanda del GNV.

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 7

MesVehículos

Convertidos

Nuevas conversione

s por mes

Vehículos Convertidos

por día

Estaciones de Servicio Operando

Vehículos por estación

GNV

Consumo mensual de

GN (m3)

Consumo por vehículo

(m3/día)

Consumo por estación

GNV (m3)Talleres

Dic-05 159 159 5 2 80 35 352 7Ene-06 269 110 4 2 135 29 080 3 14 540 4Feb-06 409 140 5 2 205 27 063 2 13 532 7Mar-06 595 186 6 2 298 282 259 15 141 130 9Abr-06 668 73 2 2 334 200 100 10 100 050 15May-06 996 328 11 2 498 299 229 10 149 615 18Jun-06 1 376 380 13 2 688 454 474 11 227 237 20Jul-06 1 831 455 15 2 916 244 791 4 122 396 22Ago-06 2 437 606 20 2 1 219 318 497 4 159 249 24Sep-06 3 194 757 25 2 1 597 1 742 041 18 871 021 27Oct-06 3 778 584 19 3 1 259 1 031 819 9 343 940 29Nov-06 4 656 878 29 4 1 164 1 496 225 11 374 056 34Dic-06 5 489 833 27 4 1 372 1 790 178 11 447 545 41Ene-07 6 180 691 22 5 1 236 1 879 977 10 375 995 43Feb-07 6 909 729 26 7 987 1 989 350 10 284 193 43Mar-07 7 823 914 29 7 1 118 2 759 191 11 394 170 44Abr-07 9 031 1 208 40 8 1 129 2 978 851 11 372 356 49May-07 10 421 1 390 45 9 1 158 3 635 808 11 403 979 51Jun-07 11 924 1 503 50 10 1 192 4 064 043 11 406 404 52Jul-07 13 923 1 999 64 10 1 392 4 670 508 11 467 051 58Ago-07 15 976 2 053 66 13 1 229 4 605 979 9 354 306 59Sep-07 17 906 1 930 64 15 1 194 6 413 888 12 427 593 68Oct-07 19 823 1 917 62 15 1 322 6 567 760 11 437 851 74Nov-07 22 018 2 195 73 17 1 295 7 168 020 11 421 648 76Dic-07 23 958 1 940 63 22 1 089 8 223 544 11 373 797 85Ene-08 25 277 1 319 43 23 1 099 8 275 683 11 359 812 90Feb-08 27 436 2 159 74 24 1 143 9 403 463 12 391 811 94Mar-08 29 630 2 194 71 27 1 097 9 463 534 10 350 501 102Abr-08 32 419 2 789 93 31 1 046 8 279 443 9 267 079 105May-08 35 052 2 633 85 33 1 062 13 744 569 13 416 502 107Jun-08 38 279 3 227 108 37 1 035 12 111 330 11 327 333 108Jul-08 41 411 3 132 101 44 941 12 820 960 10 291 385 114Ago-08 44 724 3 313 107 46 972 15 250 248 11 331 527 119Sep-08 48 192 3 468 116 48 1 004 15 210 457 11 316 885 127Oct-08 51 836 3 644 118 53 978 16 902 480 11 318 915 134Nov-08 54 829 2 993 100 55 997 17 208 575 10 312 883 138Dic-08 57 419 2 590 84 57 1 007 19 350 138 11 339 476 140

Evolución de los Ratios utilizados en la proyección de la demanda de GNV

4.1.2.4.2 Proyección de la Demanda GNV

La estimación de la demanda de GNV se realizó utilizando la información anteriormente referida, estimando ratios promedio, tomando en cuenta de manera conservadora el promedio de vehículos convertidos entre los años 2007 y 2008, tal como muestran las figuras 21, 22, 23 y 24.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 21

Cantidad de Vehículos Convertidos por día

5 4 5 6 2 11 13 15 20 25 1929 27 22 26 29

40 45 5064 66 64 62

7363

43

74 71

9385

108101107116118

10084

0

20

40

60

80

100

120

140D

ic-0

5

Feb

-06

Abr

-06

Jun-

06

Ago

-06

Oct

-06

Dic

-06

Feb

-07

Abr

-07

Jun-

07

Ago

-07

Oct

-07

Dic

-07

Feb

-08

Abr

-08

Jun-

08

Ago

-08

Oct

-08

Dic

-08

Vehículos Convertidos por día

Figura Nº 22

Cantidad de Vehículos por Estación GNV

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

Dic

-05

Feb

-06

Abr

-06

Jun-

06

Ago

-06

Oct

-06

Dic

-06

Feb

-07

Abr

-07

Jun-

07

Ago

-07

Oct

-07

Dic

-07

Feb

-08

Abr

-08

Jun-

08

Ago

-08

Oct

-08

Dic

-08

Vehículos por estación GNV

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 23

Consumo de GNV por vehículo (m3/día)

7

32

15

10 1011

4 4

18

911 11 10 10

11 11 11 11 119

1211 11 11 11

1210

9

1311 10

11 11 11 10 11

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Dic

-05

Feb

-06

Abr

-06

Jun-

06

Ago

-06

Oct

-06

Dic

-06

Feb

-07

Abr

-07

Jun-

07

Ago

-07

Oct

-07

Dic

-07

Feb

-08

Abr

-08

Jun-

08

Ago

-08

Oct

-08

Dic

-08

Consumo por vehículo (m3/día)

Figura Nº 24

Consumo por estación GNV (m3)

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

700 000

800 000

900 000

1 000 000

Dic

-05

Feb

-06

Abr

-06

Jun-

06

Ago

-06

Oct

-06

Dic

-06

Feb

-07

Abr

-07

Jun-

07

Ago

-07

Oct

-07

Dic

-07

Feb

-08

Abr

-08

Jun-

08

Ago

-08

Oct

-08

Dic

-08

Consumo por estación GNV (m3)

Un resumen de los ratios utilizados para la proyección de la demanda del GNV, considerando que a futuro el tipo de vehículo a convertir será los de uso particular con un menor recorrido diario (-30%), se muestran en el cuadro 8.

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 8

ValorVehículos Convertidos por día 75Vehículos por estación GNV 1 000Consumo por vehículo existente (m3/día) 10Reducción consumo nuevos vehículos (m3/día) 30%

Ratio

Finalmente, las figuras 25 y 26 muestran la proyección de la demanda del GNV; y la evolución de las estaciones de GNV para atender la cantidad de vehículos convertidos a GNV. Cabe indicar que el número de estaciones previstas por Cálidda, resultan conservadoras respecto al número de estaciones señaladas en el Boletín OSINERGMIN Al Día (Edición 4 al 8 de mayo de 2009), que indica la siguiente situación de los gasocentros a gas natural: 68 operativos, 86 con ITF aprobado (no inician construcción); 26 con ITF aprobado (en proceso de construcción); 05 expedientes en trámite a la espera del levantamiento de observaciones; y 18 expedientes en trámite en evaluación de OSINERGMIN.

Adicionalmente, se consideró la demanda del Proyecto ProTransporte con 26,2 Millones de m3 en el año 2010.

Figura Nº 25

Proyección de la Demanda ‐ Categoría D‐GNV

0 100 200 300 400 500 600

1

2

3

4

Año

MMm3

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 26

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2009 2010 2011 2012

Nú

mer

o d

e cl

ien

tes

Año

Proyección del Número de Clientes - Categoría D-GNV

4.1.2.5 Demanda de clientes independientes (incluye generadores eléctricos)

La demanda de los clientes independientes (Eléctricos y No Eléctricos), se estimó a partir de la información histórica (caso de Cementos Lima) y los clientes proyectados que fueron proporcionados por Cálidda en su propuesta tarifaria. Cabe indicar que la estimación de la demanda de los Clientes Eléctricos se basó preponderantemente en sus contrataciones de transporte firme y en un análisis de su Factor de Planta. A dicha demanda se ha incorporado a partir del año 2012 la demanda de Termochilca, generadora que ha suscrito5 con el productor de Camisea un contrato por una Cantidad Diaria Contractual de 1 275 000 m3/día.

Las figuras 27 y 28 muestran la previsión estimada de consumo de las categorías E y F, respectivamente.

5 Alcanzada a OSINERGMIN con oficio Termochilca GG-234-2009 de fecha 15 de octubre de 2009.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 27

Proyección de la Demanda ‐ Categoría E

0 50 100 150 200 250 300 350

1

2

3

4

Año

MMm3

Figura Nº 28

0 500 1 000 1 500 2 000 2 500

1

2

3

4

MMm3

Año

Proyección de la Demanda ‐ Categoría GGEE

4.1.3 Análisis de las Demandas Proyectadas

Tal como ya se mencionara, las estimaciones de consumo del Consultor y las planteadas por Cálidda en su propuesta de Tarifa de Otras Redes (OR), incluyen:

COSANAC S.A.C.


Propuesta de Cálidda-OR: demanda total de gas natural en toda el área de Concesión sin Kallpa ni Enersur.

Propuesta de COSANAC: Se incluye toda la demanda del área de concesión a partir del 2 año de análisis, incluyendo a las generadoras (existente y futuras) ubicadas en Chilca, en virtud al D.S. Nº 082-2009-EM.

De manera comparativa, la figura 29 muestra la demanda del Consultor y de Cálidda en su propuesta de Tarifa de Otras Redes.

Figura Nº 29

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

1 2 3 4

MMm3

Año

Comparación de la Demanda considerada en la Propuesta de Tarifa de Otras Redes

COSANAC

Cálidda‐OR

En la comparación a nivel de clientes por categoría tarifaria, se identifican las diferencias que muestran las figuras 30 al 36, entre las proyecciones de Cálidda y el Consultor.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 30

Comparación de la Demanda ‐ Categoría A

0

5

10

15

20

25

1 2 3 4

Año

MMm3

COSANAC Cálidda-OR

Figura Nº 31

Comparación de la Demanda ‐ Categoría B

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4

Año

MMm3

COSANAC Cálidda-OR

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 32

Comparación de la Demanda ‐ Categoría C

0

50

100

150

200

250

300

350

1 2 3 4

Año

MMm3

COSANAC Cálidda-OR

Figura Nº 33

Comparación de la Demanda ‐ Categoría D

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4

Año

MMm3

COSANAC Cálidda-OR

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 34

Comparación de la Demanda ‐ Categoría D‐GNV

0

100

200

300

400

500

600

1 2 3 4

Año

MMm3

COSANAC Cálidda-OR

Figura Nº 35

Comparación de la Demanda ‐ Categoría E

0

50

100

150

200

250

300

350

1 2 3 4

Año

MMm3

COSANAC Cálidda-OR

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 36

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

1 2 3 4

MMm3

Año

Comparación de la Demanda ‐ Categoría GGEE

COSANAC

Cálidda‐OR

4.1.4 Resumen de la Demanda

De la demanda analizada, se determina una gran variabilidad por categorías, tal como muestra el cuadro 9, por lo tanto previendo dicha incertidumbre se recomienda incorporar un factor de ajuste de demanda que traslade parte de la variación de la demanda como un mecanismo de promoción donde el Concesionario tenga un incentivo a vender más volumen de gas natural. Asimismo, para las categorías E y F se recomienda aplicar tarifas por capacidad (tarifas por servicio firme) de manera preponderante, dada la naturaleza del consumo de dichos clientes.

Cuadro Nº 9

Demanda Actualizada (MMm3)

Categoría COSANAC (1) Cálidda (2) (1)/(2)‐1

A 48 21 131%

B 130 53 146%

C 775 657 18%

D 667 372 79%

GNV 1 152 962 20%

E 740 601 23%

F 4 294 616 597%

Total 7 806 3 282 138%

4.1.5 Factor de Uso de la Red

El Factor de Uso de la Red determinado como el cociente entre la meta de clientes conectados y el número de clientes que potencialmente podrían

COSANAC S.A.C.


consumir gas natural por encontrarse cerca de la Red Común, refleja el desarrollo prudente de la empresa concesionaria e incentiva el incremento del uso de la Red Común.

Para establecer el Factor de Uso de la Red se empleó información de Cálidda (analizada por zonas) y experiencias de otros países (ver Anexo 2, sobre Análisis del Factor de Penetración). Así, se determinó que la meta alcanzable de clientes conectados sobre el total de clientes conectables, podría ser del 70% en un período de 4 años; y a partir de dicho parámetro se determinó el número de clientes a atender en las categorías A y B.

Los cuadros 10 y 11 indican los factores de cobertura alcanzados actualmente en la concesión de Lima y Callao, en las zonas adyacentes a las redes de gas natural mostradas en las figuras 3 y 4. Los resultados obtenidos en la zona B (Zona Roma Pino del Cercado de Lima) indican que el factor de uso propuesto (70%), ya casi se viene alcanzando dentro del plazo previsto de 4 años.

Cuadro Nº 10

C lus terP redios

Aprox (1)

Potenc iales

E léc tric os (2)

Potenc iales

GN

C lientes GN

E xis tentesF P

B 2 462 3 087 2 778 1 232 44%E 2 526 3 198 2 878 741 26%F 3 676 4 563 4 107 1 479 36%FF 1 021 1 700 1 530 371 24%G 156 293 264 19 7%I 4 079 6 724 6 052 1 119 18%J 1 3 380 6 004 5 404 1 207 22%J 2 8 8 7 1 14%M 2 429 4 721 4 249 482 11%P 36 62 56 6 11%

ROMA P INO 380 348 313 198 63%TOTAL 20 153 30 708 27 637 6 855 25%

(1) C antidad de P untos de S uminis tro de la R ed E léctrica

(2) C antidad de S uminis tros E léctricos

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 11

B F FF I MEne-06 50% 15%Feb-06 52% 19% 4%Mar-06 54% 26% 10% 1%Abr-06 55% 31% 15% 1%May-06 57% 36% 17% 2% 0%Jun-06 57% 39% 18% 4% 0%Jul-06 58% 41% 20% 7% 1%Ago-06 58% 42% 21% 10% 3%Sep-06 59% 43% 21% 12% 4%Oct-06 59% 45% 22% 14% 6%Nov-06 60% 46% 23% 17% 7%Dic-06 60% 47% 23% 20% 8%Ene-07 60% 48% 23% 23% 8%Feb-07 60% 48% 23% 24% 9%Mar-07 60% 49% 24% 24% 9%Abr-07 61% 49% 24% 25% 10%May-07 61% 49% 24% 26% 10%Jun-07 60% 50% 24% 26% 10%Jul-07 60% 50% 25% 27% 11%Ago-07 61% 50% 25% 27% 11%Sep-07 61% 50% 25% 27% 12%Oct-07 61% 52% 25% 28% 13%Nov-07 59% 52% 25% 28% 12%Dic-07 64% 54% 27% 29% 14%

Factor de PenetraciónMes y año

COSANAC S.A.C.


4.2 VALORIZACIÓN DE LAS INVERSIONES

La infraestructura integral del servicio de distribución comprende: redes de acero, redes de polietileno, estaciones de regulación y obras especiales. Dicha infraestructura se valorizó utilizando costos unitarios a valores de mercado vigentes, y los metrados de las instalaciones existentes y proyectadas informadas por Cálidda.

Así, la proyección de crecimiento de las redes de gas natural, se consideró a partir de los planes de expansión previstos por Cálidda. Para ello la información alcanzada en las propuestas tarifarias, fue verificada con la información alcanzada a OSINERGMIN en el marco del desarrollo del sistema georeferenciado denominado VNR-GN.

4.2.1 Costos Unitarios de Inversión

La valorización de las redes se realizó utilizando los costos unitarios obtenidos del modelo denominado Baremo de Costos Unitarios de Gas Natural (BCUGN).

Dicho modelo establece costos estándar de inversión a partir del análisis detallado de los costos de materiales, obras civiles y mano de obra, cuya base de datos previamente fue revisada y actualizada con información de revistas especializadas del rubro; y cotizaciones e investigaciones directas realizadas por el Consultor.

En las figuras 37 al 42 se muestran los costos unitarios obtenidos del Modelo BCUGN6 y los planteados por Cálidda para el caso de las tuberías de acero y PE, que constituyen los rubros con mayor incidencia en las inversiones de Cálidda. Cabe resaltar, que los costos de la empresa y del Consultor son similares. Los valores del Consultor aplicados a los metrados respectivos, resultan en el orden de lo señalado en los Estados Financieros de Cálidda.

Respecto a una solicitud de Cálidda para que se modifiquen sus costos unitarios de tendido de tuberías, en virtud que el costo del acero habría subido a agosto del 2008 a 3 250 US$/ton (según últimas cotizaciones realizadas por Cálidda); se indagó en la base de datos de Aduanas (SUNAT) las importaciones realizadas por Cálidda durante el 2008, arrojando que éstas habían sido de 1 510 US$/Ton (ver cuadro 12), valor FOB que se tomó en consideración para calcular el valor de mercado de 1 814 US$/Ton que finalmente fue utilizado en la base de datos del BCUGN.

6 Ver detalle en el Anexo D

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 37

US$ 100,00

US$ 200,00

US$ 300,00

US$ 400,00

US$ 500,00

US$ 600,00

US$ 700,00

US$ 800,002 1/2" DE SCH.

40

3" DE SCH. 40

4" DE SCH. 40

3" DE SCH. 160

6" DE SCH. 40

4" DE SCH. 120

8" DE SCH. 40

6" DE SCH. 120

10" DE SCH. 40

10" DE SCH. 40‐

60

14" DE SCH. 40

20" DE SCH. 40

(US$

POR M

ETRO)

BCUGN 2008 CALIDDA

TUBERIA DE ACERO EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO AFIRMADO

CALIDDA

BCUGN

Figura Nº 38

US$ 100,00

US$ 200,00

US$ 300,00

US$ 400,00

US$ 500,00

US$ 600,00

US$ 700,00

US$ 800,00

2 1/2" DE SCH.

40

3" DE SCH. 40

4" DE SCH. 40

3" DE SCH. 160

6" DE SCH. 40

4" DE SCH. 120

8" DE SCH. 40

6" DE SCH. 120

10" DE SCH. 40

8" DE SCH. 60‐

80

14" DE SCH. 40

16" DE SCH. 40

20" DE SCH. 40

(US$

POR M

ETRO)

BCUGN 2008 CALIDDA

TUBERIA DE ACERO EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO FLEXIBLE

CALIDDA

BCUGN

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 39

US$ 100,00

US$ 150,00

US$ 200,00

US$ 250,00

US$ 300,00

US$ 350,00

US$ 400,00

US$ 450,00

US$ 500,00

US$ 550,002 1/2" DE SCH.

40

3" DE SCH. 40

4" DE SCH. 40

3" DE SCH. 160

6" DE SCH. 40

4" DE SCH. 120

8" DE SCH. 40

6" DE SCH. 120

8" DE SCH. 60‐80

10" DE SCH. 40‐

60

12" DE SCH. 40

(US$

POR M

ETRO)

BCUGN 2008 CALIDDA

TUBERIA DE ACERO EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO RIGIDO

CALIDDABCUGN

Figura Nº 40

US$ 15,00

US$ 30,00

US$ 45,00

US$ 60,00

US$ 75,00

US$ 90,00

Ø 32MM Ø 63MM Ø 90MM Ø 110MM Ø 160MM Ø 200MM

(US$

POR M

ETRO)

BCUGN 2008 CALIDDA

TUBERIA DE POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO AFIRMADO

CALIDDA

BCUGN

COSANAC S.A.C.


Figura Nº 41

US$ 15,00

US$ 30,00

US$ 45,00

US$ 60,00

US$ 75,00

US$ 90,00

Ø 32MM Ø 63MM Ø 90MM Ø 110MM Ø 160MM Ø 200MM

(US$

POR M

ETRO)

TUBERIA DE POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO FLEXIBLE

CALIDDA BCUGN

Figura Nº 42

US$ 15,00

US$ 30,00

US$ 45,00

US$ 60,00

US$ 75,00

US$ 90,00

Ø 20MM Ø 32MM Ø 63MM Ø 90MM Ø 160MM

(US$

POR M

ETRO)

TUBERIA DE POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO RIGIDO

CALIDDA

BCUGN

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 12

Valor FOB de Importación de Tuberías de Acero de Cálidda – Año 2008

PARTIDA MES PROCEDENCIA IMPORTADOR FOB (US$/Kg) PESO_BRUTO7304110000 Mayo ARGENTINA GAS NATURAL DE LIMA Y CALLAO S.A. 1,39 900 486

Julio ARGENTINA GAS NATURAL DE LIMA Y CALLAO S.A. 1,59 1 112 980BRAZIL GAS NATURAL DE LIMA Y CALLAO S.A. 1,55 675 328CHINA FIORELLA REPRESENTACIONES S R L 1,07 355 420

Agosto BELGIUM ENERSUR S.A 7,00 3 874ITALY ENERSUR S.A 4,57 13 760

7304310000 Enero BRAZIL BOYLES BROS DIAMANTINA S A 2,66 15 622CHINA LA LLAVE S.A. 0,76 89 594GERMANY CIA IMPORTADORA DERTEANO & STUCKER S.A.C 3,97 2 440

Febrero BRAZIL EMPRESA METAL MECANICA S A EMEMSA 6,02 5 740CHINA LA LLAVE S.A. 0,77 94 199UNITED STATES NIC INDUSTRIAL S.R.L. 3,97 2 080

Marzo CHINA LA LLAVE S.A. 0,76 92 335Abril CHINA LA LLAVE S.A. 0,77 36 451

PANAMA BOYLES BROS DIAMANTINA S A 7,65 4 022Mayo CHINA LA LLAVE S.A. 0,77 70 467Junio CHINA LA LLAVE S.A. 0,77 61 426

GERMANY CIA IMPORTADORA DERTEANO & STUCKER S.A.C 3,85 2 897Agosto CHINA LA LLAVE S.A. 0,93 65 681

1,41 3 604 8011,51 2 688 794

Fuente: Aduanas - SUNAT

PROMEDIO DE LAS IMPORTACIONES TOTALESPROMEDIO DE LAS IMPORTACIONES DE CALIDDA

4.2.2 Metrados de las Inversiones

El metrado de las redes se obtuvo de la información georeferenciada enviada por Cálidda a OSINERGMIN como parte del Procedimiento para el Cálculo del VNR (VNR-GN). En el cuadro 13 se muestran los metrados totales utilizados por Cálidda para su propuesta de tarifa de Otras Redes que se obtuvieron de la información reportada según el VNR-GN. Cabe indicar que en dicho relación se ha incorporado para el año 2011, 2,0 km de tubería de acero de 10” de diámetro y un city gate para atender la demanda de Termochilca, según muestra la figura 43.

Figura Nº 43

Inversiones Consideradas para atender a Termochilca

Gasoducto de TGP

City GateProyectados

Gasoducto de TGP

City GateProyectados

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 13

Metrados de las Inversiones Reportadas por Cálidda en su Propuesta de Otras Redes

GASODUCTO

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

POLIETILENO 110MM 10207010301 1,77 3,77 1,46 2,65 0,70 1,31 3,71

10207010302 9,06 14,84 9,03 1,67 1,67 8,87 3,33 1,13

160MM 10208010301 2,21 2,42 1,31 2,85 7,65 8,08

10208010302 11,57 3,71 1,45 0,77 2,90 1,03 4,41

200MM 10209010301 0,01 9,92 51,49 4,62 1,75 5,91

10209010302 0,46 1,76 5,24 9,27 4,20 13,50

20MM 10201010303 0,03 0,01

32MM 10202010301 0,02 0,05 0,14 15,10 83,78 134,52 159,28

10202010302 0,33 1,63 0,12 29,32 50,40 119,22 137,49 213,02

63MM 10205010301 5,31 28,29 13,84 22,64 0,21 8,54

10205010302 49,68 122,62 38,89 8,14 2,12 0,73

90MM 10206010301 0,03 2,68 1,12 1,93 0,12 3,74 2,29

10206010302 5,35 11,76 4,14 0,59 4,08 3,83 3,64

ACERO 10'' 10107020301 2,11

10107020302 1,57 8,52 1,73

10107030301 0,01 5,31 0,06 0,84

10107030302 1,50

10107030303 0,02 0,07 0,14

12'' 10108020302 20,25

10108020303 6,35

16'' 10110020302 0,00 12,23

2 1/2'' 10102020301 0,35 0,06 0,15 0,17

10102020302 0,31 0,98 0,10 0,77

10102020303 3,94 0,47 1,09

20'' 10112020302 0,06

3'' 10103020301 0,13 0,17 0,15 2,52 0,05 0,06

10103020302 0,07 2,61 0,20 0,85 12,48 2,03

10103020303 3,51 0,65 3,07 0,12

10103070301 0,41 0,47 10,27 0,23

10103070302 0,44 0,53 0,31 2,12 4,42

10103070303 2,33 1,08 1,00 1,59

4'' 10104020301 0,60 0,06 0,91 0,08

10104020302 2,73 0,56 5,91 5,51 7,14

10104020303 0,12 6,32 0,07 1,10 0,09

10104060301 0,01 3,37

10104060302 0,45 3,51

10104060303 0,88 1,03

6'' 10105020301 0,59 2,25

10105020302 2,91 0,04 1,50 3,56 4,36 3,35

10105020303 1,22 4,39 0,22 6,16

10105060301 0,22

10105060302 0,93

10105060303 0,01 4,62

8'' 10106020301 0,11 1,02 0,84 0,04

10106020302 0,63 2,21 0,78 0,17 0,03

10106020303 5,40 0,29 0,01

10106040301 2,54 0,42 4,01 1,49

10106040302 0,01 0,01 3,81 0,12

10106040303 4,15 0,56 7,22 0,71 5,56

Descripción Diámetro CódigoVNRAño

COSANAC S.A.C.


TUBERÍA DE CONEXIÓN

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

POLIETILENO 110MM 10207010301 0,00

10207010302 0,01 0,04 0,02 0,00 0,27

160MM 10208010302 0,00 0,00 0,00 0,04

10208010303 0,01

200MM 10209010302 0,02

20MM 10201010303 12,07 14,84 4,85 2,41 71,83 50,47 40,20 45,25

32MM 10202010301 0,01

10202010302 0,09 0,07 0,04 0,66

10202010303 0,05 0,02

63MM 10205010301 0,00

10205010302 0,06 0,10 0,12 0,07 0,05 0,38

10205010303 0,03 0,05 0,01

90MM 10206010302 0,06 0,01

10206010303 0,01 0,01

ACERO 10'' 10107030301 0,00

16'' 10110020302 0,01

2 1/2'' 10102020301 0,59 0,01

10102020302 0,13 0,06 0,08 0,08 0,01 1,12

10102020303 0,08 0,52 0,09 0,07 0,05 0,00

3'' 10103020301 0,05

10103020302 0,05 0,02 0,05 0,13 0,19

10103020303 0,12 0,01 0,06 0,00

10103070301 0,01 0,01

10103070302 0,05 0,28 0,05 0,53

10103070303 0,01 0,11 0,03 0,04 0,28 0,01

4'' 10104020302 0,03 0,01 0,01

10104020303 0,00 0,02 0,03 0,00

10104060302 0,04

10104060303 0,04

6'' 10105020302 0,02

10105020303 0,01

10105060302 0,02 0,01 0,01

8'' 10106040302 0,02

10106040303 0,06

ESTACIONES DE REGULACION

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

201040203 1

201060103 1 1 1 1

201060203 1 1 4

201070103 1

201070203 1 2 2 1

201080203 1 2 7 1

202100202 1 1

OBRAS ESPECIALES

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CRUCE BAJO

CONDICIONES

ESPECIALES

3040103 8 39 16 12

CRUCE DE RIOS 3010103 1 1

TUNEL LINER 3030103 2 1 1 1

VÁLVULAS 3020303 20 105 120 66 15 9 3 1

ESTACIONES DE

REGULACION

Descripción

CITY GATE

Descripción

Descripción Diámetro CódigoVNRAño

CódigoVNRAño

OBRAS

ESPECIALES

CódigoVNRAño

4.2.3 Inversiones Complementarias

Las Inversiones Complementarias, activos generales que no están relacionados con el negocio intrínseco de distribución de gas natural, pero que se requieren para la operatividad de la empresa concesionaria, se obtuvieron de la revisión de un listado que alcanzó Cálidda para sustentar la modificación de sus valores iniciales sobre Inversiones Complementarias que incluyó en la tabla 13 del VNR de su propuesta tarifaria inicial (US$ 1 546 133, al 31 de diciembre de 2007).

COSANAC S.A.C.


Al respecto, en dicho listado Cálidda ha incluido una relación de activos como justificación de su solicitud, lista que ha sido depurada retirando aquellas inversiones que ya vienen siendo reconocidas tarifariamente en el VNR (v.gr. City Gate de Lurín), o que han sido gastos considerados en los Costos de Explotación. Los cuadros 14 y 15 muestran un resumen consolidado de las Inversiones Complementarias totales de la Concesión y las asignadas a Otras Redes, respectivamente; los valores totales reconocidos hasta el año 2008 (US$ 3 223 099) guardan relación con la suma de los montos reportados en la cuenta de Inmuebles Maquinaria y Equipo (US$ 1 582 000) mostrada en el cuadro 16 y el monto pagado por servidumbres (US$ 1 315 000) considerado en la cuenta de intangibles de los Estados Financieros de Cálidda.

Cuadro Nº 14

Valorización de las Inversiones Complementarias-COSANAC

En miles de US$

RUBROS 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Equipos de almacén, maestranza, medición y control 0 0 449 292 85 89 37 710 1 710 760 850

Equipos de computación 0 0 21 0 4 44 1 327 295 351 428

Equipos de comunicación 22 0 19 0 0 0 0 66 8 47 17

Equipos de oficina 18 1 72 13 15 3 0 8 14 4 3

Otros equipos 0 0 349 944 23 2 0 1 065 1 183 1 031 913

Equipos y vehículos de transporte y carga 16 85 59 202 142 87 129 155 271 179 376

TOTAL INVERSIONES COMPLEMENTARIAS 56 87 970 1 451 269 225 166 2 331 3 480 2 372 2 587 Cuadro Nº 15

Inversiones Complementarias Asignadas a Otras Redes

En miles de US$

RUBROS 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Equipos de almacén, maestranza, medición y control 0 0 255 166 48 51 21 403 971 431 483Equipos de computación 0 0 12 0 2 25 0 186 168 199 243Equipos de comunicación 13 0 11 0 0 0 0 37 4 27 10Equipos de oficina 10 1 41 7 8 1 0 4 8 2 1Equipos y vehículos de transporte y carga 9 48 33 114 81 50 73 88 154 101 213Otros equipos 0 0 198 536 13 1 0 605 672 585 518TOTAL INVERSIONES COMPLEMENTARIAS 32 49 550 824 153 127 94 1 323 1 976 1 347 1 468

Cuadro Nº 16

Terrenos 115 762 762 762 762 762Maquinarias y Equipos 0 59 249 72 755 84 888 93 970 107 304Obras en Curso 44 982 2 179 1 957 4 517 6 689 13 378Activos Equilibrio Tarifario 54 1 032 1 878

45 097 62 190 75 474 90 221 102 453 123 322INVERSIONES COMPLEMENTARIAS Unidades de Transporte 284 417 528 613 676 834Muebles y Enseres 19 84 93 106 109 137Equipos Diversos 49 211 522 494 485 501Equipos de Còmputo 46 64 64 68 109 110

398 776 1 207 1 281 1 379 1 582COSTO TOTAL INVERSIONES 45 495 62 966 76 681 91 502 103 832 124 904

2005 2006 2007INMUEBLES MAQ Y EQUIPO 2003 2004

EVOLUCIÓN DE LAS INVERSIONES

miles de US$

2008

(Valores Acumulados )

4.2.4 Resumen de Monto y Cronograma de las Inversiones

El cuadro 17 muestra las longitudes totales de la red de tuberías de las Otras Redes, consideradas en la presente evaluación tarifaria. Asimismo, los cuadros

COSANAC S.A.C.


18 y 19 muestran respectivamente el cronograma valorizado de inversiones de Cálidda y el Consultor.

En los planos 3 y 4 adjuntos al presente informe, se muestran las instalaciones existentes y proyectadas de la red de distribución de Cálidda, donde se aprecia el recorrido de los ductos y los diámetros respectivos.

Cuadro Nº 17

Metrados de Inversiones de Cálidda (OR) por Año (2004 – 2012)

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Gasoducto

Acero Km 4 39 15 26 33 86 32 6 0

PE Km 0 72 199 75 96 112 237 307 415

Tubería de Conexión

Acero Km 0 2 0 0 1 0 2 0 0

PE Km 0 12 15 5 3 72 51 40 45

Estaciones de Regulación

City Gate Unid 0 0 0 0 0 1 0 1 0

ERPs Unid 2 3 4 2 4 12 0 1 1

Obras Especiales

Cruce de Rio Unid 0 1 0 1 0 0 0 0 0

Túnel Liner Unid 0 2 1 1 0 0 1 0 0

Cruce Cond. Especial Unid 0 8 39 16 12 0 0 0 0

Válvulas Unid 20 105 120 66 15 9 3 1 0

OTRAS REDESAño

Cuadro Nº 18

Valorización del Plan de Inversiones según COSANAC

En miles de US$

Existente

0 1 2 3 4

Gasoducto

Acero 31 749 32 087 7 906 2 786 10

PE 17 970 6 045 8 754 10 425 14 792


Acero 563 110 356 4 0

PE 1 229 2 456 1 756 1 374 1 546


City Gate 0 1 781 0 1 781 0

ERPs 5 662 5 154 0 454 473

Obras Especiales

Cruce de Rio 370 0 0 0 0

Túnel Liner 1 101 0 275 0 0

Cruce Cond. Especial 557 0 0 0 0

Válvulas 944 81 25 1 0

OTRAS REDES Año

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 19

Valorización del Plan de Inversiones según Cálidda (OR)

En miles de US$

Existente 1 2 3 4

2008 2009 2010 2011 2012

Gasoducto

Acero 33 162 33 293 8 579 3 179 10

PE 19 715 6 414 9 095 10 720 15 281


Acero 589 115 382 4 0

PE 2 051 2 36 0 0


City Gate 0 2 900 0 0 0

ERPs 5 123 5 269 0 472 589

Obras Especiales

Cruce de Rio 338 0 0 0 0

Túnel Liner 390 0 0 0 0

Cruce Cond. Especial 1 120 0 280 0 0

Válvulas 1 006 84 151 1 0

TOTAL OTRAS REDES 63 495 48 077 18 523 14 377 15 880

OTRAS REDES

Cuadro Nº 20

Cuadro Comparativo de las Valorización del Plan de Inversiones según VNR – GIS Cosanac – Cálidda (OR)

En miles de US$

Existente Proyectado Existente Proyectado Existente Proyectado

Gasoducto

Acero 31 749 42 790 33 162 45 062 ‐1 414 ‐2 272

PE 17 970 40 017 19 715 41 510 ‐1 745 ‐1 493


Acero 563 470 589 501 ‐26 ‐31

PE 1 229 7 133 2 051 38 ‐822 7 095


City Gate 0 3 562 0 2 900 0 662

ERPs 5 662 6 081 5 123 6 330 539 ‐249

Obras Especiales

Cruce de Rio 370 0 338 0 32 0

Túnel Liner 1 101 275 1 120 280 ‐19 ‐5

Cruce Cond. Especial 557 0 390 0 167 0

Válvulas 944 107 1 006 236 ‐62 ‐129

TOTAL OTRAS REDES 60 145 100 435 63 495 96 858 ‐3 350 3 578

COSANAC (1) Cálidda (2) Diferencia (1) ‐ (2)OTRAS REDES

Nota: EXISTENTE Valorización de las inversiones efectuadas desde el año 2004 al 2008, excluye monto equivalente por Derecho de Conexión (TC). PROYECTADO Valorización de las inversiones efectuadas desde el año 2009 al 2012.

COSANAC S.A.C.


4.3 COSTOS DE EXPLOTACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL EN LA CONCESIÓN DE LIMA Y CALLAO

Los costos de explotación de la distribución de gas natural en la concesión de Lima y Callao, se basan en un análisis detallado de los costos de operación y mantenimiento de Cálidda, determinados tanto en función a los costos de una empresa eficiente con características de mercado similares a Lima y Callao, como en la información de costos de operación y mantenimiento registrada en los estados financieros de Cálidda.

Se analizó también los costos de operación y mantenimiento de la Red Principal de Cálidda en función del Costo del Servicio ofertado, a efectos de determinar el monto por Costo de Explotación que requieren ser retirados del conjunto, para determinar los Costos de Explotación específicos de las Otras Redes.

4.3.1 Costos Estándares Directos

4.3.1.1 Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución

Para la elaboración de los costos estándar de las actividades de operación y mantenimiento de distribución se consideró:

Las actividades señaladas en el Manual de Operación y Mantenimiento de GNLC - Gas de Camisea para Lima y Callao de marzo de 2004.

El Programa de Mantenimiento del Sistema de Distribución presentado por la empresa Cálidda, para el año 2008.

Costos de materiales y equipos.

A. Costos Directos de Distribución

Los cuadros 21 y 22 muestran los resultados obtenidos del análisis de los costos de las principales actividades de mantenimiento, de acuerdo a las actividades señaladas en el Programa de Mantenimiento del Sistema de Distribución de Cálidda para el año 2008. De dicha valorización se obtienen los costos unitarios de mantenimiento por longitud de redes. En este sentido, el costo unitario de mantenimiento promedio de un kilómetro de red de acero sería de 2 119 US$/km; y 488 US$/km en el caso del polietileno. A dichos costos adicionalmente se han agregado un costo unitario promedio de 10 000 US$/ERP, para cubrir gastos adicionales de mantenimiento de las ERP que no figuraban inicialmente en el Programa de Mantenimiento, y/o para cubrir pagos requeridos por las respectivas municipalidades.

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Cuadro Nº 21

Costos de Mantenimiento Directo de las Redes de Acero de Cálidda

CostoTotal Anual

CostoTotal Anual

CostoTotal Anual

RED PRINCIPAL, RED MP, RED BP AceroActividades de Mantenimiento PreventivoPatrullaje de la Red Principal y Red de Media Presión 257,1 3 085,3 132,9 1 595,3 178,2 2 138,9 6 819,5Detección Sistemática de Fugas de la Red Principal y Red de Media Presión 9 898,6 9 898,6 835,4 835,4 7 965,6 7 965,6 18 699,7Patrullaje de Válvulas de Bloqueo de Linea 942,7 11 312,7 202,0 2 423,9 449,5 5 394,4 19 131,0Mantenimiento de Válvulas de Bloqueo de Linea 1 371,2 1 371,2 14 754,4 14 754,4 653,9 653,9 16 779,6Patrullaje de Trampas de Scraper 85,7 1 028,4 21,9 262,5 43,6 522,7 1 813,6Mantenimiento de Trampas de Scraper 128,6 128,6 1 449,3 1 449,3 65,3 65,3 1 643,2Relevamiento de potenciales 887,5 887,5 968,1 968,1 652,4 652,4 2 508,0Monitoreo de unidades de corriente impresa 7,7 46,2 9,2 55,2 5,6 33,7 135,1Monitoreo de puntos de inyección de corriente 23,1 46,2 46,0 92,0 1,2 2,4 140,6Verificación de aislaciones 547,7 1 095,4 898,6 1 797,1 372,1 744,1 3 636,7Mantenimiento mensual - City Gate 183,6 2 203,4 664,0 7 968,5 68,1 817,4 10 989,3Mantenimiento cuatrimestral - City Gate 491,8 1 475,4 5 789,6 17 368,8 190,9 572,8 19 416,9Mantenimiento anual - City Gate 838,5 838,5 10 729,7 10 729,7 337,6 337,6 11 905,8Mantenimiento mensual - Estacion de Regulación de Presión 850,6 10 206,7 6 039,5 72 474,4 406,1 4 872,7 87 553,7Mantenimiento cuatrimestral - Estacion de Regulación de Presión 878,3 2 634,9 8 280,5 24 841,5 401,0 1 203,1 28 679,4Mantenimiento anual - Estacion de Regulación de Presión 1 890,1 1 890,1 26 945,7 26 945,7 843,7 843,7 29 679,5Mantenimiento mensual del Sistema de Odorización 12,3 110,9 224,0 2 016,0 9,7 87,2 2 214,2Mantenimiento cuatrimestral del Sistema de Odorización 24,7 74,0 448,0 1 344,0 19,4 58,1 1 476,1Monitoreo de puntos de odorizacion 98,6 1 183,4 100,8 1 209,6 82,4 988,8 3 381,8Inspección bimestral de RTU 514,2 6 170,6 365,7 4 388,2 184,6 2 214,8 12 773,6Inspección trimestral de RTU 102,8 411,4 73,1 292,5 36,9 147,7 851,6Mantenimiento anual de RTU 1 337,0 1 337,0 914,2 914,2 479,9 479,9 2 731,0Mantenimiento del Sistema SCADA (Actividad M0023 y M0024) 50 000,0Actividades de Mantenimiento Correctivo 16 648,0

Subtotal Subtotal US$ 349 608 US$/Km 2 119

ActividadesTOTAL ANUAL (US$)

Mano de Obra EquiposMateriales

Cuadro Nº 22

Costos de Mantenimiento Directo de las Redes de Polietileno de Cálidda

CostoTotal Anual

CostoTotal Anual

CostoTotal Anual

Actividades de MantenimientoRED BP PEBusqueda Sistematica de fugas de la red de baja presión 20 825,7 20 825,7 914,2 914,2 16 758,9 16 758,9 38 498,8Patrullaje de la red de baja presión 936,8 11 241,3 280,1 3 361,7 599,1 7 189,5 21 792,4Mantenimiento anual de válvulas 5 656,4 5 656,4 30 118,3 30 118,3 2 734,7 2 734,7 38 509,3Patrullaje mensual de válvulas 2 571,1 30 852,9 795,3 9 543,3 1 217,5 14 609,9 55 006,2Actividades de Mantenimiento Correctivo 15 380,7

Subtotal Subtotal US$ 169 187,4US$/Km 488

Materiales Equipos TOTAL ANUAL (US$)

ActividadesMano de Obra

Por otro lado, los costos directos de operación de una red como la administrada por Cálidda, ascenderían a US$ 499 988 para el año base tal como indica el cuadro 23. Los valores anuales de operación y mantenimiento se indican en el cuadro 24 para el período de análisis.

Cuadro Nº 23

Análisis del Costo de Operación del Sistema de Distribución de Gas

Costo Total Anual Costo Total Anual Costo Total Anual

RED PRINCIPAL, RED MP, RED BP AceroActividades de Operación de City Gate, ERP, Sistema de Medición

Unidad de Operaciones 12 14 139 169 664 4 514 54 166 3 450 41 398 265 228P0014 Centro de control 12 16 472 197 666 2 257 27 083 834 10 011 234 760

Subtotal Subtotal US$ 499 988

Materiales EquiposTOTAL

ANUAL (US$)Código Actividades Coef

Mano de Obra

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Cuadro Nº 24

Costo de Operación del Sistema de Distribución (Miles US$)

1 2 3 4

Mantenimiento 703 958 1 047 1 058

310 320 350 360

350 506 696 951

Operación Global 566 580 594 609

Odorización del GN Global 141 280 353 380

Supervisión Directa Global 2 563 2 614 2 667 2 720

Gastos Diversos Global 769 784 800 816

TOTAL OPEX ‐ DISTRIBUCIÓN 5 401 6 043 6 508 6 894

Actividad Ítem Año

Acero

PE

ERPs

B. Costos de Supervisión Directa de Distribución

Tomando en consideración el organigrama presentado por Cálidda y los resultados de una encuesta de remuneraciones aplicada en Lima a empresas de distribución eléctrica7, el cuadro 25 muestra los costos de supervisión directa de las actividades de distribución, los cuales ascienden a US$ 2 322 000, que corresponden a los costos de personal (incluidos beneficios sociales) de las 47 personas encargadas de la supervisión, en la Gerencia Técnica de la empresa modelo indicada en la figura 44. Sobre dicho costo de personal se consideró un 30% por gastos diversos de funcionamiento (suministros, servicios, etc.).

Cuadro Nº 25

Costos de Supervisión Directa de Actividades Técnicas (Miles US$)

CARGO/NIVEL NÚMEROTOTALANUAL

TOTAL(MUS$)

GERENTE TECNICO 1 152 152

JEFES INGENIERIA 2 65 130

SUPERVISORES ING. DE PROYECTOS 6 53 318

ASIST. INGENIERIA DE PROYECTOS 6 36 216

JEFES SUPERVISION 2 65 130

SUPERVISORES DE PROYECTOS 6 53 318

ASIST. SUPERVISION DE PROYECTOS 6 36 216

JEFES OPERACIÓN MANT. Y SEGURIDAD 2 65 130

SUPERVISORES OPERACIÓN MANT. Y SEG. 8 53 424

ASIST. OPERACIÓN MANTENIMIENTO y SEG. 8 36 288

TOTAL 47 2 322

7 Encuesta de Remuneraciones de Price Waterhouse presentada por el Consultor VAD en proceso de regulación de tarifas de Edelnor.

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Figura Nº 44

Organigrama de la Gerencia Técnica – Empresa Modelo

GERENTE TÉCNICO

INGENIERÍA(14 personas)

SUPERVISION(14 personas)

OPERACIÓN, MANTENIMIENTO

Y SEGURIDAD(18 personas)

GERENTE TÉCNICO

INGENIERÍA(14 personas)

SUPERVISION(14 personas)

OPERACIÓN, MANTENIMIENTO

Y SEGURIDAD(18 personas)

4.3.1.1 Costos de Comercialización

Como costos estándar de las actividades de comercialización se consideraron los Costos Directos y los Costos de Supervisión respectivos.

A. Costos Directos de Comercialización

A.1 Costos de Facturación y Cobranza

Los costos por facturación y cobranza corresponden a un conjunto de actividades que se agrupan de la siguiente manera:

i) Lectura de Medidores

ii) Distribución de facturas

iii) Impresión de facturas

iv) Análisis y facturación

v) Cobros y tramitaciones varias en Oficinas Comerciales

Los costos unitarios para el desarrollo de las actividades de facturación y cobranza son los indicados en el cuadro 26, a partir de los cuales se estiman los costos por dichas actividades mostrados en el cuadro 28.

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 26

Costos Unitarios de Comercialización Directos

Descripción Costo (US$/cliente)

Tiempo Ejecución (Minutos)

Costo de Lectura de Medidores Lectura Medidores

(Residencial y Comercial) 0,3 4

Lectura Medidores (Industrial y GNV)

1,0 15

Costo de Distribución de Facturas Facturas (Residencial y

Comercial) 0,15 2

Facturas (Industrial y GNV)

0,50 3

Otros Costos Cobranza de Facturas 0,50 Impresión y Facturación 0,10

B. Costos de Supervisión Directa de Comercialización

B.1 Costos Personales de Supervisión Directa

Los costos de Supervisión Directa de Comercialización consideran los costos del personal permanente para efectuar labores de supervisión de la comercialización, según organigrama indicado en la figura 45, cuya valorización tomando en cuenta la encuesta indicada anteriormente, se muestra en el cuadro 27:

Cuadro Nº 27

Costos de Supervisión Directa de Actividades de Comercialización

(Miles US$)


TOTAL(MUS$)

GERENTE COMERCIAL 1 152 152

SUPERVISOR CLIENTES INDUSTRIALES 2 53 106

SUPERVISOR CLIENTES COMERCIALES 2 53 106

SUPERVISOR CLIENTES RESIDENCIALES 2 53 106

ASISTENTE CLIENTES RESIDENCIALES 4 36 144

TECNICOS OUTSOURCING C. RESIDENCIALES 15 24 360

SUPERVISOR RELACIONES PUBLICAS 1 53 53

ASIST. OUTSOURCING ATENCION CLIENTES 3 36 108

TOTAL 30 1 135

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Figura Nº 45

Organigrama de la Gerencia Comercial – Empresa Modelo

GERENTE COMERCIAL

CLIENTESINDUSTRIALES

(5 personas)

CLIENTESCOMERCIALES(5 personas)

CLIENTES RESIDENCIALES

(15 personas)

RELACIONESPÚBLICAS

(1 persona)(3 personas

Outsourcing deAtención a Clientes)

GERENTE COMERCIAL

CLIENTESINDUSTRIALES

(5 personas)

CLIENTESCOMERCIALES(5 personas)

CLIENTES RESIDENCIALES

(15 personas)

RELACIONESPÚBLICAS

(1 persona)(3 personas

Outsourcing deAtención a Clientes)

B.2 Costos No Personales de Supervisión

Como Costos No personales de Supervisión Comercial, adicionalmente al 30% de los Costos Personales por gastos diversos de funcionamiento (suministros y servicios), se han considerado los costos de publicidad, marketing y relaciones públicas. En el caso de Lima y Callao, dichos costos consideran también aquellos costos que en especie (v.gr. cemento, obras vecinales etc.) se vienen aportando a determinados municipios por parte de Cálidda. El monto considerado por este rubro asciende a US$ 1 206 000.

C. Costos de Comercialización

El cuadro 28 muestra los Costos de Comercialización que se agregarían a los OPEX de la empresa en el período de análisis.

Cuadro Nº 28

Costos de Comercialización (Miles US$)

1 2 3 4

Comercialización Lectura (Res y Com) 148 202 245 294

Lectura (Ind y GNV) 3 4 5 6

Reparto (Res y Com) 74 101 123 147

Reparto (Ind y GNV) 2 2 3 3

Cobranza 246 336 409 491

Facturación 49 67 82 98

Supervisión Directa Global 1 253 1 278 1 304 1 330

Gastos Diversos Global 376 383 391 399

Marketing Global 1 230 1 236 1 243 1 249

TOTAL OPEX ‐ COMERCIALIZACIÓN 3 382 3 610 3 804 4 017

Tipo Actividad Año

4.3.2 Costos Estándares Indirectos

Los costos indirectos corresponden aquellos costos que no se vinculan directamente al giro del negocio de distribución de gas natural, como los costos de los sub-procesos de dirección, contabilidad y control que son ejecutados a nivel general, brindando soporte a toda la empresa. Estos costos indirectos

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están incursos también en dos grandes partidas: Costos Personales y Costos No Personales.

4.3.2.1 Costos Personales de Gestión

Los Costos Indirectos Personales se muestran en el cuadro 29 y comprenden el costo del personal de supervisión general y la administración central de la empresa modelo, según la estructura mostrada en la figura 46 y los resultados de la encuesta de remuneraciones de las utilities eléctricas de Lima.

Figura Nº 46

Organigrama de la Gerencia General y Administración

GERENTEGENERAL

GERENTE DEADMINISTRACIÓN Y

FINANZAS

GERENTETÉCNICO

GERENTECOMERCIAL

ASISTENTES DEGERENCIA (3)

CONTABILIDAD(5 personas)

SISTEMAS Y LEGAL(6 personas)

Personal de Apoyo(5 personas)

GERENTEGENERAL

GERENTE DEADMINISTRACIÓN Y

FINANZAS

GERENTETÉCNICO

GERENTECOMERCIAL

ASISTENTES DEGERENCIA (3)

CONTABILIDAD(5 personas)

SISTEMAS Y LEGAL(6 personas)

Personal de Apoyo(5 personas)

Cuadro Nº 29

Costos Indirectos Personales


TOTAL(MUS$)

GERENTE GENERAL 1 212 212

ASISTENTE DE GERENCIA 3 36 108

GERENTE ADMINISTRACION Y FINANZAS 1 152 152

CONTADOR, ABOGADO, PROFESIONALES 5 53 265

ASISTENTES ADMINISTRATIVOS 6 36 216

SUPERVISORES DE SISTEMAS 4 53 212

MENSAJERO/RECEPCION 2 24 48

TOTAL 22 1 213

DIRECTORIO 1205

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4.3.2.2 Costos No Personales de Gestión

Como Costos No Personales de Gestión, se han considerado los costos correspondientes a las cuentas contables de Suministros diversos, Cargas diversas de gestión, Servicios prestados por Terceros y otros gastos de toda la empresa; las cuales se desagregan en los rubros mostrados en el cuadro 30.

Cuadro Nº 30

Costos de Gestión No Personales de la Empresa Modelo

2 Suministros Diversos 379 2002,1 Serv. Comunic., Elect., Agua etc. 8 000 12 96 0002,2 Materiales y Suministros de Oficina 5 600 12 67 2002,3 Muebles y Accesorios 4 800 20 96 0002,4 Mantenimiento de Sistemas y Lic. Software 120 000 1 120 0003 Servicios de Terceros 1 389 6003,1 Auditoria 120 000 1 120 0003,2 Consultorías y Estudios Tarifarios 420 000 1 420 0003,3 Servicios Legales y Técnicos 28 800 12 345 6003,4 Servicios Contables y Administrativos 6 000 12 72 0003,5 Servicios de Limpieza, Cafeteria y mensajería 8 000 12 96 0003,6 Alquiler de oficinas 24 000 12 288 0003,7 Gastos de promoción y publicidad 80 000 12 960 0003.7 Otros Servicios 4 000 12 48 0004 Cargas Diversas de Gestión 842 5204,1 Gastos de representación 8 000 12 96 0004,2 Gastos de Viaje 216 0004.2.1 Al extranjero 18 000 12 216 0004,3 Suscripciones 1 760 12 21 1204,4 Seguridad 21 200 12 254 4004,5 Seguros 255 000 1 255 0004,6 Otros Gastos5 Tributos

2 611 320TOTAL GASTOS NO PERSONALES DE GESTION (US$)

Cod. CONCEPTOS Veces al año COSANACMonto Mensual

US$

4.3.3 Otros costos de operación y mantenimiento

Adicional a los rubros de Operación, Mantenimiento y Administración anteriormente descritos, se incluyeron también los siguientes costos de operación y mantenimiento.

4.3.3.1 Costo financiero por la compra de Gas Natural

Este rubro corresponde a los gastos financieros relativos a una tasa de interés (3% anual) aplicable a una empresa como Cálidda, para financiar el período entre la fecha que paga al suministrador y al transportista principal 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 del gas y conducción en la Red Principal.

4.3.3.2 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 determinaron en 0,37% para todo el horizonte de análisis, de acuerdo al mayor valor referido por Cálidda

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según el cuadro 31. Dichas pérdidas han sido valorizadas utilizando el precio del gas natural en boca de pozo y el transporte Camisea-City Gate.

Cuadro Nº 31

Determinación de Pérdidas Físicas de la Red de Cálidda

Mes y AñoIngreso City

Gate

Pérdidas y

Consumo

Propio

Porcentaje

de Pérdidas

Ene‐07 88 896 252 ‐31 496 ‐0,035%

Feb‐07 83 103 329 ‐7 853 ‐0,009%

Mar‐07 94 556 295 ‐387 705 ‐0,410%

Abr‐07 92 277 433 173 956 0,189%

May‐07 105 003 601 200 258 0,191%

Jun‐07 127 565 276 292 623 0,229%

Jul‐07 117 242 739 260 628 0,222%

Ago‐07 124 806 807 225 978 0,181%

Sep‐07 114 917 567 106 112 0,092%

Oct‐07 118 338 298 168 365 0,142%

Nov‐07 128 703 233 205 919 0,160%

Dic‐07 116 767 716 431 738 0,370%

Ene‐08 90 838 757 145 183 0,160%

Feb‐08 112 882 784 162 832 0,144%

Mar‐08 122 840 149 278 771 0,227%

Abr‐08 115 990 109 312 212 0,269%

May‐08 134 313 384 308 323 0,230%

Jun‐08 152 599 836 184 885 0,121%

Jul‐08 165 278 486 185 108 0,112%

Ago‐08 143 869 948 ‐40 210 ‐0,028%

Sep‐08 141 395 428 317 881 0,225%

Oct‐08 141 965 770 455 945 0,321%

Nov‐08 153 640 568 321 585 0,209%

Dic‐08 144 165 686 258 589 0,179%

Fuente: Reportes de Cálidda sobre facturación de clientes iniciales

4.3.3.3 Monto de Incobrables

El monto previsionable por incobrables se ha considerado en 1,5% de los montos facturables directamente por el Concesionario.

4.3.3.4 Aportes a los organismos reguladores

Los montos por aportes a los organismos reguladores han sido estimados utilizando una tasa de 1% aplicable a los montos que por concepto de distribución facture la concesionaria.

4.3.3.5 Costos de Promoción

Se ha considerado un Costo de Promoción de US$ 315 por cliente8, para el financiamiento de las siguientes actividades:

8 Monto que permite a un cliente residencial de bajo consumo acceder al servicio de gas natural pagando la diferencia entre el costo de conversión menos el costo de promoción que sería asumido por el Concesionario.

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1. Derecho de Conexión;

2. Acometida;

3. Costos de conversión (red interna para 2 puntos de suministro y adecuación de artefactos).

El costo de Promoción ha sido calculado tomando en consideración el costo total de un cliente residencial que se convierte al gas natural (Precio del Gas más los costos anteriormente citados) y que obtiene un ahorro de 20% respecto al sustituto (GLP).

La facturación y el control contable de las promociones anteriormente mencionadas, deberán ser efectuadas por el Concesionario haciendo uso de las cuentas respectivas del Manual de Contabilidad Regulatoria.

4.3.4 Resumen Costos Estándares de Explotación

El cuadro 32 resume los costos estándar de explotación determinados para la empresa modelo, prevista para atender la concesión de distribución de gas natural de Lima y Callao, en el período de análisis.

Cuadro Nº 32

Costos de Explotación de la Empresa Modelo según COSANAC

1 2 3 4

Distribución 5 401 6 043 6 508 6 894

Comercialización 3 382 3 610 3 804 4 017

Administración 4 355 4 442 4 531 4 621

TOTAL DIST. COM. ADM 13 138 14 095 14 842 15 532

Costo Financiero del GN 66 84 99 113

Pérdidas 259 727 1 015 1 138

Incobrables 928 1 181 1 395 1 597

Alícuota OSINERGMIN 266 346 431 479

Mant. Acometidas & Rev. Instalación Interna (Cat. A) 0 18 167 319

Insp., Superv. y Hab. Inst. Interna (Cat. A) 290 247 219 280

PROMOCIÓN 4 919 4 184 3 724 4 751

TOTAL OPEX ‐ OTROS 6 726 6 787 7 050 8 677

TOTAL OPEX 19 865 20 882 21 892 24 210

Actividad Año

Los cuadros 33 y 34 que continúan, muestran el resumen de los Costos de Explotación para la empresa modelo que requiere Cálidda en su propuesta de Tarifa de Otras Redes; asimismo un cuadro comparativo entre lo requerido por Cálidda y lo considerado por el Consultor como Costos de Explotación para el año 1.

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 33

Costos de Explotación de la Empresa Modelo según Cálidda

RP OR RP OR RP OR RP OR

Costos Directos de O&M 929 297 1 154 531 1 118 266 1 332 656 1 289 664 1 660 030 1 254 776 1 769 591

O&M Red de Baja Presión 0 331 362 0 452 547 0 607 218 0 799 428

O&M Red de Media y Alta Presión 104 365 170 721 212 341 173 226 215 487 175 792 217 610 177 524

O&M ERP 431 390 571 843 465 158 616 605 586 215 777 076 517 690 686 240

Scada y Comunicaciones 393 542 80 605 440 767 90 278 487 962 99 944 519 476 106 399

Costos Indirectos de O&M 5971 3 337 400 7576 4 110 190 6424 4 131 498 6687 4 186 810

Costo de personal de supervisión 3 710 2 415 141 4 222 2 744 037 4 429 2 774 850 4 660 2 837 614

Gastos varios 2 261 922 259 3 354 1 366 153 1 995 1 356 648 2 027 1 349 196

Otros Costos 0 1 272 806 0 1 651 743 0 2 034 894 0 2 655 701

Costos de página Web 0 6 000 0 6 000 0 6 000 0 6 000

Insp&Superv& Habil. Instal. Internas 0 327 813 0 484 340 0 695 521 0 948 542

Rev. Quinq. Inst. y Mant. Acom. 0 110 721 0 274 309 0 509 225 0 829 601

Pérdidas Estándar de Gas 0 733 570 0 794 378 0 734 555 0 779 690

Costo de Odorización 0 94 702 0 92 716 0 89 593 0 91 868

COSTOS TOTALES DE O&M 935 268 5 764 737 1 125 842 7 094 589 1 296 088 7 826 422 1 261 463 8 612 102

COSTOS TOTALES DE O&M

Gastos Directos de Comercialización 196 211 707 316 342 467 490 531 661 733 794 003

Medición 59 64 068 96 104 274 150 162 372 224 242 679

Facturación 33 35 601 53 56 971 81 87 984 121 131 095

Distribución de recibos 33 35 595 53 57 635 83 89 595 124 133 922

Cobranza/Gestión Corte‐Reconexión 18 19 417 29 31 148 44 48 100 66 71 640

Recaudación 53 57 026 85 92 439 132 143 610 198 214 667

Otros Gastos de Comercialización 3 177 3 689 368 3 545 4 198 474 3 764 4 325 909 4 129 4 615 357

Planilla Gerencia Comercial 1 092 1 182 071 1 037 1 234 582 1 061 1 275 163 1 145 1 300 781

Gastos diversos 2 086 2 507 297 2 508 2 963 892 2 703 3 050 746 2 984 3 314 576

Otros Gastos 0 4 273 190 0 4 116 013 0 2 253 358 0 2 358 874

Costos por pérdidas Comerciales 0 1 769 240 0 1 846 291 0 1 734 501 0 1 818 273

Alícuota Organos Reguladores 0 445 750 0 436 403 0 421 706 0 432 414

Capital Trabajo 0 78 022 0 90 819 0 97 151 0 108 187

Costo por la promoción 0 1 445 000 0 1 742 500 0 0 0 0

Servicio Firme de Transporte 0 535 178 0 0 0 0 0 0

COSTOS DE COMERCIALIZACION 3 373 8 174 265 3 861 8 656 954 4 254 7 110 928 4 862 7 768 234

COSTOS DE COMERCIALIZACION

Gastos de Personal Administrativo 6 396 6 389 727 6 809 6 802 025 6 995 6 987 608 7 175 7 167 608

Costos Diversos de Gestión 6 110 6 103 781 6 329 6 323 121 6 356 6 349 316 6 087 6 080 692

COSTOS ADMINISTRATIVOS 12 506 12 493 508 13 138 13 125 146 13 351 13 336 924 13 262 13 248 300

COSTOS ADMINISTRATIVOS

Descripción2009 2010 2011 2012

6 700 005 8 220 431 9 122 510 9 873 565

12 506 014 13 138 284 13 350 275 13 261 562

8 177 638 8 660 815 7 115 182 7 773 096

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 34

Costos Directos de O&M 2 084 1 928

O&M Red de Baja Presión 331 350

O&M Red de Media y Alta Presión 275

O&M ERP 1 003

Scada y Comunicaciones 474 566

Costos Indirectos de O&M 3 343 3 332

Costos de personal de supervisión 2 419 2 563

Gastos varios 925 769

Otros Costos 1 273 695

Costos de página Web 6 6

Insp&Superv&.Habil.Instal.Internas 328 290

Rev.Quinq.Inst. y Mant.Acom. 111 0

Pérdidas Estándar de Gas 734 259

Costo de Odorización 95 141

COSTOS TOTALES DE O&M 6 700 5 956

Gastos Directos de Comercialización 212 523

Medición 64 151

Facturación 36 49

Distribución de recibos 36 76

Cobranza/Gestión Corte-Reconexión 19

Recaudación 57

Otros Gastos de Comercialización 3 693 2 860

Pllanilla Gerencia Comercial 1 183 1 253

Gastos Diversos 2 509 1 606

Otros Gastos 4 273 6 178

Costos por pérdidas Comerciales 1 769 928

Alícuota Organos Reguladores 446 266

Capital Trabajo 78 66

Costo por la promoción 1 445 4 919

Servicio Firme de Transporte 535 0

COSTOS DE COMERCIALIZACION 8 177 9 560

Gastos de Personal Administrativo 6 396 1 472

Costos Diversos de Gestión 6 110 2 877

COSTOS ADMINISTRATIVOS 12 506 4 349

TOTAL OPEX 27 383 19 865

1 013

246

Comparación de Costos de Operación y MantenimientoEn Miles US$

Descripción Cálidda-OR COSANAC

4.3.5 Verificación de los costos de explotación obtenidos

De acuerdo a los resultados del cuadro 32, los costos estándares de explotación de la empresa modelo propuestos en la sección anterior sin considerar Costos por la Promoción, totalizan 14,95 Mio. US$ en el primer año de análisis, los cuales guardan relación con los costos de explotación incurridos por la empresa Cálidda durante el ejercicio 2008 (15,38 Mio. US$), según el

COSANAC S.A.C.


cuadro 35, costo de explotación obtenido del costo total (70,62 Mio. US$) al que previamente se ha excluido aquellos costos que no corresponden como son: consumo del gas natural y transporte (53,36 Mio. US$); y 1,88 Mio.US$/año por concepto de estudios y supervisión de inversiones (gastos de gestión) que ya han sido reconocidos en el VNR.

Cuadro Nº 35

COSTOS DE EXPLOTACIÓN 2007 2008

Consumo de Gas 27 326 35 735

Transporte de Gas 13 115 17 630

40 441 53 365

COSTO DEL SERVICIO

Consumo de Suministros 776 2 872

Serv.Operac.y Mtto red distrib. 2 045 2 687

Serv. Prestados Por Terceros 1 829 873

Mano de Obra Directa 322 361

4 972 6 793

GASTOS ADMINISTRATIVOS

Cargas de Personal 200 409

Serv.Asistenc.Adm,Financ,Técn. 5 640 6 406

Servicios Prestados por Terceros 725 1 462

Tributos 308 286

Cargas Diversas de Gestión 725 891

7 598 9 454

GASTOS COMERCIALES/VENTAS

Servicios Prestados por Terceros 510 914

Cargas Diversas de Gestión 46 59

Provisión de incobrables 35

556 1 008

TOTAL COSTOS EXPLOTACION 53 567 70 620

Fuente: Notas a los EEFF - CONASEV

(miles de US$)

COSTOS DE EXPLOTACIÓN

4.3.6 Cálculo de los Costos de Operación y Mantenimiento de la Red Principal de Distribución de Cálidda

Como la concesión de la Red Principal de Distribución en Lima y Callao, fue otorgada a Cálidda mediante un concurso público, donde dicha empresa emitió su propuesta de Costo de Servicio, bajo condiciones determinadas de Ingresos Garantizados, Tarifa Base, Capacidades Garantizadas, Costo de Capital (12%) etc. Resulta factible determinar mediante un proceso de cálculo inverso, el porcentaje de los costos de O&M sobre la inversión.

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4.3.6.1 Cálculo de los Costos de Operación y Mantenimiento ofertados

El Costo del Servicio de la Red Principal de Distribución de Lima y Callao ofertado en la licitación pública, incluyó el costo de la inversión más el costo de operación y mantenimiento; y ascendió para el caso de la Red de Distribución a US$ 91 287 000, para atender una Capacidad Garantizada actualizada de 623 117 912 MPC (en un período de 30 años y a una tasa de 12%), lo que origina una Tarifa Base de 0,1465 US$/MPC, tal como muestra el cuadro 36.

Cuadro Nº 36

Asimismo, las Inversiones de la Red Principal corresponden como máximo a aquellas indicadas por Cálidda en sus Estados Financieros Auditados del 2004 y que ascienden a US$ 61 684 000, considerando el saldo final de la cuenta Terrenos, Maquinaria y Equipos (US$ 62 069 000), al que se agrega la depreciación (US$ 897 000) y se le retira el monto de obras en curso –consideradas como Otras Redes- (US$ 2 179 000), adicionalmente se ha considerado una inversión de 12,75 Mio de US$ en el año 2013, determinada como el costo en instalaciones de compresión adicional, a efectos de dar cumplimiento a los compromisos de capacidad mínima de la red, señalados en el contrato BOOT.

Por lo tanto, de los Estados Financieros de Cálidda y de otros proyectos similares, el cronograma de inversiones en la Red Principal de Distribución, sería aproximadamente el indicado en el cuadro 37.

Cuadro Nº 37

Cronograma de Inversiones de la Red Principal de Distribución

Año % Miles US$-2 12% 7,337-1 60% 36,6830 28% 17,119

Por otro lado, el Ingreso Anual que se garantizó a Cálidda (IGA), resulta de multiplicar la Tarifa Base por la respectiva Capacidad Garantizada Anual determinada para los primeros 7 años de operación comercial, y por el correspondiente valor del período comprendido entre el año 8 y el año 30, según indica el cuadro 38.

Parametros Red de

TransporteRed de

Distribución

Capacidad Garantizada (MPC) 1 074 253 687 623 117 912Costo del Servicio (US$) 956 340 000 91 287 000Tarifa Base 0,8902 0,1465

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Cuadro Nº 38

CGD IGA(MMPCD) (Miles US$)

-2 0 01 225 12,0368 255 13,641

Año

Ingreso Garantizado Anual (IGA)

Con los valores anteriormente determinados, y calculando de manera paralela el monto del Impuesto a la Renta que pagaría Cálidda en cada periodo (considerando una tasa de 30% sobre las utilidades, depreciación a 20 años de los activos fijos; y los ingresos y costos respectivos); se determina el monto de los Costos de Operación y Mantenimiento (O&M) que producirían una rentabilidad (TIR) de 12% después de impuestos en toda la concesión. Dicho monto de O&M asciende a US$ 1 266 000 en los primeros 9 años y US$ 1 530 000 en el resto de los años de la concesión, tal como detalla el cuadro 39, valor que corresponde al 2,1% del valor de los activos (VNR). En consecuencia, dicho monto de O&M es el que corresponde a la Red Principal.

Cuadro Nº 39

Año Inversión O&M Imp. Renta IGA Flujo-2 7 337 0 0 0 -7 337-1 36 683 0 0 0 -36 6830 17 119 0 0 0 -17 1191 0 1 266 2 314 12 036 8 4562 0 1 266 2 314 12 036 8 4563 0 1 266 2 314 12 036 8 4564 0 1 266 2 314 12 036 8 4565 0 1 266 2 314 12 036 8 4566 0 1 266 2 314 12 036 8 4567 0 1 266 2 314 12 036 8 4568 0 1 266 2 795 13 641 9 5809 0 1 266 2 795 13 641 9 580

10 12 750 1 530 2 525 13 641 -3 16411 0 1 530 2 525 13 641 9 58612 0 1 530 2 525 13 641 9 58613 0 1 530 2 525 13 641 9 58614 0 1 530 2 525 13 641 9 58615 0 1 530 2 525 13 641 9 58616 0 1 530 2 525 13 641 9 58617 0 1 530 2 525 13 641 9 58618 0 1 530 2 525 13 641 9 58619 0 1 530 2 525 13 641 9 58620 0 1 530 2 525 13 641 9 58621 0 1 530 3 442 13 641 8 66922 0 1 530 3 442 13 641 8 66923 0 1 530 3 442 13 641 8 66924 0 1 530 3 442 13 641 8 66925 0 1 530 3 442 13 641 8 66926 0 1 530 3 442 13 641 8 66927 0 1 530 3 442 13 641 8 66928 0 1 530 3 442 13 641 8 66929 0 1 530 3 442 13 641 8 66930 0 1 530 3 633 13 641 8 478

(Valores en Miles US$)FLUJO DE FONDOS : RED PRINCIPAL DE DISTRIBUCION DE CALIDDA

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4.4 DETERMINACION DE OTROS CARGOS Y COSTOS TARIFARIOS

Considerando que en el presente proceso tarifario se deben determinar otros cargos tarifarios, los mismos que en determinados casos inciden como costos en la determinación de las tarifas de distribución de gas natural, a continuación se presenta un resumen de los mismos, cuyo detalle de cálculo se adjunta en el Anexo C del presente informe.

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

El cuadro 40 resume de manera comparativa los cargos por acometidas para consumidores con consumo menor o igual a 300 m3/mes, determinados por el Consultor y Cálidda, para los tipos de medidor utilizados en Lima y Callao; considerando las alternativas de adosar los equipos en una pared existente (Muro existente) o construir un nuevo murete para instalar dichos equipos. El detalle de los costos unitarios respectivos se adjunta en el Anexo C.

Cuadro Nº 40

Cargos por Acometidas con consumo menor a 300 m3/mes

COSANAC (A)

CALIDDA (B) DIF. A/BCOSANAC

(A)CALIDDA (D) DIF. C/D

CARGO POR MEDIDOR G 1,6Costo de Instalación

Costo de obras civiles Und. 41,70 46,03 9,41% 65,21 78,41 16,83%Suministro de Materiales

Regulador con corte por baja presión Und. 21,00 27,20 22,79% 21,00 27,20 22,79%Accesorios Und. 5,08 5,00 -1,64% 5,08 5,00 -1,64%Medidor Und. 25,73 27,69 7,10% 25,73 27,69 7,10%

Costo Directo 93,51 105,92 117,02 138,30Gastos Generales y Utilidad 12 % 11,22 12,71 14,04 16,60Gasto Total 104,73 118,63 11,72% 131,06 154,90 15,39%

CARGO POR MEDIDOR G 4Costo de Instalación


Regulador con corte por baja presión Und. 21,00 27,20 22,79% 21,00 27,20 22,79%Accesorios Und. 5,08 5,00 -1,64% 5,08 5,00 -1,64%Medidor Und. 45,05 42,96 -4,85% 45,05 42,96 -4,85%



Costo de obras civiles Und. 83,40 59,41 -40,38% 127,16 91,80 -38,52%Suministro de Materiales



Und.

CARGO POR INSTALACIÓN DE MEDIDOR US$

DescripcionEN MURO EXISTENTE EN MURETE CONSTRUIDO

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4.4.2 Costo de mantenimiento de acometidas para consumidores menores a 300 m3/mes

El cuadro 41 resume de manera comparativa los costos por mantenimiento de acometidas para consumidores con consumo menor o igual a 300 m3/mes, determinados por el Consultor y Calidda.

Cuadro Nº 41

Estructura de Costos del Mantenimiento de Acometida consumo menor a 300

m3/mes

UND CANT.SUBTOTAL

US$C.I. (12%)

US$TOTAL

US$UND CANT.

SUBTOTAL US$

C.I. (12%) US$

TOTAL US$

MANO DE OBRA H-H 0.9360 3.37 H-H 0.1000 3.10MATERIALES GLB. 1.0000 0.33 GLB. 1.0000 0.28EQUIPOS H-M 55.0400 14.17 H-M 1.2400 5.74

10.21

DESCRIPCIÓNCOSANACCALIDDA

2.14 20.01 1.09

4.4.3 Costos de inspección, supervisión y habilitación de las instalaciones internas para consumidores con un consumo igual o menor a 300 m3/mes

Los cuadros 42 y 43 comparativamente muestran la estructura de costos propuesta por Cálidda y la determinada por el Consultor para los cargos de: i) Inspección, Supervisión y Habilitación de la instalación interna; y ii) Revisión Quinquenal de la instalación interna para consumidores con un consumo igual o menor a 300 m3/mes.

Cuadro Nº 42

Estructura de Costos de Inspección, Supervisión y Habilitación de la Instalación

Interna - Consumo menor a 300 m3/mes

UND CANT.SUBTOTAL

US$C.I. (12%)

US$TOTAL

US$UND CANT.

SUBTOTAL US$

C.I. (12%) US$

TOTAL US$


4.09 38.14 1.99 18.56

CALIDDA COSANAC

DESCRIPCIÓN

Cuadro Nº 43

Estructura de Costos de Revisión Quinquenal de la Instalación Interna- Consumo

menor a 300 m3/mes

UND CANT.SUBTOTAL

US$C.I. (12%)

US$TOTAL

US$UND CANT.

SUBTOTAL US$

C.I. (12%) US$

TOTAL US$


4.76 44.40 1.87 17.49

DESCRIPCIÓN

CALIDDA COSANAC

COSANAC S.A.C.


4.4.4 Cargos por inspección, supervisión y habilitación de las instalaciones internas para consumidores con un consumo mayor a 300 m3/mes

Para los clientes con un consumo mayor a 300 m3/mes, las actividades de inspección, supervisión y habilitación, se considera que estará a cargo de un Instalador de Gas, bajo la supervisión y dirección de un Ingeniero, los costos respectivos se detallan en los cuadros 44, 45 y 46.

Cuadro Nº 44

Estructura de Costos de Supervisión de las instalaciones internas para consumidores

con consumo mayor a 300 m3/mes

Supervisión durante la construción1ra Visita

Mano de Obra H-H 4.50 75.00 H-H 2.93 14.78Equipos H-M 4.50 24.75 H-H 2.67 5.52

Visita Adicional Mano de Obra H-H 3.00 50.00 H-H 2.20 11.08Equipos H-M 3.00 16.50 H-H 2.00 4.14

Visita a Prueba HermeticidadMano de Obra H-H 3.00 50.00 H-H 2.93 14.78Equipos H-M 3.00 16.50 H-H 2.67 5.52

Total US$ 294.43 US$ 62.52

COSANACC.I.(26.5%)

US$ *Subtotal

US$

CALIDDAParcial

US$C.I. (12%)

US$ **Descripcion

( * ) Gastos generales (12%), Imprevistos (10%) , Incobrables ( 1,5%) , Capital de trabajo (2%), Aporte Regulatorio (1%) ; ( ** ) Gastos generales (12%)

26.43 126.18 2.44

17.62 84.12 1.83

17.62

22.73

17.05

84.12 2.44 22.73

Cant.Subtotal

US$Und. Cant.

Parcial US$

Und.

Cuadro Nº 45

Estructura de Costos de Inspección de Instalaciones Internas para Consumidores con

consumo mayor a 300 m3/mes

INSPECCION HASTA 10 CONSUMOS

Revisión de documentosMano de Obra H-H 4.00 66.67 H-H 2.30 12.75Materiales %MO 25% 16.67 GLB. 1.00 4.14

Revisión AdicionalMano de Obra H-H 2.00 33.33 H-H 2.30 12.75Materiales %MO 25% 8.33 H-M 2.00 4.14

Visita de Inspección FinalMano de Obra H-H 4.50 75.00 H-H 2.50 16.08Equipos H-M 4.50 24.75 H-M 2.00 4.14

Visita AdicionalMano de Obra H-H 3.00 50.00 H-H 2.40 14.42Equipos H-M 3.00 16.50 H-M 2.00 4.14

Total US$ 368.43 US$ 81.27

INSPECCION MAYOR A 10 CONSUMOS



Visita de Inspección FinalMano de Obra H-H 6.50 108.33 H-H 2.50 16.08

Equipos H-M 6.50 35.75 H-M 2.00 4.14Visita Adicional

Mano de Obra H-H 3.00 50.00 H-H 2.40 14.42Equipos H-M 3.00 16.50 H-M 2.00 4.14

Total US$ 424.51 US$ 81.27

DescripcionCALIDDA COSANAC

Descripcion

Subtotal US$

Und.Und. Cant.Parcial

US$C.I.(26.5%)

US$ *Cant.

Parcial US$

C.I. (12%) US$ **

Subtotal US$

22.08 105.42 2.03 18.92

11.04 52.71

26.43 126.18 2.43

11.04 52.71

22.65


CALIDDA COSANAC

Und. Cant.Parcial

US$C.I.(26.5%)

US$ *Subtotal

US$Und.

22.08 105.42

Cant.Parcial

US$C.I. (12%)

US$ **

2.03

2.03

Subtotal US$

18.92

2.43 22.65


18.92

38.18 182.27

17.62 84.12 2.23 20.78

17.62 84.12 2.23 20.78

2.03 18.92

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº 46

Estructura de Costos de Habilitación de Instalaciones Internas para Consumidores con

consumo mayor a 300 m3/mes

HabilitacionMano de Obra H-H 17.50 145.83 H-H 8.00 66.66Materiales GLB. 1.00 210.50 GLB. 1.00 210.00Equipos H-M 10.50 57.75 H-M 8.00 16.56

Total US$ 523.82 US$ 328.41

109.73 523.82 35.19 328.41


Subtotal US$

COSANAC

Und. Cant.Parcial

US$C.I.(26.5%)

US$ *Subtotal

US$Und. Cant.

Parcial US$

C.I. (12%) US$ **

CALIDDADescripcion

4.4.5 Cargos por corte y reconexión.

El análisis comparativo de las propuestas de Cálidda y el Consultor, para las actividades de corte y reconexión según la categoría y características de las acometidas de los clientes, se detallan en los cuadros 47 y 48.

Cuadro Nº 47

Estructura de Costos del Cierre y Corte de Servicio

DescripciónCategoria A

US$

Categoria B Comercial

US$

Categoria B y C Industriales

US$

Categoria D US$

I Cierre del Servicio 14,65 14,65 84,80 159,38

II Retiro de Componentes de la Acometida 21,97 21,97 55,00 107,14

III Corte del Servicio 319,20 319,20 - -




Tipo

CORTE CALIDDA

CORTE COSANAC

DescripciónCategoria B y C

Industriales Polietileno US$

Categoria B y C Industriales Acero US$

Categoria D Polietileno US$

Categoria D Acero US$

I Cierre del Servicio - - - -II Retiro de Componentes de la Acometida - - - -III Corte del Servicio 785,81 1 331,07 891,94 1 571,83

I Cierre del Servicio - - - -II Retiro de Componentes de la Acometida - - - -III Corte del Servicio 171,15 199,64 171,15 204,98

Tipo

CORTE CALIDDA

CORTE COSANAC

Cuadro Nº 48

Estructura de Costos para Reconexión de Servicio


US$


US$

Categoria B y C Industriales

US$

Categoria D US$

I Reconexión por Cierre del servicio 26,51 49,32 85,73 183,88

II Reconexión de los componentes de la Acometida P.C. P.C. P.C. P.C.

III Reconexión por Corte del Servicio 362,51 362,51 - -


II Reconexión de los componentes de la Acometida T.N.D T.N.D T.N.D T.N.D


P.C. - Presupuesto definido para cada caso

T.N.D. - Tarifa No Definida

Tipo

RECONEXIÓN CALIDDA

RECONEXIÓN COSANAC

COSANAC S.A.C.




Categoria B y C Industriales Acero US$



I Reconexión por Cierre del servicio - - - -


III Reconexión por Corte del Servicio 796,23 1 348,18 913,99 1 596,22



III Reconexión por Corte del Servicio 201,55 275,09 196,21 269,75



Tipo

RECONEXIÓN CALIDDA

RECONEXIÓN COSANAC

4.5 Ingresos adicionales a la tarifa

4.5.1 Cargos por Derecho de Conexión

Los Cargos por Derecho de Conexión han sido determinados tomando en cuenta los costos promedios que demandarían las conexiones de clientes tipo de cada categoría. Asimismo, se proponen los factores K de acuerdo al Procedimiento de Viabilidad de Nuevos Suministros aprobado mediante Resolución OSINERGMIN Nº 056-2009-OS/CD. Los resultados se muestran en el cuadro 49.

Cuadro Nº 49

Cat. B Cat. D

PE 32 mm Acero 3"

Costo Unitario US$/m 32,9 35,1 183 193 193 294 365

Longitud m 2,0 20,0 40 150 500 800 2 000

Capacidad m3/d 0,7 103 2 675 12 013 8 049 184 154 1 385 987

Inversión US$ 66 701 7 314 28 919 96 395 235 080 730 020

Costo Medio US$/(m3/d) 94,2 6,8 2,7 2,4 12,0 1,3 0,5

Consumo m3/mes 21 3 122 81 350 365 410 244 824 5 601 363 42 157 093

Capacidad m3/d 0,7 103 2 675 12 013 8 049 184 154 1 385 987

Factor K (*) K 9 3 3 3 3 3 3

Nota (*): Propuesta para el Factor K definido en la Resolución OSINERGMIN Nº 056-2009-OS/CD

Item Cat. APE 20 mm

Cat. CAcero 2 1/2"

Cat. D-GNVAcero 3"

DETERMINACIÓN DEL DERECHO DE CONEXIÓN

Cat. EAcero 8"

Cat. FAcero 10"

Derecho de Conexión

Unidad

Cabe señalar que en el caso de la Categoría A (Residencial) se tomó en cuenta un máximo de 18,3 metros de tubería conexión en concordancia con el Procedimiento para determinar en número de clientes potenciales de la Concesión, tal como lo señala el Oficio Nº 629-2008-EM/DGH; y en las otras categorías se tomó en cuenta distancias de clientes existentes que cumplieran con ser mayores que el producto del factor k considerado por la longitud del cliente típico respectivo.

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4.6 Cálculo Tarifario

4.4.6 Calculo general de la tarifa promedio

El cuadro 49 muestra los cálculos de la tarifa promedio para las Otras Redes, en función de los respectivos 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 nCOyMn 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.

Así, la tarifa promedio calculada para las Otras Redes resulta 15,25 US$/mil m3; tal como se detalla en el cuadro 50. Dicha tarifa referencial no es de directa aplicación a cada categoría de cliente, ya que se debe realizar un proceso de equilibrio tarifario entre los ingresos y costos tal como se indica más adelante.

Cuadro Nº 50

Cálculo de la Tarifa Media

Ítem Unidad Otras Redes

CAPEX MUS$ 54 970

OPEX MUS$ 64 039

COSTO TOTAL MUS$ 119 008

DEMANDA Mm3 7 805 741

TARIFA US$/Mm3 15,25

4.4.7 Cálculo de las tarifas por categorías de clientes

4.4.7.1 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 asignen a cada cliente sus costos reales. Así, los criterios que se adoptaron en el presente estudio, fueron que las tarifas asignables a cada categoría debían:

Contribuir a remunerar la totalidad de los costos eficientes de la empresa y permitir una recuperación de las inversiones a la tasa legal establecida.

n

nn

n

nnn

i

D

i

COyMaVNR

TarifaPromedio

1

1

1

1

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Reflejar los costos de desarrollo de la red.

Reflejar el grado de competitividad del gas natural que permita la conversión de los clientes objetivos (los que forman la base tarifaria).

Evitar la discrecionalidad en la asignación tarifaria y simular el funcionamiento de un mercado competitivo.

A dichos criterios cabe agregar otro, que surge al momento de aplicación de tarifas a los nuevos clientes que se incorporan a la base tarifaria, a los cuales resulta factible aplicar el concepto de tarifa tipo incremental, o tarifa tipo roll-in, criterios ampliamente aplicados en la práctica internacional; y que son aplicados en el marco del presente estudio, dado que a los nuevos clientes se les aplica un Cargo por Derecho de Conexión (Costo Incremental) mientras que las tarifas de distribución se obtienen como costo promedio de todos los usuarios, nuevos y antiguos (Roll In).

4.4.7.2 Metodología del diseño tarifario

En resumen, la metodología del diseño tarifario considerada en el modelo de cálculo sigue los pasos señalados a continuación:

1. La metodología parte de las tarifas vigentes que se vienen aplicando a los clientes de cada categoría. Con ello se evita producir un nuevo balance tarifario que pueda resultar perjudicando a unos clientes en beneficio de otros, y se preserva el criterio de competitividad frente a los sustitutos que tienen incorporado las tarifas vigentes.

2. Se verifica el Equilibrio Tarifario entre Ingreso Medio y Costo Medio;

considerando como ingresos los provenientes de la tarifa de Otras Redes, incluyendo ingresos por Derechos de Conexión; y como costos los correspondientes a la inversión y explotación de las Otras Redes y los costos de promoción.

3. Con el déficit o superávit del balance señalado en el paso 2, se obtiene un

factor de ajuste para determinar las nuevas tarifas de Otras Redes por categoría.

4. En el caso de las categorías E y F que no cuentan con tarifa vigente, su

determinación partió de considerar los costos de conexión que tendrían clientes típicos de ambas categorías (metodología incremental).

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Cuadro Nº 51

Cuadro de Equilibrio Tarifario de las Otras Redes

VA Ingresos

1 2 3 4 MUS$

Ingreso por Tarifas ‐ OR 22 308 30 475 37 206 42 772 103 583

A 1 716 2 387 2 958 3 615 8 294

B 1 868 2 255 2 744 3 383 8 010

C 6 688 7 956 9 249 10 567 27 106

D 4 225 5 057 5 801 6 256 16 835

GNV 7 077 9 860 11 896 13 934 33 338

E‐Inicial

E‐Otros 684 684 1 193 1 244 2 959

F‐GGEE‐Inicial

F‐GGEE‐Otros 51 2 276 3 365 3 773 7 040

Derecho de Conexión 4 266 4 143 5 916 5 119 15 425

A 1 026 873 777 991 2 958

B 100 120 149 197 441

C 241 241 241 241 776

D 260 269 204 85 684

D‐GNV 2 639 2 639 2 639 2 639 8 482

E 0 0 1 175 235 1 044

F 0 0 730 730 1 041

TOTAL INGRESOS TARIFARIOS 26 574 34 617 43 122 47 891 119 008

Anualidad VNR 13 781 16 393 18 649 20 919 54 970

Otras Redes 13 781 16 393 18 649 20 919 54 970

CO&M estándar 18 406 19 423 20 129 22 447 64 039

Distribución 5 020 5 431 5 621 5 918 17 539

Comercialización 3 003 3 249 3 362 3 540 10 492

Administración 3 657 3 957 4 096 4 312 12 780

Otros 6 726 6 787 7 050 8 677 23 229

TOTAL COSTOS 32 187 35 817 38 778 43 366 119 008

BALANCE ‐5 612 ‐1 199 4 343 4 525 0

COSTOS

CATEGORÍAAños

INGRESOS

4.4.7.3 Resultados Tarifarios

Con las tarifas medias por categoría determinadas en la sección anterior, se procede a determinar el Margen de Comercialización y el Margen de Distribución en función a los costos de explotación de ambas actividades.

Finalmente, a partir de los Márgenes de Comercialización y Distribución se determina el costo fijo y el costo variable por categoría, bajo el criterio que no se produzcan grandes discontinuidades (saltos de facturación) en los límites de las categorías tarifarias determinadas.

Los cuadros 52 y 53 muestran el cuadro tarifario final por categoría de clientes que se obtendría finalmente.

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Cuadro Nº 52

Cuadro Tarifario Final por Categoría (Clientes Regulados)

Fijo Variable

US$/mes US$/(m3/d)‐mes US$/(m3/d)‐mes US$/Mm3

A 1,00 125,35

B 30,84 51,87

C 0,1703 29,40

D 0,1228 21,20

GNV 0,1408 24,31

Fijo Categoría

Tarifaria

Margen de Comercialización Margen de Distribución

Cuadro Nº 53

Cuadro Tarifario Final por Categoría (Clientes Independientes)

Fijo Variable

US$/mes US$/(m3/d)‐mes US$/(m3/d)‐mes US$/Mm3

E‐Otros 0,0156 0,0817 4,00

F‐GGEE‐Otros 0,0066 0,0349 1,93

Fijo Categoría

Tarifaria

Margen de Comercialización Margen de Distribución

Para el caso de los clientes independientes, el cuadro anterior muestra una tarifa por capacidad y otra por consumo extra (por volumen) de tal forma que el cliente pagaría primera la capacidad garantizada (en m3/día) al precio definido, y su consumo excedente (en cada día) sería pagado con la tarifa extra. Estas tarifas guardan similitud con las tarifas por servicio firme e interrumpible aplicables al servicio de transporte.

A continuación, el cuadro 54 y la figura 47 muestran la competitividad que existe entre los respectivos sustitutos y el gas natural, con las tarifas determinadas por cliente.

El precio del sustituto fue el vigente a agosto del 2009 y toma en cuenta el promedio de combustibles que usan cada tipo de consumidores. En el caso de las categorías A, B y C el combustible sustituto fue el GLP, en las categorías D y E se ha tomado al petróleo residual como combustible sustituto, y en la categoría D-GNV se ha tomado como sustituto la gasolina. El valor del pass-through se ha determinado sumando el precio del gas natural más la tarifa de Transporte.

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Cuadro Nº 54

Competitividad del Gas Natural en Lima y Callao (US$/GJ)

US$/GJ US$/GJ US$/GJ %

A GLP 16,84 6,32 10,52 62%

B GLP 15,02 5,11 9,91 66%

C Residual 15,02 4,45 10,57 70%

D Residual 9,76 4,21 5,55 57%

GNV Gasolina 14,64 2,63 12,01 82%

E-Inicial Residual 9,76 3,58 6,18 63%

E-Otros Residual 9,76 3,68 6,08 62%

F-GGEE-Inicial Carbón 3,96 2,54 1,43 36%

F-GGEE-Otros Carbón 3,96 2,58 1,38 35%

CategoríaCombustible

sustituto

Precio

SustitutoAhorro respecto al

sustitutoPrecio GN con

Tarifa OR

Figura Nº 47

Economía de las Categorías Tarifarias

0%

20%

40%

60%

80%

100%

A B C DGNV

E‐Inicial

E‐Otros

F‐GGEE‐Inicial

F‐GGEE‐Otros

PG TRP DRP OR

7.1 Fórmulas de Actualización y Factores de Equilibrio Tarifario

Las fórmulas que se aplicarán para la actualización de las respectivas tarifas, consideran la actualización de la Inversión (VNR), de los costos de explotación OyM, de los Cargos Extratarifarios, y de la demanda, buscando preservar el Equilibrio Tarifario. En este sentido, se consideran la siguiente fórmula:

T1i = T0i x FA1 x FA2 x FA3i x FA4

Donde:

FA1: Factor de Ajuste de Costos

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FA2: Factor de Ajuste asociado a la Promoción

FA3: Factor de Equilibrio Tarifario asociado a la Demanda por categoría; y

FA4: Factor de Equilibrio Tarifario asociada a la Inversión ejecutada.

7.1.1 Actualización de los Costos

La fórmula que se usará para calcular la actualización de los Costos asociados a las tarifas, es la siguiente:

0000

1IPM

IPMd

IPE

IPEc

IAC

IACb

PPI

PPIaFA aaaa

Donde:

FA1: Factor de Actualización

a: Coeficiente de participación de la inversión existente.

b: Coeficiente de participación del acero.

c: Coeficiente de participación del polietileno

d: Coeficiente de participación de bienes y servicios nacionales.

IACa: Índice de Acero equivalente al WPU101706 publicado por el “U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics” y disponible su página web: www.bls.gov.

IAC0: Índice de acero correspondiente al mes de agosto del año 2008 y con un valor base igual a 279,3

IPEa: Índice de Polietileno equivalente al WPU07110224 publicado por el “U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics” y disponible su página web: www.bls.gov.

IPE0: Índice de acero correspondiente al mes de agosto del año 2008 y con un valor base igual a 176,5

PPIa: Definido en las Resoluciones OSINERG Nº 082-2003-OS/CD y OSINERG Nº 084-2003-OS/CD. Se aplicará cada año y será el vigente al mes de mayo.

PPI0: Valor Base a agosto 2008 igual a 168,2.

IPMa: Índice de Precios al Por Mayor publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI). Se utilizará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes sean aplicadas.

IPM0: Valor Base a agosto del año 2008 igual a 197,361011.

Los coeficientes de participación a, b, c y d respectivos para cada componente, se indican en el cuadro 55.

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Cuadro Nº 55

Parámetro a b c d

MD y MC 0,1013 0,1877 0,0512 0,6598

Tipo de Medidor a b c d

G1,6 0,4462 0,0000 0,0000 0,5538

G 4 0,5226 0,0000 0,0000 0,4774

G 6 0,4407 0,0000 0,0000 0,5593

Tipo de Medidor a b c d

G1,6 0,3565 0,0000 0,0000 0,6435

G 4 0,4325 0,0000 0,0000 0,5675

G 6 0,3524 0,0000 0,0000 0,6476

Categorías a b c d

C,D,E,GE-1 y GE-2 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000

A y B 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000

Categorías a b c d

B,C,D,E,GE-1 y GE-2 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000

Parámetro a b c d

CORTE 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000

RECONEXIÓN 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000

Parámetros de las Fórmulas de Actualización

TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

INSTALACIÓN DE ACOMETIDA EN MURO EXISTENTE

INSTALACIÓN DE ACOMETIDA EN MURETE CONSTRUIDO

DERECHO DE CONEXIÓN

INSPECCIÓN, SUPERVISIÓN Y HABILITACIÓN DE REDES INTERNAS

CORTE Y RECONEXIÓN

7.1.2 Factor de Ajuste asociado a la Promoción

Los Gastos de Promoción han sido incluidos en los costos de explotación, gasto que representa el 13,12% de los costos totales. La actualización de dicho gasto de promoción se realiza según la siguiente fórmula:

FA2 = 0,8688 + 0,1312 x GP1/GP0

El Gasto de Promoción tiene la siguiente estructura:

00

1

NM

ii

GP k VP(UsuariosConectados )

Donde: UsuariosConectadosi : Usuarios Conectados en el mes “i” según el cuadro 56. NM : Número meses del periodo regulatorio (48).

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k : Monto unitario de promoción igual a 315 US$/cliente

Cuadro Nº 56

MesNuevos Clientes

MesNuevos Clientes

MesNuevos Clientes

MesNuevos Clientes

1 1 264 13 1 279 25 953 37 1 106

2 1 277 14 1 265 26 954 38 1 131

3 1 290 15 1 228 27 924 39 1 155

4 1 307 16 1 214 28 955 40 1 195

5 1 324 17 1 157 29 925 41 1 227

6 1 334 18 1 129 30 942 42 1 232

7 1 340 19 1 085 31 972 43 1 271

8 1 321 20 1 072 32 1 003 44 1 291

9 1 318 21 998 33 1 034 45 1 326

10 1 293 22 966 34 1 033 46 1 367

11 1 282 23 954 35 1 064 47 1 409

12 1 266 24 935 36 1 064 48 1 374

El nuevo Gasto de Promoción en el año j será:

12

1 12 1

jx NMj o

j i ii i jx

GP k VP(UsuariosConectados ) VP(UsuariosConectados )

Donde: j : Año de revisión de los clientes residenciales conectados (1,2 y 3).

7.1.3 Factor de Equilibrio Tarifario asociado a la Demanda

La actualización de la demanda tomará en cuenta el criterio de equilibrio tarifario, que señala en cada período una identidad entre Ingreso Medio y Costo Medio de la concesión, según la siguiente fórmula.

0 0IngresoMedio CostoMedio …(1)

Así, en el periodo inicial (t0) los respectivos valores tarifarios, a considerar serán:

0 00

0

VP( Inversión ) VP( OyM )CostoMedio

VP( DemandaTotal )

…(2)

0 0

10

0

1

N

i ii

N

ii

TarifaCategoría VP( DemandaCategoría )IngresoMedio

VP( DemandaCategoría )

…(3)

Donde la demanda total corresponde a la sumatoria de la demanda de cada categoría tarifaria, según la siguiente fórmula:

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00

1

N

ii

VP( DemandaTotal ) VP( DemandaCategoría )

…(4)

Así, la participación porcentual de la demanda de una determinada categoría tarifaria respecto a la demanda total, se expresa como:

00

0

ii

VP( DemandaCategoría )%DemandaCategoría

VP( DemandaTotal ) ….(5)

Reemplazando el valor de la ecuación (5) en (3), se obtiene:

0 00

1

N

i ii

IngresoMedio TarifaCategoría %DemandaCategoría

…(6)

El Costo Medio evaluado en el período 1 viene dado por:

1 11

1

VP( Inversión ) VP( OyM )CostoMedio

VP( DemandaTotal )

…(7)

El Factor de Equilibrio Tarifario asociado a la Demanda Global (FA3) se determina considerando que los costos no cambian, por lo que de acuerdo con la expresión anterior se tendría:

0

1

10

1 0 2

VP( Demanda )

VP( Demanda )

DeltaDemandaDemanda Demanda

FA3=

Para cada categoría se tiene un Factor de Equilibrio Tarifario por Demanda (FA3i), de acuerdo con lo siguiente:

3 1 1ii

i

TLFA

T

…(9)

Donde Ti es la tarifa vigente para la categoría i en el periodo “0” y TLi es el valor límite que podría cobrarse en dicha categoría como costo de distribución (determinado según el costo del sustituto para mantener el nivel de competitividad de la categoría).

El nuevo precio medio por efecto del cambio en el volumen y estructura de la demanda sería:

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1 0

1 0 1 1

1

1 0 1

1

3

3

1 1

N

i i ii

Ni

i ii i

T T FA

T T FA %DemandaCategoría

TLT T %DemandaCategoría

T

Los parámetros iniciales del Factor de Equilibrio Tarifario asociado a la demanda se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 57

Participación

del

Mercado US$/GJ US$/GJ

A 1% 14,98 4,27

B 2% 11,63 1,53

C 10% 11,63 0,87

D 9% 6,37 0,63

GNV 15% 12,92 0,72

E-Otros 9% 6,37 0,10

F-GGEE-Otros 55% 1,57 0,05

TiCategoría

TLi

Nota: El parámetro α será calculado en cada periodo de aplicación de la fórmula de reajuste.

7.1.4 Factor de Equilibrio Tarifario asociado a la Inversión Ejecutada

La actualización de la inversión toma en cuenta el factor de incidencia (40,74%) de la inversión en la tarifa, la inversión existente (59,27% de la inversión total actualizada), y las inversiones proyectadas del periodo (VNRFi) evaluadas en cada año de control (1, 2 y 3), según la siguiente fórmula:

FA4 = 0,7586 + 0,2414 x VNRFi / VNRF0

Donde:

VNRFo : Inversión Proyectada actualizada del periodo, evaluado en el año de control base (igual a 90 075 Miles US$), según el cuadro 58.

VNRFi : Inversión Proyectada actualizada del periodo, evaluado en el año de control i, tomando en consideración los metrados (ejecutados y proyectados en el periodo) valorizados según los Costos Unitarios determinados a partir de los cuadros 59 y 60.

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Cuadro Nº 58

Miles US$ %

Total Existente 61 890 40,73%

Proyectada Año 1 46 334 30,49%




Total Proyectada (VNRF0) 90 075 59,27%

TOTAL 151 965 100,00%

5. PLAN QUINQUENAL

La presente tarifa esta basada en el Plan Quinquenal presentado por Cálidda y revisado por la DGH, el cual en resumen contempla lo siguiente:

5.1 INVERSIONES

La expansión de la red de distribución contempla inversiones en la Red de Acero, PE, ERP y Obras Especiales indicadas en los planos 3 y 4; cuyos metrados y valorización se indican en los siguientes cuadros.

Cuadro Nº 59

Año Acero PE City Gate ERP

Km Km Unid Unid

0 120 478 0 15

1 86 184 1 12

2 34 289 0 0

3 6 348 1 1

4 0 460 0 1

Otras Redes

Cuadro Nº 60

Inversiones

Año Acero PE City Gate ERP Obras Esp. Complementarias

Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$

0 32 311 19 200 0 5 662 2 972 1 745

1 32 198 8 502 1 781 5 154 81 1 321

2 8 263 10 511 0 0 301 1 972

3 2 790 11 799 1 781 454 1 1 344

4 10 16 338 0 473 0 1 465

Otras Redes

ANEXOS

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ANEXO A

ANÁLISIS MICROECONÓMICO DE CONVERSIÓN PARA USUARIOS DE BAJO CONSUMO

En la presente sección se presenta el análisis de los costos de conversión para usuarios de bajo consumo (residenciales), tanto para el caso de viviendas unifamiliares, como para el caso de edificios de departamentos, utilizando para ello tanto la posibilidad de utilizar tuberías de cobre como tuberías multicapa PEALPE ( Polietileno-Aluminio-Polietileno).

El presente análisis busca determinar el costo de la instalación interior de gas natural que tendría que afrontar el respectivo usuario, en cada caso analizado. Las condiciones y premisas de cálculo utilizadas son las siguientes:

Para el diseño se ha tomado en consideración, lo señalado en la norma EM-040 relativa a Instalaciones de Gas, aprobado por R.M. No. 290-2005-VIVIENDA el 24/11/2005;

Los cálculos de las tuberías de gas se basan en fórmulas aceptadas en las prácticas de ingeniería;

Se considera que las edificaciones están habilitadas en cuanto a sistemas de ventilación y evacuación de gases de combustión, para contar de manera segura con un suministro de gas natural.

1 Caso de edificios de departamentos

De acuerdo a la determinación del edificio típico, se empezó por analizar un edificio multifamiliar de vivienda compuesto de dos sótanos, ocho pisos más azotea de área común; y cuatro departamentos de tres dormitorios en cada piso.

El ingreso al edificio es a través del primer piso o nivel 0.00. En el Hall de ingreso se encuentra la recepción, dos ascensores y la caja de escaleras. En este piso también se encuentra los ingresos a los cuatro primeros departamentos del edificio y la rampa de ingreso a los dos sótanos de estacionamientos.

1.1 Descripción de cada departamento

Todos los departamentos son de diseño típico, con un área construida de 118 m2 (ver figura No. A-1); y cuenta con sala comedor, baño de visita, dormitorio principal con baño incorporado y closet, dos dormitorios secundarios, cocina con comedor de diario, patio, dormitorio y baño de servicio.

Los acabados de los departamentos son los comunes para este tipo de edificación: piso de madera flotante para las áreas de sala comedor y dormitorios, porcelanato para baño principal, cerámico de alto tránsito para cocina, baño y áreas de servicio, el piso de las áreas comunes será de terrazo

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y el piso de las terrazas será de lajas de piedra; y la fachada del edificio con ladrillo caravista.

Figura Nº A-1

Plano del Departamento Típico (118 m2)

1.2 Cálculo del consumo diario de gas

Según las características de los artefactos que se podrían instalar en cada departamento, se estima un consumo de 15 Mcal/hora equivalente a 1,58 m3/h de gas natural, tal como se muestra en el cuadro Nº A-1.

Cuadro Nº A-1 C antidad

Artefac t. Mcal/h m3/h Mcal/h m3/h

1 8,00 0,84 8,00 0,841 4,00 0,42 4,00 0,421 3,00 0,32 3,00 0,320 38,00 4,00 0,00 0,00

15,00 1,58

E S TUFA

C OC INA

OTROS AR TE FAC TOS

ARTE FAC TOC ons umo Parc ial

C ons umo Total por Departamento

TE RMA DE C OLGAR DE 50 L ITR OS

C ons umo Unitario

1.3 Condiciones y fórmulas de diseño

Para el dimensionamiento de las tuberías de las instalaciones interiores de gas natural en baja presión, se han considerado las siguientes propiedades físicas del gas natural y las siguientes condiciones de diseño:

Densidad relativa : 0,62

Poder Calorífico (Mcal/m3) : 9,5

Pérdida máxima de presión aceptable (Pa) : 120

Respecto a las fórmulas de diseño, existen varias fórmulas para el cálculo del diámetro de las tuberías en baja presión (v.gr. Cox, Spitzglass, Fórmula

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General, Dr. Poole etc), que permiten calcular el caudal a entregar conociendo el diámetro de la tubería, la longitud del tramo, la densidad del gas y la caída de presión admisible.

Aplicando la fórmula del Dr. Poole, adecuada para instalaciones domiciliarias donde la velocidad se estima aproximadamente en 7 m/seg, se tiene:

lshdQ .2

.5

Donde:

d = Diámetro de la tubería (cm) Q = Caudal en m3/h s = densidad del gas l = Longitud de la tubería (m) h = caída de presión (mm H2O)

Para las condiciones de densidad del gas = 0,62 y caída máxima de presión de 12 mm de H2O, se tienen los estimados de caudal señalados en el cuadro Nº A-2, que indica que utilizando diámetros pequeños (3/8” y ½”), se cuenta con suficiente capacidad para transportar hasta 200 y 390 m3/h respectivamente, considerando un ramal de 200 m de longitud en cada caso. Por lo tanto, restricciones por capacidad no existirían en los 32 departamentos si se instalan tuberías de ½” previendo mayores consumos futuros, pérdidas de presión en codos y accesorios, efecto altitud y altos factores de simultaneidad de consumo entre departamentos.

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Cuadro Nº A-2

Longitud dela Tubería (3/8)" (1/2)" (3/4)" 1" 1 1/4" 1 1/2" 2"

(en metros) 9,5 13 19 25 32 38 512 1 950 3 998 11 018 22 618 39 512 62 327 127 9455 1 233 2 529 6 968 14 305 24 989 39 419 80 920

10 872 1 788 4 927 10 115 17 670 27 874 57 21920 617 1 264 3 484 7 152 12 495 19 710 40 46030 504 1 032 2 845 5 840 10 202 16 093 33 03540 436 894 2 464 5 057 8 835 13 937 28 60950 390 800 2 204 4 524 7 902 12 465 25 58955 372 762 2 101 4 313 7 535 11 885 24 39860 356 730 2 012 4 129 7 214 11 379 23 35965 342 701 1 933 3 967 6 931 10 933 22 44370 330 676 1 862 3 823 6 679 10 535 21 62775 318 653 1 799 3 693 6 452 10 178 20 89380 308 632 1 742 3 576 6 247 9 855 20 23085 299 613 1 690 3 469 6 061 9 561 19 62690 291 596 1 642 3 372 5 890 9 291 19 07395 283 580 1 599 3 282 5 733 9 043 18 564100 276 565 1 558 3 199 5 588 8 814 18 094110 263 539 1 486 3 050 5 328 8 404 17 252120 252 516 1 422 2 920 5 101 8 046 16 518130 242 496 1 367 2 805 4 901 7 731 15 870140 233 478 1 317 2 703 4 723 7 450 15 292150 225 462 1 272 2 612 4 562 7 197 14 774160 218 447 1 232 2 529 4 418 6 968 14 305170 212 434 1 195 2 453 4 286 6 760 13 878180 206 421 1 161 2 384 4 165 6 570 13 487190 200 410 1 130 2 321 4 054 6 395 13 127200 195 400 1 102 2 262 3 951 6 233 12 795

Diámetros de las tuberías en milímetros

1.4 Características de las tuberías a instalar

De acuerdo a la norma NTP 111.011, en instalaciones de gas sólo se podrán utilizar tubos y accesorios previamente aprobados, pero se podrá aprobar, tuberías que sean presentados ante la autoridad competente y que no estén contempladas en dicha Norma, siempre que su uso esté preestablecido en normas internacionales calificadas (Caso del PEALPE).

Las características de ambos tipos de tubería analizados se muestran en los cuadros Nº A-3 y A-4. Cabe señalar que de acuerdo a la norma citada, en el caso del cobre corresponde emplear tubos de tipo L debido a que las presiones manométricas son menores a 140 kPa (21,7 lbf/pulg2); y dado que para valores superiores, se debe emplear tubos de cobre tipo K.

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Cuadro Nº A-3

TUBO DE COBRE TIPO L

kg/cm2 kg/m

1/4" 9,53 0,76 72 1,023 0,187 6,003/8" 12,70 0,89 63 891 0,294 6,001/2" 15,88 1,02 57 813 0,424 6,003/4" 22,23 1,14 45 642 0,673 6,001" 28,58 1,27 39 553 0,971 6,00

1 1/4" 34,93 1,40 35 497 1,314 6,001 1/2" 41,28 1,52 32 456 1,692 6,002" 53,98 1,78 29 407 2,601 6,00

2 1/2" 66,68 2,03 26 375 3,675 6,003" 79,38 2,29 25 355 4,943 6,004" 104,78 2,79 23 327 7,967 6,005" 130,18 3,18 21 299 11,308 6,00

Diámetro Nominal pulg

Diámetro E xt. R eal

mm

E spesor pared mm

Largo Máximo m

Peso

P res ión Máxima Permitida

Cuadro Nº A-4

TUBO DE MULTICAPA PE-AL-PE

3/8" 12,70 0,89 1001/2" 15,88 1,02 1473/4" 22,23 1,14 2101" 28,58 1,27 330

Peso g/m

Diámetro Nominal pulg

Diámetro E xt. R eal

mm

E spesor pared mm

1.5 Trazado de las tuberías

En las figuras Nº A-2 y A-3 se aprecia el trazo de los ductos del proyecto multifamiliar, donde los contadores (medidores) se han de instalar centralizados en recintos, situados en zonas comunitarias del edificio o en el límite de la propiedad, con accesibilidad para la empresa Concesionaria.

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Figura Nº A-2

A

D

Figura Nº A-3

D

C

F

I I´

A partir de los artefactos previstos, se efectuó el diseño de los ductos, iniciando por el artefacto de mayor consumo o potencia, en este caso la cocina. Se determinó posteriormente las longitudes de tubería y accesorios requeridos en cada caso, para atender un departamento típico, tal como se indica en la figura Nº A-4.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº A-4

1.6 Costos de las instalaciones interiores de gas natural en edificios multifamiliares

El costo de las instalaciones interiores se determinó a partir de los metrados en uno de los departamentos típicos del edificio de 8 pisos, según el esquema de instalación mostrado en la figura A-5 para el caso de uso de tuberías de cobre.

Figura Nº A-5

Esquema de instalación de Cobre

A C onexión a estufa 3/ 8" MNPT B C onexión a calentador 1/2" HNPT 4 L lave de Paso 1/4 NPT M x 1/4 E spiga C C onexión a C ontador 5 Tee de C obre 1/2" 1 Unión de C obre 1/2" 6 Tub. F lexible de (3/ 8") 2 C onector Macho 1/2 F lare x 1/2 NPT 7 Acople R ápido Macho 1/4 NPT 3 Tub. F lexible de (3/ 8") 8 C odo de C obre 90º 1/2"

C ROQUIS DE INS TAL AC IONE S INTE R IOR E S

POR DE PAR TAMENTO

F1 2

3

2

4

H

53/8" 3/8"

24

6

7

8

C24

E

D

COSANAC S.A.C.


A partir del metrado anterior, los cuadros A-5 y A-6 a continuación indican los costos totales de una instalación interior utilizando tuberías de cobre, que ascienden a US$ 7 602 (aprox. 237 US$/departamento) en caso de instalaciones empotradas y US$ 6 657 (aprox. 208 US$/departamento) en caso de instalaciones adosadas.

Cuadro Nº A-5

Presupuesto de instalación empotrada - Cobre

ITEM UND C ANT. PR E C IO PARC IAL TOTAL

1,0 TUB E R IAS

1,1 ml 388,80 4,48 1 742,131,2 ml 268,80 3,32 892,72 2 634,85

2,0 AC C E S OR IOS

2,1 pza 32,00 0,87 27,75

2,2 pza 128,00 1,67 213,98

2,3 pza 96,00 3,88 372,93

2,4 pza 32,00 1,17 37,32

2,5 pza 32,00 4,78 153,02

2,6 pza 96,00 0,87 83,26 888,26

3,0 INS TAL AC ION DE TUB E R IAS

3,1 pza 388,80 3,63 1 410,28

3,2 pza 268,80 3,54 950,78 2 361,06

4,0 INS TAL AC ION DE AC C E S OR IOS

4,1 pza 32,00 2,39 76,62

4,2 pza 128,00 3,77 482,12

4,3 pza 96,00 9,18 880,91

4,4 pza 32,00 1,89 60,55

4,5 pza 32,00 2,28 72,89

4,6 pza 96,00 1,51 144,64 1 717,73

C OS TO DIR E C TO US $ 7 601,90

+ LOS PR E C IOS S ON E L DOLAR E S AME R IC ANOS (T .C . 2.81) ‐ NO INC LUY E N I.G .V., G .G . NI UTIL IDAD

Tee de C obre 1/2"

Acople R ápido Macho 1/4 NPT

C odo de C obre 90º 1/2"

Tubería de C obre flexible 3/8" x 18 m

Unión de C obre 1/2"

C onector Macho 1/2 F lare x 1/2 NPT

L lave de Paso 1/4 NPT M x 1/4 E spiga

Tubo de C obre tipo L 1/2" x 6m

DE S C R IPC ION

Instalacion de Acople R ápido Macho 1/4 NPT

Instalacion de C odo de C obre 90º 1/2"

Instalacion de Unión de C obre 1/2"

Instalacion de C onector Macho 1/2 F lare x 1/2 NPT

Instalacion de L lave de P aso 1/4 NPT M x 1/4 E spiga

Instalacion de Tee de C obre 1/2"

Instalacion de Tubería de C obre flexible 3/8" x 18 m

Instalacion de Tubo de C obre tipo L 1/2" x 6m

Cuadro Nº A-6

Presupuesto de instalación adosada - Cobre


1,0 TUB E R IAS

1,1 ml 388,80 4,48 1 742,131,2 ml 268,80 3,32 892,72 2 634,85

2,0 AC C E S OR IOS

2,1 pza 32,00 0,87 27,75

2,2 pza 128,00 1,67 213,98

2,3 pza 96,00 3,88 372,93

2,4 pza 32,00 1,17 37,32

2,5 pza 32,00 4,78 153,02

2,6 pza 96,00 0,87 83,26 888,26


3,1 pza 388,80 2,18 846,17

3,2 pza 268,80 2,12 570,47 1 416,64


4,1 pza 32,00 2,39 76,62

4,2 pza 128,00 3,77 482,12

4,3 pza 96,00 9,18 880,91

4,4 pza 32,00 1,89 60,55

4,5 pza 32,00 2,28 72,89

4,6 pza 96,00 1,51 144,64 1 717,73







Instalacion de L lave de P aso 1/4 NPT M x 1/4 E spiga


Instalacion de Tubería de C obre flexible 3/8" x 18 m (Adosadas)

Instalacion de Tubo de C obre tipo L 1/2" x 6m (Adosadas)


Tubo de C obre tipo L 1/2" x 6m

DE S C R IPC ION

Tee de C obre 1/2"



Tubería de C obre flexible 3/8" x 18 m



COSANAC S.A.C.


De manera similar al caso de las tuberías de cobre, la figura A-6 muestra el esquema típico y los metrados de instalación interior en uno de los departamentos típicos del edificio de 8 pisos, utilizando tuberías de PEALPE.

Figura Nº A-6

Esquema de instalación – PE-AL-PE

A C onexión a estufa 3/ 8" MNPT B C onexión a calentador 1/2" HNPT 4 Válvula de inserción K3 20 x 1/ 2" C C onexión a C ontador 5 Tee recta K3 20 x 20 x 20 1 R educción bushing 3/ 8" x 1/ 2" 6 Tub. Mtcpa. Durman Gas negra 1216 (3/ 8") 2 Adaptador hembra K3 20 x 1/ 2" HNPT 7 Adaptador macho K3 20 x 1/ 2" MNPT 3 Tub. Mtcpa. flexible Gas amarilla 1216 (3/ 8") 8 C odo K3 20 x 1/ 2" HNPT

C ROQUIS DE INS TAL AC IONE S INTE R IORE S

POR DE PARTAMENTO

F1 2

3

2

4

H

53/8" 3/8"

24

6

7

8

C24

E

D

Así, los cuadros A-7 y A-8 indican los costos totales de una instalación interior utilizando tuberías de PEALPE, que ascienden a US$ 6 747 (aprox. 210 US$/departamento) en caso de instalaciones empotradas y US$ 5 949 (aprox. 186 US$/departamento) en caso de instalaciones adosadas.

Cuadro Nº A-7

Presupuesto de instalación empotrada – PE-AL-PE


1,0 TUB E R IAS

1,2 ml 388,80 2,42 942,071,5 ml 268,80 1,60 428,91 1 370,98

2,0 AC C E S OR IOS

2,1 pza 32,00 5,82 186,09

2,2 pza 128,00 3,57 456,92

2,3 pza 96,00 7,41 711,28

2,4 pza 32,00 7,85 251,28

2,5 pza 32,00 2,86 91,38

2,6 pza 96,00 3,33 319,82 2 016,77

3,0 INS TAL AC ION DE TUBE R IAS

3,1 ml 388,80 3,07 1 195,23

3,2 ml 268,80 2,98 799,80 1 995,03


4,1 pza 32,00 2,69 86,09

4,2 pza 128,00 1,63 208,26

4,3 pza 96,00 9,08 871,69

4,4 pza 32,00 1,35 43,25

4,5 pza 32,00 1,63 52,07

4,6 pza 96,00 1,08 103,31 1 364,67


+ LOS PR E C IOS S ON E L DOLAR E S AME R IC ANOS (T .C . 2.81) ‐ NO INC LUY E N I.G .V., G .G . NI UT IL IDAD

C odo 90° macho niquelado H x MNPT DE 20 x ½ " MPT

Tubería multicapa P E ‐AL ‐PE negra DE 1/2"

DE S C R IPC ION

Tubería multicapa P E ‐AL ‐PE amarilla (interiores ) DE 3/8"

C ople reducción niquelado H x H DE 26 x 20

Ins talacion de Adaptador macho niquelado H x MNPT DE 20 x 1/2" MPT

Ins talacion de C odo 90° macho niquelado H x MNPT DE 20 x ½ " MPT

Ins talacion de Tubería multicapa PE ‐AL ‐P E amarilla (interiores) DE 3/8"

Adaptador hembra niquelado H x HNPT DE 20 x 1/2" FP T

Ins talacion de Tubería multicapa PE ‐AL ‐P E negra DE 1/2"

Válvula de paso niquelada H x H DE 20 x 20

Tee recta niquelada H x H DE 20 x 20

Adaptador macho niquelado H x MNPT DE 20 x 1/2" MPT

Ins talacion de C ople reducción niquelado H x H DE 26 x 20

Ins talacion de Adaptador hembra niquelado H x HNPT DE 20 x 1/2" F PT

Ins talacion de Válvula de paso niquelada H x H DE 20 x 20

Ins talacion de Tee recta niquelada H x H DE 20 x 20

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº A-8

Presupuesto de instalación adosada – PE-AL-PE


1,0 TUB E R IAS

1,2 ml 388,80 2,42 942,071,5 ml 268,80 1,60 428,91 1 370,98

2,0 AC C E S OR IOS

2,1 pza 32,00 5,82 186,09

2,2 pza 128,00 3,57 456,92

2,3 pza 96,00 7,41 711,28

2,4 pza 32,00 7,85 251,28

2,5 pza 32,00 2,86 91,38

2,6 pza 96,00 3,33 319,82 2 016,77


3,1 ml 388,80 1,84 717,14

3,2 ml 268,80 1,79 479,88 1 197,02


4,1 pza 32,00 2,69 86,09

4,2 pza 128,00 1,63 208,26

4,3 pza 96,00 9,08 871,69

4,4 pza 32,00 1,35 43,25

4,5 pza 32,00 1,63 52,07

4,6 pza 96,00 1,08 103,31 1 364,67



DE S C R IPC ION

Instalacion de C ople reducción niquelado H x H DE 26 x 20

Instalacion de Adaptador hembra niquelado H x HNPT DE 20 x 1/2" FP T

Instalacion de Válvula de paso niquelada H x H DE 20 x 20

Instalacion de Tee recta niquelada H x H DE 20 x 20

Instalacion de Adaptador macho niquelado H x MNPT DE 20 x 1/2" MPT

Instalacion de C odo 90° macho niquelado H x MNPT DE 20 x ½ " MPT

Instalacion de Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE amarilla (interiores) DE 3/8"

Adaptador hembra niquelado H x HNPT DE 20 x 1/2" F PT

Instalacion de Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE negra DE 1/2" (Adosadas)





Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE negra DE 1/2"Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE amarilla (interiores) DE 3/8"


De manera general, se consideró edificios de diferente cantidad de pisos y con un departamento típico por piso. Los cuadros A-9 y A-10 y las figuras A-7 y A-8 dan cuenta de los resultados de costos de instalación, considerando instalaciones de cobre y PEALPE, e instalaciones empotradas y adosadas.

Cuadro Nº A-9

Costos de instalación empotrada por edificio típico

C u Pe‐Al‐Pe

3 P isos 606 521 34 P isos 833 725 45 P isos 1 077 943 56 P isos 1 294 1 176 67 P isos 1 586 1 424 78 P isos 1 900 1 687 8

C os to de ins talac iones (US $)E dific io

típic oNº dpto. total

COSANAC S.A.C.


Figura Nº A-7

Costos de Cobre Vs. Pe-Al-PeInstalaciones empotradas

400

650

900

1 150

1 400

1 650

1 900

2 150

3 Pisos

4 Pisos

5 Pisos

6 Pisos

7 Pisos

8 Pisos

Numero de Pisos

Pre

cio

de

Inst

alac

ion

po

r ca

da

Dep

arta

men

to t

ipic

o p

or

pis

o (

US

$)

Cobre

Pe Al Pe

Cuadro Nº A-10

Costos de instalación adosada por edificio típico

C u Pe‐Al‐Pe

3 P isos 535 471 34 P isos 734 651 45 P isos 948 843 56 P isos 1 140 1 046 67 P isos 1 393 1 261 78 P isos 1 664 1 487 8

C os to de ins talac iones (US $)E dific io

típic oNº dpto. total

Figura Nº A-8

Costos de Cobre Vs. Pe-Al-PeInstalaciones adosadas

400

650

900

1 150

1 400

1 650

1 900

3 Pisos

4 Pisos

5 Pisos

6 Pisos

7 Pisos

8 Pisos

Numero de Pisos

Pre

cio

de

Inst

alac

ion

po

r ca

da

Dep

arta

men

to t

ipic

o p

or

pis

o

Cobre

Pe Al Pe

COSANAC S.A.C.


2 Caso de vivienda unifamiliar

De manera similar al caso del edificio multifamiliar, se analizó también el caso de una vivienda con cuatro dormitorios que se desarrolla en dos pisos y azotea.

2.1 Descripción de la vivienda

El diseño típico de la vivienda (ver figura Nº A-9) con un área construida de 110 m2 por piso, cuenta con estar, comedor y cocina de diario, baño de visita, dormitorio principal con baño incorporado y closet, en el segundo piso con dos dormitorios con baño común y un dormitorio con baño y closet propio.

Los acabados propuestos son: piso de cerámica para las áreas de sala comedor, dormitorios, baño principal, cocina, y áreas de servicio, el piso de las áreas comunes será de terrazo y el piso de las terrazas será de piedra laja.

Figura Nº A-9

Plano del Vivienda Típica

2.2 Cálculo del consumo diario de gas

Según las características de los artefactos que se podrían instalar en la vivienda, se estima un consumo de 15 Mcal/hora equivalente a 1,58 m3/h de gas natural, tal como muestra el cuadro Nº A-11.

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº A-11 C antidad

Artefac t. Mcal/h m3/h Mcal/h m3/h

1 8,00 0,84 8,00 0,841 4,00 0,42 4,00 0,421 3,00 0,32 3,00 0,320 38,00 4,00 0,00 0,00

15,00 1,58

E S TUFA

C OC INA

OTROS AR TE FAC TOS

ARTE FAC TOC ons umo Parc ial

C ons umo Total por Departamento

TE RMA DE C OLGAR DE 50 L ITR OS

C ons umo Unitario

2.3 Trazado de las tuberías

En la figura Nº A-10 se aprecia el trazo de los ductos en la vivienda, donde el contador (medidores) se ha de instalar en el límite de la propiedad con la calle, con accesibilidad para la empresa Concesionaria.

A partir de los artefactos previstos, se efectuó el diseño de los ductos, iniciando por el artefacto de mayor consumo o potencia, en este caso la cocina, se determinó las longitudes de tubería y accesorios requeridos en cada caso, tal como se indica en la figura Nº A-10.

COSANAC S.A.C.


Figura Nº A-10

COSANAC S.A.C.


2.4 Costos de las instalaciones interiores de gas natural en viviendas

El costo de las instalaciones interiores en el caso de la vivienda unifamiliar, se determinó a partir del esquema de instalación y metrados mostrados en la figura A-11, para el caso de tuberías de cobre.

Figura Nº A-11

Esquema de instalación – Cobre

A C onexión a estufa 3/ 8" MNPT B C onexión a calentador 1/2" HNPT 4 L lave de P aso 1/4 NPT M x 1/4 E spiga C C onexión a C ontador 5 Tee de C obre 1/2" 1 Unión de C obre 1/2" 6 Tub. F lexible de (3/ 8") 2 C onector Macho 1/2 F lare x 1/2 NPT 7 Acople R ápido Macho 1/4 NPT 3 Tub. F lexible de (3/ 8") 8 C odo de C obre 90º 1/2"


POR VIVIE NDA

3

1

3

3´

3/8"

2

4

124

2¨6

24

5 3/8"

2

7

Con los metrados anteriores, los cuadros A-12 y A-13 a continuación indican los costos totales de una instalación interior utilizando tuberías de cobre, que ascienden a US$ 203 en caso de instalaciones empotradas y US$ 178,5 en el caso de instalaciones adosadas.

Cuadro Nº A-12

Presupuesto de instalación empotrada – Cobre


1,0 TUB E R IAS

1,1 ml 7,35 3,48 25,611,2 ml 9,76 3,32 32,41 58,02

2,0 AC C E S OR IOS

2,1 pza 1,00 0,87 0,87

2,2 pza 4,00 1,67 6,69

2,3 pza 3,00 3,88 11,65

2,4 pza 1,00 1,17 1,17

2,5 pza 1,00 4,78 4,78

2,6 pza 4,00 0,87 3,47 28,63


3,1 pza 7,35 3,63 26,68

3,5 pza 9,76 3,54 34,52 61,20


4,1 pza 1,00 2,39 2,39

4,2 pza 4,00 3,77 15,07

4,3 pza 3,00 9,18 27,53

4,4 pza 1,00 1,89 1,89

4,5 pza 1,00 2,28 2,28

4,6 pza 4,00 1,51 6,03 55,19

C OS TO DIR E C TO US $ 203,04

+ LOS P R E C IOS S ON E L DOLAR E S AME R IC ANOS (T .C . 2.81) ‐ NO INC LUY E N I.G .V ., G .G . NI UT IL IDAD

Ins talacion de Acople R ápido Macho 1/4 NPT

Ins talacion de C odo de C obre 90º 1/2"

Ins talacion de Unión de C obre 1/2"

Ins talacion de C onector Macho 1/2 F lare x 1/2 NPT

Ins talacion de L lave de Paso 1/4 NPT M x 1/4 E spiga

Ins talacion de Tee de C obre 1/2"

Ins talacion de Tubería de C obre flexible 3/8" x 18 m

Instalacion de Tubo de C obre tipo L 1/2" x 6 m

L lave de P aso 1/4 NPT M x 1/4 E spiga

Tee de C obre 1/2"




Tubo de C obre tipo L 1/2" x 6 mTubería de C obre flexible 3/8" x 18 m


DE S C R IPC ION

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº A-13

Presupuesto de instalación adosada – Cobre


1,0 TUB E R IAS

1,1 ml 7,35 3,48 25,611,2 ml 9,76 3,32 32,41 58,02

2,0 AC C E S OR IOS

2,1 pza 1,00 0,87 0,87

2,2 pza 4,00 1,67 6,69

2,3 pza 3,00 3,88 11,65

2,4 pza 1,00 1,17 1,17

2,5 pza 1,00 4,78 4,78

2,6 pza 4,00 0,87 3,47 28,63


3,1 pza 7,35 2,18 16,02

3,5 pza 9,76 2,12 20,71 36,73


4,1 pza 1,00 2,39 2,39

4,2 pza 4,00 3,77 15,07

4,3 pza 3,00 9,18 27,53

4,4 pza 1,00 1,89 1,89

4,5 pza 1,00 2,28 2,28

4,6 pza 4,00 1,51 6,03 55,19


+ LOS P R E C IOS S ON E L DOLAR E S AME R IC ANOS (T .C . 2.81) ‐ NO INC LUY E N I.G .V ., G .G . NI UT IL IDAD


Tubo de C obre tipo L 1/2" x 6 mTubería de C obre flexible 3/8" x 18 m


DE S C R IPC ION


Tee de C obre 1/2"







Instalacion de L lave de Paso 1/4 NPT M x 1/4 E spiga


Instalacion de Tubería de C obre flexible 3/8" x 18 m (Adosado)

Instalacion de Tubo de C obre tipo L 1/2" x 6 m (Adosado)

De manera similar al caso de las tuberías de cobre, la figura A-12 indica el esquema y los metrados con tuberías PEALPE valorizados en los cuadros A-14 y A-15 a continuación, que indican que los costos totales de una instalación interior utilizando tuberías de PEALPE ascienden a US$ 195 en caso de instalaciones empotradas y US$ 174,4 en el caso de instalaciones adosadas.

Figura Nº A-12

Esquema de instalación – PE-AL-PE

A C onexión a estufa 3/ 8" MNPT B C onexión a calentador 1/2" HNPT 4 Válvula de inserción K3 20 x 1/ 2" C C onexión a C ontador 5 Tee recta K3 20 x 20 x 20 1 R educción bushing 3/ 8" x 1/ 2" 6 Tub. Mtcpa. Durman Gas negra 1216 (3/ 8") 2 Adaptador hembra K3 20 x 1/ 2" HNPT 7 Adaptador macho K3 20 x 1/ 2" MNPT 3 Tub. Mtcpa. flexible Gas amarilla 1216 (3/ 8") 8 C odo K3 20 x 1/ 2" HNPT


POR VIVIE NDA

2´1

2

3

2

4

3´

53/8" 3/8"

24

6

7

8

124

2

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº A-14

Presupuesto de instalación empotrada – PE-AL-PE


1,0 TUBE R IAS

1,1 ml 7,35 2,42 17,811,2 ml 9,76 1,60 15,57 33,38

2,0 AC C E S OR IOS

2,1 pza 1,00 5,82 5,82

2,2 pza 4,00 3,57 14,28

2,3 pza 3,00 7,41 22,23

2,4 pza 1,00 7,85 7,85

2,5 pza 1,00 2,86 2,86

2,6 pza 4,00 3,33 13,33 66,37


3,1 ml 7,35 3,07 22,60

3,2 ml 9,76 2,98 29,04 51,64


4,1 pza 1,00 2,69 2,69

4,2 pza 4,00 1,63 6,51

4,3 pza 3,00 9,08 27,24

4,4 pza 1,00 1,35 1,35

4,5 pza 1,00 1,63 1,63

4,6 pza 4,00 1,08 4,30 43,72


+ LOS P R E C IOS S ON E L DOLAR E S AME R IC ANOS (T .C . 2.81) ‐ NO INC LUY E N I.G .V., G .G . NI UT IL IDAD

Ins talacion de Adaptador macho niquelado H x MNPT DE 20 x 1/2" MPT


Ins talacion de C ople reducción niquelado H x H DE 26 x 20

Ins talacion de Adaptador hembra niquelado H x HNPT DE 20 x 1/2" F P T

Ins talacion de Válvula de paso niquelada H x H DE 20 x 20

Ins talacion de Tee recta niquelada H x H DE 20 x 20

Ins talacion de Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE amarilla (interiores ) DE 3/8"

Ins talacion de Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE negra DE 1/2"





Adaptador hembra niquelado H x HNPT DE 20 x 1/2" F PT

Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE negra DE 1/2"Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE amarilla (interiores ) DE 3/8"


DE S C R IPC ION

Cuadro Nº A-15

Presupuesto de instalación adosada – PE-AL-PE


1,0 TUBE R IAS

1,1 ml 7,35 2,42 17,811,2 ml 9,76 1,60 15,57 33,38

2,0 AC C E S OR IOS

2,1 pza 1,00 5,82 5,82

2,2 pza 4,00 3,57 14,28

2,3 pza 3,00 7,41 22,23

2,4 pza 1,00 7,85 7,85

2,5 pza 1,00 2,86 2,86

2,6 pza 4,00 3,33 13,33 66,37


3,1 ml 7,35 1,84 13,56

3,2 ml 9,76 1,79 17,42 30,98


4,1 pza 1,00 2,69 2,69

4,2 pza 4,00 1,63 6,51

4,3 pza 3,00 9,08 27,24

4,4 pza 1,00 1,35 1,35

4,5 pza 1,00 1,63 1,63

4,6 pza 4,00 1,08 4,30 43,72


+ LOS PR E C IOS S ON E L DOLAR E S AME R IC ANOS (T .C . 2.81) ‐ NO INC LUY E N I.G .V., G .G . NI UT IL IDAD

Adaptador hembra niquelado H x HNPT DE 20 x 1/2" F P T

Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE negra DE 1/2"Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE amarilla (interiores ) DE 3/8"


DE S C R IPC ION




C odo 90° macho niquelado H x MNPT DE 20 x ½" MPT

Instalacion de Adaptador macho niquelado H x MNPT DE 20 x 1/2" MPT


Instalacion de C ople reducción niquelado H x H DE 26 x 20

Instalacion de Adaptador hembra niquelado H x HNPT DE 20 x 1/2" F P T

Instalacion de Válvula de paso niquelada H x H DE 20 x 20

Instalacion de Tee recta niquelada H x H DE 20 x 20

Instalacion de Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE amarilla (interiores ) DE 3/8"

Instalacion de Tubería multicapa PE ‐AL ‐PE negra DE 1/2"

En resumen, de los análisis desarrollados se encuentra poca diferencia entre los costos de las instalaciones desarrolladas con tuberías de cobre y con tuberías de PEALPE, la diferencia que debiera existir entre ambos tipos de tubería se acorta por el precio de los accesorios involucrados, que en el caso del PEALPE tienen un costo relativo alto.

COSANAC S.A.C.


ANEXO B

ANÁLISIS COMPARATIVO DEL FACTOR DE PENETRACIÓN

En este anexo se presenta un benchmarking internacional de empresas de Bolivia, Chile y Argentina respecto al factor de penetración, especialmente de clientes residenciales. Asimismo, se presenta una evaluación del factor de penetración en diversas zonas de Lima y Callao que ya cuentan con redes de gas natural.

1 Benchmarking internacional

El propósito del presente capítulo es analizar la experiencia internacional de diversas empresas de distribución de gas natural en la expansión de redes de distribución de gas natural atendiendo a usuarios residenciales a lo largo del tiempo, y a partir de esta experiencia sacar conclusiones respecto al ritmo que el coeficiente de cobertura o penetración tendría en la red de Lima y Callao. Para ello, se analizó la evolución de la incorporación de los usuarios residenciales a lo largo del tiempo en cada una de las ciudades o zonas de concesión consideradas, determinando el coeficiente de Cobertura9 que indica cual es el porcentaje de hogares o viviendas que se encuentra conectado a la red.

Este coeficiente refleja la estrategia comercial que han seguido las empresas a lo largo del tiempo en cuanto a tendido de redes, pero también esta muy influenciado por el precio del gas natural, el precio de los sustitutos y por aquella parte de la red común y/o interna (en la vivienda) que los usuarios tienen que asumir como costo propio.

En función de la disponibilidad de información, se ha considerado empresas distribuidoras de gas natural de Argentina, por ser un país con una larga tradición en el uso de este combustible, Bolivia, que tienen casos muy interesantes de empresas privadas de distribución que han aumentado la cobertura de clientes residenciales en forma significativa en los últimos años, y la empresa Metrogas S.A. de Chile un caso líder en expansiones de redes de gas natural. El análisis de estos coeficientes de cobertura y su evolución se realizó teniendo en cuenta las particularidades que poseen las áreas de concesión de distribución de gas natural.

Obtenidos los coeficientes de cobertura para estas empresas distribuidoras de gas natural seleccionadas, se realizó una estimación estadística de la relación entre la tasa de crecimiento del grado de cobertura y la tasa de cobertura o penetración. Los resultados sugieren que dado el bajo nivel de penetración que la distribuidora de Lima y Callao tiene en este momento, resulta conveniente considerar altas tasas de crecimiento en la conexión de usuarios residenciales hasta tanto el coeficiente de penetración alcance valores de mediana maduración de mercado (25 a 30%).

9 En el análisis internacional se considera en forma indistinta la expresión coeficiente de cobertura o coeficiente de penetración.

COSANAC S.A.C.


1.1 El caso de Bolivia

La República de Bolivia posee dos áreas diferenciadas en cuanto a la provisión del servicio de distribución del gas natural por redes: la zona occidental del país que es abastecida principalmente por la empresa Yacimientos Petrolíferos Bolivianos (YPFB); y la zona oriental en la cual hay empresas privadas distribuidoras de gas natural a través de contratos que han firmado con el Estado.

En el caso de la zona occidental las características son muy especiales, ya que en general las tarifas de distribución del gas natural, apenas cubren el costo de la materia prima y además existe una política de expansión de redes secundarias del City Gate hasta la acometida. En general estas redes que se construyeron en las ciudades de La Paz y El Alto, prácticamente no han sido utilizadas, pues el gas licuado (GLP) está subsidiado y además existe poca tradición en el uso del gas natural, que es considerado peligroso por gran parte de la población. Recientemente se ha comenzado a cambiar esta tendencia por una campaña realizada por la empresa estatal.

YPFB ha aumentado significativamente los usuarios residenciales, tal como puede apreciarse en el Cuadro Nº B-1 alcanzando en la actualidad aproximadamente 36 000 usuarios.

Cuadro Nº B-1

Año Sucre Cochabamba Tarija Santa Cruz La Paz-El Alto1998 1 028 932 2 518 581 1 0371999 1 210 2 035 2 666 815 1 2291000 1 674 3 985 2 829 934 1 5072001 1 835 5 961 3 348 1 326 1 9722002 1 893 7 471 3 718 1 542 2 5782003 1 938 9 622 9 749 1 968 18 8042004 2 589 12 241 15 233 2 834 20 0442005 4 126 13 754 20 086 4 061 20 0902006 5 847 14 424 24 747 5 140 21 1912007 8 058 15 989 30 080 6 284 32 2892008 8 059 16 389 30 580 6 662 36 200

Evolucion de Usuarios Residenciales en Bolivia

En la Zona Oriental la distribución del gas natural se encuentra a cargo de empresas privadas que tienen contratos de concesión para la distribución del gas natural. En general, estas empresas han seguido un manejo empresarial en la operación dentro del marco de regulación de los servicios públicos. Estas compañías cubren actualmente un total de 60 000 usuarios al año 2008.

En el Cuadro Nº B-2 se puede apreciar el coeficiente de Cobertura en esta zona, que esta muy influenciada por el bajo costo que pagan los usuarios en la tarifa.

Como se aprecia, el grado de cobertura en la ciudad de La Paz ha crecido en forma significativa, específicamente impulsado por las inversiones en la red de distribución realizada por YPFB, en especial a partir del 2003 en donde el

COSANAC S.A.C.


número de conexiones de los usuarios residenciales alcanza al 5,43% a partir de un valor bajo del 0,77% (aunque como se señalara anteriormente, numerosos usuarios aún no se han conectado). Luego las conexiones han seguido el crecimiento de los hogares.

En la zona oriental del país, la responsabilidad en la expansión de los usuarios, en general, ha seguido el criterio empresarial y las tarifas que abonan estos usuarios cubren los costos de distribución de las empresas distribuidoras. En la ciudad de Sucre la encargada de la distribución es la empresa EMDIGAS. Esta empresa desde el año 1998 ha tenido un crecimiento permanente, como se aprecia en el Cuadro Nº B-2, y fue aumentando su grado de participación del 3,13% en 1998 al 5,08% en el 2002, sube a 6,53% en el 2004, a 10,08% en el 2006 a 18,49% en el 2007 y casi 18% en el 2008. Esta empresa, que de alguna manera es un modelo de empresa privada que trata de seguir una política empresarial de expansión de redes para aumentar sus ingresos, tuvo una tasa de crecimiento del 20 % anual durante el periodo.

Por otro lado, la empresa que atiende el servicio de la ciudad de Cochabamba es COMGAS, la cual ha tenido una fuerte expansión en la red de usuarios residenciales pasó del 0,9% de cobertura en 1998 a 3,6% en el 2000, alcanzando el 10,2% en el 2005, manteniéndose en estos valores hasta la actualidad. Durante este periodo la tasa de crecimiento del coeficiente de Cobertura alcanzó al 27,8% anual. Es importante destacar que estas dos empresas han llevado una política empresarial con una expansión de la red residencial basada en maximizar el número de usuarios residenciales.

La empresa SERGAS cubre el servicio de distribución en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Como puede aprecia en el cuadro Nº B-2 el porcentaje de hogares o viviendas conectadas con el servicio del gas natural en esta empresa es bajo. En este caso, se debe destacar que esta ciudad es de clima tropical por lo cual no ha existido mayor interés de los usuarios en conectarse a la red de distribución por las altas temperaturas promedio (aún en invierno) y por el subsidio del precio del gas licuado de petróleo (GLP) en Bolivia. De todas maneras la tasa de crecimiento de usuarios ha sido del 27,8% anual acumulado durante el período 1998-2008.

Por último es notable el crecimiento de los usuarios conectados a la red en la ciudad de Tarija, que en 1998 tenia el 11% de las viviendas con gas natural, creciendo lentamente hasta el periodo 2001, pero a partir del 2002 la expansión de la red, financiado por el municipio ha permitido la mas elevada conexión en todo el país con el 92%. Es importante destacar que ésta empresa es estatal y tiene un concepto de masificación, por lo que todos los usuarios residenciales tienen que poseer el gas natural y para ellos el Estado financia la red secundaria, la acometida e incluso una parte de la red interna de acuerdo a lo previsto en la Ley de los Hidrocarburos que en uno de sus capítulos tiene como meta la universalización del uso del gas natural.

COSANAC S.A.C.


Cuadro Nº B-2

Año Sucre Cochabamba Tarija Santa Cruz La Paz-El Alto1998 3,13% 0,92% 11,32% 0,34% 0,36%1999 3,57% 1,93% 11,51% 0,45% 0,41%2000 4,78% 3,62% 11,73% 0,48% 0,48%2001 5,08% 5,19% 13,33% 0,65% 0,61%2002 5,08% 6,25% 14,22% 0,71% 0,77%2003 5,04% 7,72% 35,81% 0,86% 5,43%2004 6,53% 9,42% 53,74% 1,17% 5,60%2005 10,08% 10,15% 68,06% 1,58% 5,42%2006 13,84% 10,22% 80,53% 1,89% 5,52%2007 18,49% 10,87% 94,01% 2,18% 8,14%2008 17,92% 10,69% 91,79% 2,18% 8,81%

Tasa de crec. 19,07% 27,80% 23,28% 20,45% 37,86%Fuente Superintedencia de Hidrocarburos y Instituto de Estadistica de Bolivia

Evolucion de los Coeficientes de Penetracion - Bolivia

Como experiencia de evolución del coeficiente de Cobertura en este país, que puede ser extendido al caso de la empresa distribuidora de Lima y Callao, es interesante considerar las experiencias que han tenido la empresa de Cochabamba y Sucre, donde si bien el coeficiente de cobertura aún es bajo, se observa altas tasas de crecimiento:

Ciudad de Sucre 19,07% anual acumulativo

Ciudad de Cochabamba 27,8% anual acumulativo

1.2 La experiencia de Chile

Un caso líder y que puede ser considerado como base para ver la estrategia que podría llevar a cabo una empresa de distribución de gas natural, es la empresa Metrogas S.A., que tiene el área de concesión de la distribución del gas natural en la Región Santiago de Chile. Esta empresa desde mediados de la década de los 90, está encargada de atender a los usuarios residenciales, comerciales e industriales. Originariamente distribuía el denominado gas manufacturado de ciudad, pero como consecuencia de la firma de los convenios de la República de Chile con la República de Argentina para la importación de gas natural, comenzó a distribuir gas natural proveniente de este último país, sin dificultades hasta el periodo 2004, año a partir del cual comenzaron restricciones de oferta. Sin embargo, los usuarios residenciales no se vieron afectados por la provisión del gas proveniente de Argentina, con excepción de unos pocos días que fueron abastecidos por una planta de almacenamiento que tiene la empresa Metrogas S.A.

Esta empresa privada es administrada con eficiencia y ha llevado una política de expansión agresiva orientada a los usuarios residenciales. En esta empresa no existen subsidios y las tarifas del gas natural responden a los verdaderos costos de la empresa (valor agregado de distribución) y el costo de la materia prima que incluye el costo y el transporte del gas natural.

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En el Cuadro Nº B-3 se puede apreciar la evolución de las incorporaciones de usuarios residenciales de la empresa Metrogas, los usuarios residenciales totales y la evolución del coeficiente de penetración.

Cuadro Nº B-3

Coeficiente Tasa de de Penetracion crecimiento

1999 232 000 1 545 285 15,01%2000 12 000 244 000 1 569 122 15,55% 3,57%2001 15 000 259 000 1 587 810 16,31% 4,90%2002 16 000 275 000 1 606 503 17,12% 4,94%2003 16 000 291 000 1 625 198 17,91% 4,60%2004 21 000 312 000 1 643 892 18,98% 6,00%2005 24 000 336 000 1 662 592 20,21% 6,48%2006 30 000 366 000 1 662 592 22,01% 8,93%2007 34 000 400 000 1 680 113 23,81% 8,15%

Tasa de Crecimiento anual promedio 5,93%

Usuarios residenciales de Metrogas S.A. y coeficientes de cobertura

Incremento anual

Usuarios totales

HogaresAño

Durante el periodo 2000-2007 se ha producido una aceleración en los usuarios incorporados por la empresa Metrogas S.A. que van de 12 000 usuarios en el año 2000 a 16 000 en el año 2003, y a 34 000 en el año 2007. De esta manera, en la actualidad la empresa Metrogas S.A. ha alcanzado los 400 000 usuarios y es intención de la empresa seguir con su política de incremento de usuarios residenciales. El coeficiente de Cobertura o coeficiente de penetración ha ido creciendo en forma significativa del 15,01% en el año 1999 al 19% en el año 2004 para llegar a 24% en el año 2007. La empresa ha desarrollado una política comercial claramente agresiva para incorporar los usuarios a pesar de los problemas de abastecimiento de Argentina. Sin embargo, este problema podría ser solucionado, ya que Chile está realizando dos importante proyectos de abastecimiento de Gas Natural Licuefactado (LNG) uno en el Centro y Otro en el Norte del país, por lo que el aumento de usuarios pasaría a ser sostenido en el tiempo.

La tasa de crecimiento del coeficiente de cobertura ha sido del 5,93% durante el período 2000 – 2007, que se puede considerar una tasa sostenida en el tiempo.

1.3 La Experiencia Argentina

En Argentina, la distribución del gas natural está a cargo de nueve empresas distribuidoras que resultaron de la división de la empresa estatal Gas del Estado S.A., en el momento de su privatización en 1992. Estas empresas son:

Metrogas y Gas Natural que cubren principalmente el área Metropolitana de Buenos Aires, en donde en el caso de la primera el coeficiente de cobertura alcanza casi el 100%;

Camuzzi Gas del Sur que es una empresa que atiende la zona de la Patagonia cuyo principal características son los altos consumo por vivienda en razón de las muy bajas temperaturas promedios existente;

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Camuzzi Gas Pampeana que cubre principalmente la extensa Provincia de Buenos Aires, asistiendo a numerosos ciudades;

La empresa Litoral Gas que atiende principalmente una zona industrial importante, concentrando principalmente el consumo en usuarios industriales;

Ecogas Cuyo que es una empresa que cubre las Provincias de San Juan, Mendoza y San Luis, en donde el consumo se concentra en ciudades importantes,

Ecogas Centro, que cubre Córdoba, La Rioja y Catamarca; y,

La empresa GasNor que cubre la zona norte del país en donde se registran las temperaturas promedio más altas del país y en donde aún casi no hay abastecimiento de gas natural.

A los efectos de analizar la evolución del coeficiente de cobertura se han considerado tres empresas: Ecogas Cuyo, Ecogas Centro y GasNor S.A.; que se consideran empresas modelo que podrían ser tomadas como benchmarking en el coeficiente de Cobertura, ya que las restantes se alejan mucho de las características que podría tener la empresa de distribución de gas natural de Lima y Callao.

Los usuarios residenciales de estas tres empresas seleccionados se presentan en el Cuadro Nº B-4.

Cuadro Nº B-4

Usuarios Residenciales de distribuidoras de gas en Argentina

Ecogas Gas Nor EcogasAño Centro Norte Cuyo1993 287 091 196 692 239 9371994 306 086 205 587 251 1461995 321 154 212 487 262 6921996 340 616 222 924 276 1031997 356 993 242 454 290 9551998 371 621 266 974 305 0321999 381 955 287 614 318 8872000 390 405 302 726 329 5502001 400 632 313 336 340 1072002 408 761 310 887 343 5112003 429 125 316 397 355 7032004 447 632 324 638 370 3802005 466 958 333 242 387 0742006 487 809 344 143 405 3562007 511 185 359 602 424 101

Fuente: ENARGAS y Elaboración Propia

En la actualidad, Ecogas Centro alcanza a 511 200 usuarios, GasNor alcanza a 359 000 usuarios y Ecogas alcanza a 424 000 usuarios y han tenido un crecimiento sistemático a lo largo del tiempo, por tratarse del combustible de

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menor precio (incluido las garrafas). En general estas empresas se consideran que han llevado a cabo una política de incorporación sistemática de usuarios, tratando en algunos casos de utilizar la red existente, pero han tenido que hacer inversiones también en el área de distribución, en especial en el periodo inicial de gestión 1993-2001.

El coeficiente de cobertura de los usuarios residenciales se puede apreciar en el Cuadro Nº B-5, y su evolución a lo largo del tiempo.

Cuadro Nº B-5

Ecogas Gas Nor EcogasAño Centro Norte Cuyo1993 30,28% 25,18% 39,54%1994 31,88% 25,84% 40,80%1995 33,03% 26,23% 42,07%1996 34,58% 27,02% 43,60%1997 35,79% 28,85% 45,30%1998 36,78% 31,19% 46,82%1999 37,33% 33,00% 48,25%2000 37,67% 34,10% 49,16%2001 38,17% 34,65% 50,02%2002 38,45% 33,76% 49,81%2003 39,86% 33,74% 50,85%2004 40,62% 34,72% 51,66%2005 41,84% 35,00% 53,23%2006 43,15% 35,49% 54,96%2007 44,65% 36,41% 56,69%

Evolucion del Coeficiente de penetraciòn

En el caso de la empresa Gas Centro, el coeficiente de Cobertura ha ido evolucionando del 31% en 1993 a 36,8% en 1998 alcanzando 38,2% en el 2001. En el periodo 2002-2007 se apreciar que el grado de cobertura siguió aumentando para alcanzar el 44,7% de los usuarios totales. En el caso de GasNor S.A., el coeficiente de cobertura fue de 25,2 % en el momento que la empresa asumió la privatización, aumentado en 11 puntos en el 2007 para alcanzar casi el 36%. La empresa EcoGas Cuyo, tiene una importante área de cobertura y ha crecido en forma significativa del 40% en el 1993 a 46,7% en el 1998, a 50% en el 2002 y a 56,7% en el 2007.

Las tasas de crecimiento anuales del grado de Cobertura de los usuarios residenciales se presentan en el Cuadro Nº B-6.

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Cuadro Nº B-6

Ecogas Gas Nor EcogasAño Centro Norte Cuyo1994 5,27% 2,63% 3,20%1995 3,60% 1,48% 3,12%1996 4,72% 3,01% 3,62%1997 3,48% 6,79% 3,89%1998 2,78% 8,12% 3,36%1999 1,48% 5,78% 3,07%2000 0,92% 3,35% 1,89%2001 1,32% 1,63% 1,75%2002 0,74% -2,58% -0,42%2003 3,66% -0,07% 2,09%2004 1,90% 2,93% 1,59%2005 3,00% 0,79% 3,03%2006 3,15% 1,40% 3,25%2007 3,47% 2,60% 3,15%

Promedio 3,03% 2,88% 2,81%

Tasas de crecimiento del coeficiente de penetraciòn

La tasa de crecimiento del coeficiente de cobertura ha tenido variaciones en el tiempo para las tres distribuidoras. En general ha sido creciente, con excepción del período 2002 en el caso de GasNor S.A. y de Ecogas Cuyo. La tasa de crecimiento promedio puede dar una idea a largo plazo de la expansión de usuarios residenciales: 3,03% de Ecogas Cuyo, 2,8% en la empresa GasNorte y Ecogas Cuyo.

2 El uso de los coeficientes de penetración de usuarios residenciales en Lima y el Callao

En el Cuadro Nº B-7 se presenta un resumen de los coeficientes de cobertura y su tasa de crecimiento en las empresas distribuidoras seleccionadas para el presente análisis. Se puede apreciar algunas conclusiones respecto a la política de expansión de redes de distribución de gas natural seguida por las empresas de distribución seleccionadas.

1) Las redes más maduras están en Argentina, que es un país en que las tasas de viviendas con gas natural son las más elevadas del Cono Sur. Asociado a este mayor coeficiente de cobertura se verifica la menor tasa de crecimiento en el coeficiente de cobertura o penetración que oscilan entre un máximo del 3,03% (Ecogas Centro) y el 2,81% (Ecogas Cuyo). Además, es importante destacar que esta tasa de expansión se puede potenciar ya que por la caída de la convertibilidad, el valor agregado de distribución de gas natural está congelado y por ello las empresas han frenado la expansión de sus redes.

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Cuadro Nº B-7

EmpresasCoeficiente de

Cobertura ActualTasa de

Crecimiento (%)Argentina

EcogasCentro 45,80% 3,03%GasNor 37,77% 2,88%EcoGasCuyo 58,32% 2,81%

BoliviaEmdigas 17,92% 19,07%Emcogas 10,69% 27,80%Entagas 91,79% 23,28%Sergas 2,18% 20,45%YPFB 8,81% 37,86%

ChileMetrogas 23,80% 5,93%

Coeficientes de cobertura y tasa de crecimiento

2) En redes en los cuales las viviendas u hogares con gas natural alcanza valores medios, como el caso de Metrogas de Chile, (del 23,80%), un caso líder en comportamiento de empresas privadas de distribución del gas natural, la tasa de crecimiento en porcentaje de la red de gas natural es mas elevada alrededor del 6%.

3) Por último, en el caso de casos de greenfield en los cuales la tasa de cobertura es baja y recién las expansiones comienzan, como el caso de las empresas de distribución de Bolivia, (con la excepción de EMTAGAS de la ciudad de Tarija), la tasa de crecimiento alcanza valores importantes, tomando en consideración que las empresas privadas de distribución que están menos sujetas a manejos políticos del estado oscilan entre un mínimo del 19% hasta el 28%.

4) Por consiguiente, se puede extraer una correlación negativa entre el coeficiente de cobertura de vivienda u hogares con gas natural y su tasa de crecimiento. Con la información anterior de todas las empresas analizadas se han estimado dos regresiones de mínimos cuadrados:

bxay (1)

y alternativamente:

BAxy (2)

en donde y es la tasa de crecimiento del coeficiente de cobertura (o penetración) y x es el coeficiente de cobertura o penetración. Los dos coeficientes b y B de cada una de las ecuaciones deben ser negativos. pues a medida que aumente el nivel de saturación de una red con clientes residenciales, menor es la tasa de crecimiento, tal como se observa en la experiencia de las empresas distribuidoras analizadas.

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Se realizaron dos regresiones en base a los datos de las empresas distribuidoras, obteniendo los siguientes resultados:

y= 0,29- 0,549x R2= 0,82

y alternativamente

y=0,27626x-0,78 R2=0,80

Para determinar los coeficientes de penetración de los diferentes distritos de Lima y Callao, dada su tasa de grado de penetración o cobertura actual se puede determinar la tasa de crecimiento que se prevé para el próximo periodo de revisión tarifaria, a partir de que se cuente con la información de clientes atendidos por distrito.

3 Análisis del factor de penetración por zonas en Lima y Callao

En el año 2005, se inició la distribución de gas natural en baja presión a clientes residenciales y comerciales en diversas zonas de algunos distritos de Lima.

Para el presente análisis de utilizó la información del estudio “Evaluación del Procedimiento del Factor de Penetración” realizado por COSANAC en enero 2007 para OSINERGMIN; en dicho estudio se determinó que la empresa concesionaria Cálidda estaba en condiciones de atender a 20 371 clientes potenciales, es decir, que a agosto de 2006 había tendido redes y estaba en condiciones de prestar servicio a esa cantidad de clientes ubicados en las zonas B, F, FF, I y M.

El cuadro Nº B-8 muestra la evolución mensual del factor de penetración en las zonas atendidas.

Cuadro Nº B-8

B F FF I M TOTALEne-06 1 202 488 0 0 0 1 690 20 371 8%Feb-06 1 238 617 63 0 0 1 918 20 371 9%Mar-06 1 282 825 148 34 0 2 289 20 371 11%Abr-06 1 325 1 008 225 52 3 2 613 20 371 13%May-06 1 363 1 150 256 77 7 2 853 20 371 14%Jun-06 1 374 1 259 279 144 18 3 074 20 371 15%Jul-06 1 385 1 306 299 272 65 3 327 20 371 16%Ago-06 1 398 1 349 315 402 130 3 594 20 371 18%Sep-06 1 404 1 399 317 489 191 3 800 20 371 19%Oct-06 1 423 1 444 334 567 261 4 029 20 371 20%Nov-06 1 428 1 488 344 695 289 4 244 20 371 21%Dic-06 1 433 1 514 352 813 329 4 441 20 371 22%Ene-07 1 443 1 529 355 918 365 4 610 20 371 23%Feb-07 1 441 1 548 358 943 382 4 672 20 371 23%Mar-07 1 447 1 561 361 967 396 4 732 20 371 23%Abr-07 1 453 1 589 366 1 009 415 4 832 20 371 24%May-07 1 450 1 591 370 1 033 438 4 882 20 371 24%Jun-07 1 446 1 598 371 1 045 449 4 909 20 371 24%Jul-07 1 447 1 600 375 1 055 466 4 943 20 371 24%Ago-07 1 457 1 608 376 1 067 485 4 993 20 371 25%Sep-07 1 457 1 609 380 1 087 524 5 057 20 371 25%Oct-07 1 455 1 679 385 1 120 549 5 188 20 371 25%Nov-07 1 401 1 679 381 1 126 536 5 123 20 371 25%Dic-07 1 520 1 753 407 1 171 593 5 444 20 371 27%

Clientes Potenciales

Clientes Conectados por Zonas atendidasMes y año

Factor de Penetración

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Se aprecia un crecimiento del factor de penetración de solo cinco (5) puntos porcentuales entre diciembre 2006 y diciembre 2007 (de 22% a 27%).

Adicionalmente, a modo de ejercicio, se realizó una estimación del factor de penetración o cobertura por zonas, utilizando para ello información de los clientes eléctricos ubicados en las zonas atendidas, y adyacentes a las redes de gas natural, como clientes potenciales de gas natural, los resultados se muestran en el cuadro Nº B-9.

Cuadro Nº B-9

B F FF I MEne-06 50% 15%Feb-06 52% 19% 4%Mar-06 54% 26% 10% 1%Abr-06 55% 31% 15% 1%May-06 57% 36% 17% 2% 0%Jun-06 57% 39% 18% 4% 0%Jul-06 58% 41% 20% 7% 1%Ago-06 58% 42% 21% 10% 3%Sep-06 59% 43% 21% 12% 4%Oct-06 59% 45% 22% 14% 6%Nov-06 60% 46% 23% 17% 7%Dic-06 60% 47% 23% 20% 8%Ene-07 60% 48% 23% 23% 8%Feb-07 60% 48% 23% 24% 9%Mar-07 60% 49% 24% 24% 9%Abr-07 61% 49% 24% 25% 10%May-07 61% 49% 24% 26% 10%Jun-07 60% 50% 24% 26% 10%Jul-07 60% 50% 25% 27% 11%Ago-07 61% 50% 25% 27% 11%Sep-07 61% 50% 25% 27% 12%Oct-07 61% 52% 25% 28% 13%Nov-07 59% 52% 25% 28% 12%Dic-07 64% 54% 27% 29% 14%

Factor de PenetraciónMes y año

Se puede apreciar que en las zonas B y F, con redes instaladas en el 2005, se ha alcanzado un nivel de cobertura superior al 50%. En las zonas FF e I, el factor de penetración aún es bajo, sin embargo la evolución que presentan estas zonas es aceptable, teniendo en cuenta que son redes instaladas el año 2006. Finalmente, la zona M, con redes instaladas en el 2006, presenta una evolución lenta, explicado principalmente porque el factor económico (ahorro) no es determinante en esta zona considerada del nivel socioeconómico Alto (a pesar de registrar el mayor consumo unitario promedio), prevaleciendo en la decisión del cambio (sustitución) la estética de la vivienda y las molestias que ocasiona la instalación interna.

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ANEXO C

DETERMINACION DE OTROS CARGOS Y COSTOS TARIFARIOS

c.1 Cargo por Acometidas para consumidores con consumo menor o igual a 300 m3/mes

En la presente sección, se realiza un análisis a los costos de acometidas presentados por Cálidda en su Propuesta Tarifaria. Para ello se utiliza una estructura de costos, aplicando los costos unitarios del BCUGN.

c.1.1 Análisis de costos de instalación de gabinete de protección de medidor

Los aspectos técnicos aplicables al montaje de los gabinetes de protección de medidores, para cada tipo de cliente, son:

G1,6 : Qmáx : 2.5 m3/hr Qmín : 0.016 m3/hr

G4 (Gallus 2000) : Qmáx : 6 m3/hr Qmín : 0.040 m3/hr

G6 : Qmáx : 8 m3/hr

(para uso comercial : pollería , panadería).

La relación de insumos del Cuadro C-1, que incluye mano de obra, materiales y equipos, permiten calcular el Costo de las Obras Civiles y Suministros de materiales para las partidas a analizar. De manera comparativa se ha incluido también los valores presentados por Cálidda.

Cuadro C-1

Relación de Insumos para Instalaciones de Acometidas

DESCRIPCIÓN UNDCOSANAC

(A)CALIDDA

(B) DIF. A/B FUENTEARENA FINA M3 6,72 9,38 -28,34% CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )LADRILLO UND 0,15 0,18 -14,68% CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )CEMENTO PORTLAND TIPO I (42.5 KG) BOL 4,93 5,40 -8,75% CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )DIGITADOR DIA-H 20,00 20,00 0,00% CALIDDACALIBRACION DETECTOR MULTIGAS UND 100,00 100,00 0,00% CALIDDACALIBRACION MANOMETRO DE ALTA MES 125,00 125,00 0,00% CALIDDACALIBRACION MANOMETRO DE BAJA MES 125,00 125,00 0,00% CALIDDACALIBRACION MDR MES 25,00 25,00 0,00% CALIDDADETECTOR MULTIGAS UND 400,00 400,00 0,00% CALIDDAGABINETE SIMPLE RESID. DE 35cm X 35cm UND 16,50 16,50 0,00% CALIDDAINSTALADOR DE GAS DIA-H 31,00 31,00 0,00% CALIDDALUBRICANTES GLN 10,00 10,00 0,00% CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )MANOMETRO DE ALTA DIA 65,00 65,00 0,00% CALIDDAMANOMETRO DE BAJA DIA 65,00 65,00 0,00% CALIDDAMEDIDOR TESTIGO DIA 25,00 25,00 0,00% CALIDDAOPERARIO ALBAÑIL DIA-H 36,20 31,00 16,76% JORNALES DE COSTR. CIVIL VIGENTESOFICIAL DE GAS DIA-H 32,28 25,00 29,13% JORNALES DE COSTR. CIVIL VIGENTESCAMIONETA 4X2 PICK UP-DOBL.CAB. DIA-M 91,61 51,00 79,63% CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )COMBUSTIBLES GLN 3,47 - - CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )CONDUCTOR DIA-H 15,00 15,00 -GRASAS LBS 5,45 - - CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )CAPATAZ H-H 5,20 - - JORNALES DE COSTR. CIVIL VIGENTESOPERARIO H-H 4,52 - - JORNALES DE COSTR. CIVIL VIGENTESOFICIAL H-H 4,03 - - JORNALES DE COSTR. CIVIL VIGENTESPEON H-H 3,65 - - JORNALES DE COSTR. CIVIL VIGENTESPIEDRA CHANCADA DE 1/2" A 3/4" M3 13,74 - - CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )ARENA GRUESA M3 5,84 - - CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )AGUA M3 2,07 - - CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )MEZCLADORA DE CONCRETO TIPO TAMBOR H-M 5,10 - - CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )VIBRADOR DE CONCRETO 18 PL(1,50") H-M 2,43 - - CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )MADERA TORNILLO P2 1,31 - - CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )CLAVOS DE CABEZA 3" KG 1,90 - - CONSTRUCCION E INDUSTRIA ( CAPECO )HERRAMIENTAS MENORES UND 30,00 30,00 -HERRAMIENTAS MANUALES %MO

T.C. : Precios de Lima a 30/06/2008S/. 2,90 x USD

PRECIO US$

COSANAC S.A.C.


En el cuadro anterior, se identifica que los precios unitarios de los materiales presentados por Cálidda son mayores a los precios de mercado utilizados en el BCUGN, sin embargo los costos de mano de obra de Cálidda resultan menores.

c.1.2 Análisis de Costos de las Obras Civiles

Según la NTP 111.011-2006, las instalaciones de gas deben contar con un gabinete de protección o similar para alojar el regulador de presión y el medidor con accesibilidad grado 2 (Protegido por un armario o con llave), de manera que estén protegidos contra cualquier daño de intemperie, humedad, fuerzas externas, equipos de construcción, entre otros.

El gabinete de medición residencial deberá ubicarse en un lugar determinado en el límite de la propiedad del usuario o áreas comunes en el caso de edificios, el lugar debe ser un espacio ventilado con ingreso y salida de aire al medio ambiente.

Los costos de las obras civiles están en función a la distancia variable entre el límite de propiedad con los muros de la vivienda, y por criterios de accesibilidad para la toma de lectura, lo que ocasiona que en algunos casos, no sea posible instalar el gabinete en los propios muros de la vivienda, en consecuencia se crea la necesidad de levantar un murete para poder instalar el gabinete, los costos de ambos casos se analizan a continuación.

c.1.2.1 Instalación de gabinete de medición residencial simple empotrado en muro existente

En este caso, el gabinete de protección se instala en un muro de albañilería, y tiene que cumplir requerimientos mínimos que se muestran en la figura C-1.

Figura C-1

DETALLE CONSTRUCTIVO DEL GABINETE INSTALADO EN MURO EXISTENTE

COSANAC S.A.C.


En la instalación del gabinete, es necesario ejecutar el ciclo de actividades que se muestran en la figura C-2.

Figura C-2

CICLO DE ACTIVIDADES PARA INSTALAR EL GABINETE

La estructura de costos sobre la instalación del gabinete de protección de medidor, propuesta por Cálidda y Cosanac se detalla en los cuadros C-2 y C-3 respectivamente.

Cuadro C-2

ANÁLISIS DE COSTO UNITARIO DE INSTALACIÓN DE UN GABINETE DE MEDICIÓN

RESIDENCIAL SIMPLE EMPOTRADO, EN MURO EXISTENTE SEGÚN CALIDDA

RENDIMIENTO DIARIO : UNIDAD : Und.

ITEM DECRIPCION UND CUADRILLA CANTIDAD PRECIO US$/. PARCIAL US$/.

MANO DE OBRA

34010004 DIA-H 1,000 0,2500 25,00 6,25

47010002 DIA-H 1,000 0,2500 31,00 7,75

34010003 DIA-H 0,060 0,0150 15,00 0,23

14,23

MATERIALES

47010002 KG 6,248 0,13 0,79

47010002 M3 0,014 9,38 0,13

47010008 UND 1,000 16,50 16,50

47010023 M3 0,038 7,00 0,27

17,69

EQUIPOS

47010012 UND 1,0000 0,43 0,43

47010002 DIA-M 0,0150 51,00 0,77

1,20

Costo Directo Total : US$ 33,12

Costos Indirectos GG.U.(30%) : US$ 9,94

Precio Unitario Total : US$ 43,06

4,00 Und/día

OFICIAL DE GAS

OPERARIO ALBAÑIL

CONDUCTOR

CEMENTO PORTLAND TIPO I (42.5 KG)

ARENA FINA

GABINETE SIMPLE RESID. DE 35cm X 35

ELIMINACION DE DESMONTE

HERRAMIENTAS MENORES

VEHICULO

COSANAC S.A.C.


Cuadro C-3

ANÁLISIS DE COSTO UNITARIO DE INSTALACIÓN DE UN GABINETE DE MEDICIÓN

RESIDENCIAL SIMPLE EMPOTRADO EN MURO EXISTENTE - SEGÚN COSANAC

RENDIMIENTO DIARIO : UNIDAD : Und

ITEM UND CUAD. CANT. PRECIO US$/.PARCIAL

US$/.

MANO DE OBRA

47010002 DIA-H 1,000 0,2211 36,20 8,00

34010004 DIA-H 0,500 0,1105 32,28 3,57

11,57

MATERIALES

47010002 BOL 0,207 4,93 1,02

47010002 M3 0,050 6,72 0,34

47010008 UND 1,000 16,50 16,50

17,86

EQUIPOS

470100010 %MO 3,0000 11,57 0,35

34010002 DIA-M 0,0125 91,61 1,15

34010002 DIA-M 0,0125 91,61 1,15

2,65

Costo Directo Total : US$ 32,08

Costos Indirectos GG.U.(30%) : US$ 9,62

Precio Unitario Total : US$ 41,70

4,52 Und/día

OPERARIO ALBAÑIL

OFICIAL DE GAS

CAMIONETA 4X2 PICK UP-DOBL.CAB.

CEMENTO PORTLAND TIPO I (42.5 KG)

ARENA FINA

GABINETE SIMPLE RESID. DE 35cm X 35

HERRAMIENTAS MANUALES

CAMIONETA 4X2 PICK UP-DOBL.CAB.

DECRIPCION

c.1.2.2 Instalación de un gabinete de medición residencial simple empotrado en murete construido

Ante la ausencia de una estructura capaz de albergar el gabinete, se debe construir una estructura de albañilería, que satisfaga los requerimientos mínimos que se muestran en la figura C-3

Figura C-3

DETALLE CONSTRUCTIVO DEL GABINETE EMPOTRADO EN MURETE CONSTRUIDO

El ciclo de actividades para este montaje, es el que se detalla en la figura C-4.

COSANAC S.A.C.


Figura C-4

CICLO DE ACTIVIDADES PARA LA INSTALACIÓN DEL GABINETE

c.1.3 Suministros de materiales

Los suministros de materiales considerados son: medidores, accesorios, y el regulador por corte por baja presión, cuyos precios se detallan en el cuadro C-4.

Cuadro C-4

COSTO DE LOS MATERIALES

Costo de MedidoresMedidor diafragma G1,6 Und. US$ 24,50 US$ 1,23 US$ 25,73Medidor diafragma G4 Und. US$ 42,90 US$ 2,15 US$ 45,05Medidor diafragma G6 Und. US$ 69,02 US$ 3,45 US$ 72,47

Costo de AccesoriosConector medidor/tuberia de Cu 3/4" Und. US$ 2,19 US$ 0,11 US$ 2,30Codo de 3/4" Und. US$ 1,65 US$ 0,08 US$ 1,73Connector rector 3/4" Und. US$ 1,00 US$ 0,05 US$ 1,05

Regulador por corte por baja presión. Und. US$ 21,00Precios Lima a 26/03/2008

Precio Unit. US$

Descripcion Und.Precio FOB

US$Imp. +

Int.+Transp.

c.1.4 Cargos por Instalación de Medidor

En resumen, los cargos por instalación de los diferentes tipo de Medidor de manera comparativa (Cosanac y Cálidda) se muestran en el cuadro C-5.

COSANAC S.A.C.


Cuadro C-5

CARGOS POR INSTALACIÓN DE MEDIDOR

COSANAC (A)

CALIDDA (B) DIF. A/BCOSANAC

(A)CALIDDA (D) DIF. C/D

CARGO POR MEDIDOR G 1,6Costo de Instalación






Regulador con corte por baja presión Und. 21,00 27,20 22,79% 21,00 27,20 22,79%Accesorios Und. 5,08 5,00 -1,64% 5,08 5,00 -1,64%Medidor Und. 45,05 42,96 -4,85% 45,05 42,96 -4,85%



Costo de obras civiles Und. 83,40 59,41 -40,38% 127,16 91,80 -38,52%Suministro de Materiales



EN MURETE CONSTRUIDOCARGO POR INSTALACIÓN DE MEDIDOR US$

DescripcionEN MURO EXISTENTE

Und.

c.2 Costo de mantenimiento de acometidas para consumidores menores a 300 m3/mes

Cuadro C-6

Cuadro comparativo de la estructura de costos del mantenimiento de acometida

UND CANT.SUBTOTAL

US$C.I. (12%)

US$TOTAL

US$UND CANT.

SUBTOTAL US$

C.I. (12%) US$

TOTAL US$


10.21

DESCRIPCIÓNCOSANACCALIDDA

2.14 20.01 1.09

c.3 Costos de inspección, supervisión y habilitación de las instalaciones internas para consumidores con un consumo igual o menor a 300 m3/mes.

En los cuadros C-7, C-8 y C-9 se comparan la estructura de costos por los cargos de inspección, supervisión y habilitación.

COSANAC S.A.C.


Cuadro C-7

ESTRUCTURA DE COSTOS DE INSPECCIÓN, SUPERVISIÓN Y HABILITACION DE LA

INSTALACION INTERNA

UND CANT.SUBTOTAL

US$C.I. (12%)

US$TOTAL

US$UND CANT.

SUBTOTAL US$

C.I. (12%) US$

TOTAL US$


4.09 38.14 1.99 18.56

CALIDDA COSANAC

DESCRIPCIÓN

Cuadro C-8

ESTRUCTURA DE COSTOS DE REVISIÓN QUINQUENAL DE LA INSTALACION

INTERNA

UND CANT.SUBTOTAL

US$C.I. (12%)

US$TOTAL

US$UND CANT.

SUBTOTAL US$

C.I. (12%) US$

TOTAL US$


4.76 44.40 1.87 17.49

DESCRIPCIÓN

CALIDDA COSANAC

Cuadro C-9

CARGOS POR SUPERVISIÓN, HABILITACIÓN E INSPECCIÓN DE LAS INSTALACIONES

INTERNAS PARA CONSUMIDORES CON UN CONSUMO IGUAL O MENOR A 300 M3/MES

DIF.

A/BMantenimiento -48,95%Insp.,Sup y Habilitacion -51,34%Revision -52,88%

18,56 38,1420,92 44,40

DescripcionCARGOS TOTALES US$

COSANAC (A) CALIDDA (B)10,21 20,01

c.4 Cargos por inspección, supervisión y habilitación de las instalaciones internas para consumidores con un consumo mayor a 300 m3/mes.

Para los clientes con un consumo mayor a 300 m3/mes, las actividades de inspección, supervisión y habilitación, estará a cargo de un Instalador de Gas, bajo la supervisión y dirección de un Ingeniero, estos costos se detallan en los cuadros C-10, C-11 y C-12.

COSANAC S.A.C.


Cuadro C-10

ESTRUCTURA DE COSTOS DE LOS CARGOS POR SUPERVISIÓN DE LAS

INSTALACIONES INTERNAS PARA CONSUMIDORES CON UN CONSUMO MAYOR A 300

M3/MES

Supervisión durante la construción1ra Visita

Mano de Obra H-H 4.50 75.00 H-H 2.93 14.78Equipos H-M 4.50 24.75 H-H 2.67 5.52

Visita Adicional Mano de Obra H-H 3.00 50.00 H-H 2.20 11.08Equipos H-M 3.00 16.50 H-H 2.00 4.14

Visita a Prueba HermeticidadMano de Obra H-H 3.00 50.00 H-H 2.93 14.78Equipos H-M 3.00 16.50 H-H 2.67 5.52

Total US$ 294.43 US$ 62.52

COSANACC.I.(26.5%)

US$ *Subtotal

US$

CALIDDAParcial

US$C.I. (12%)

US$ **Descripcion


26.43 126.18 2.44

17.62 84.12 1.83

17.62

22.73

17.05

84.12 2.44 22.73

Cant.Subtotal

US$Und. Cant.

Parcial US$

Und.

Cuadro C-11

ESTRUCTURA DE COSTOS DE LOS CARGOS POR INSPECCIÓN DE LAS


M3/MES

INSPECCION HASTA 10 CONSUMOS





Total US$ 368.43 US$ 81.27

INSPECCION MAYOR A 10 CONSUMOS





Total US$ 424.51 US$ 81.27

DescripcionCALIDDA COSANAC

Descripcion

Subtotal US$

Und.Und. Cant.Parcial

US$C.I.(26.5%)

US$ *Cant.

Parcial US$

C.I. (12%) US$ **

Subtotal US$

22.08 105.42 2.03 18.92

11.04 52.71

26.43 126.18 2.43

11.04 52.71

22.65


CALIDDA COSANAC

Und. Cant.Parcial

US$C.I.(26.5%)

US$ *Subtotal

US$Und.

22.08 105.42

Cant.Parcial

US$C.I. (12%)

US$ **

2.03

2.03

Subtotal US$

18.92

2.43 22.65


18.92

38.18 182.27

17.62 84.12 2.23 20.78

17.62 84.12 2.23 20.78

2.03 18.92

COSANAC S.A.C.


Cuadro C-12

ESTRUCTURA DE COSTOS DE LOS CARGOS POR HABILITACIÓN DE LAS


M3/MES

HabilitacionMano de Obra H-H 17.50 145.83 H-H 8.00 66.66Materiales GLB. 1.00 210.50 GLB. 1.00 210.00Equipos H-M 10.50 57.75 H-M 8.00 16.56

Total US$ 523.82 US$ 328.41

109.73 523.82 35.19 328.41


Subtotal US$

COSANAC

Und. Cant.Parcial

US$C.I.(26.5%)

US$ *Subtotal

US$Und. Cant.

Parcial US$

C.I. (12%) US$ **

CALIDDADescripcion

c.5 Cargos por corte y reconexión.

Las actividades de corte y reconexión se detallan a continuación.

c.5.1 Costo de materiales y recursos (mano de obra y transporte y equipos) por tipo de corte.

Los costos a pagar por mano de obra en estas actividades resultan mayores a los establecidos para el régimen de construcción civil, debido a que se requiere de personal mas calificado que recibe una mayor capacitación y se encuentra en constante evaluación. Los costos considerados se muestran en el cuadro C-13.

Cuadro C-13

COMPARACIÓN DE LOS COSTOS DE MANO DE

OBRA PARA LOS CARGOS POR CORTE Y RECONEXIÓN

DESCRIPCION UNID.CONSTR.

CIVILCOSANAC

(A)CALIDDA

(B)DIF A/B

Mano de ObraTecnico O&M H-H US$ 4,52 US$ 5,43 US$ 6,53 -16,86%Ayudante H-H US$ 3,65 US$ 4,38 US$ 5,64 -22,38%Supervisor H-H - US$ 11,62 US$ 13,36 -13,00%

(*) según la Acta Final de Negociación Colectiva en Construcción Civil 2008-2009, expediente N° 105463-2008-MTPE/2/210, vigentes del 01/06/2008 al31/05/2009

Asimismo, se considera hacer uso de una motocicleta para el transporte y movilización del personal hacia el punto de corte, el análisis de la tarifa del alquiler horario se muestra en el cuadro C-14.

COSANAC S.A.C.


Cuadro C-14

Datos Generales Análisis del Costo Horario

Maquinaria Camioneta unidad Valor de Adquisición 6.000 US$

Potencia 84 HP 20 %

Capacidad 5 Personas 1.200 US$

Peso 2.740 Kg

Vida Económ 5 años A. Costo de Posesión

Ve 10.400 horas A1. Depreciación (D) 0,46 US$/hr

A2. Intereses

Condiciones Económicas K 0,0003 Constante

Valor de Adq 6.000 US$ I 0,29 US$/hr

Intereses 16,52 % A3. Seguros 0,09 US$/hr

Seguros 5,00 % Costo de Posesión 0,83 US$/hr

B. Costo de Operación

Costos Variables B1. Cost. de Mant. y Rep. 0,04 US$/hr

COMBUSTIBL 0,25 gl/hr B2. Combustible 1,63 US$/hr

6,52 US$/gl B3. Lubricantes 0,15 US$/hr

Lubricantes 0,01 gl/hr B4. Filtros 0,18 US$/hr

10,00 US$/gl B5. Neumáticos 0,06 US$/hr

GrasaS 0,01 Lb/hr B6. Operario 0,00 US$/hr

5,45 US$/Lb Costo de Operación 2,07 US$/hr

Filtros 10 (Comb.+ Lubr.)

Neumáticos 60 US$

Vida útil 1000 hr

ANÁLISIS DE LA TARIFA DE ALQUILER HORARIO DE UNA MOTO

Valor de rescate

Se estructuró los costos para cada uno de los casos según su categoría y características de las acometidas de los clientes, así los costos de corte y reconexión se detallan en los cuadros C-15 y C-16.

Cuadro C-15

ESTRUCTURA DE COSTOS PARA EL CARGO POR CIERRE Y CORTE DE SERVICIO


US$


US$

Categoria B y C Industriales US$

Categoria D US$







Tipo

CORTE CALIDDA

CORTE COSANAC



Categoria B y C Industriales Acero

US$



I Cierre del Servicio - - - -II Retiro de Componentes de la Acometida - - - -III Corte del Servicio 785,81 1 331,07 891,94 1 571,83

I Cierre del Servicio - - - -II Retiro de Componentes de la Acometida - - - -III Corte del Servicio 171,15 199,64 171,15 204,98

Tipo

CORTE CALIDDA

CORTE COSANAC

COSANAC S.A.C.


Cuadro C-16

ESTRUCTURA DE COSTOS PARA EL CARGO POR RECONEXIÓN


US$


US$

Categoria B y C Industriales US$

Categoria D US$









RECONEXIÓN CALIDDA

RECONEXIÓN COSANAC

Tipo



Categoria B y C Industriales Acero

US$





III Reconexión por Corte del Servicio 796,23 1 348,18 913,99 1 596,22



III Reconexión por Corte del Servicio 201,55 275,09 196,21 269,75



Tipo

RECONEXIÓN CALIDDA

RECONEXIÓN COSANAC

COSANAC S.A.C.


ANEXO D

COSTOS UNITARIOS DE INVERSIÓN

GASODUCTOS, TUBERIAS DE CONEXIÓN, ESTACIONES DE REGULACION Y OBRAS ESPECIALES PRECIOS DEL 2008 EN LA CIUDAD DE LIMA

MANO DE OBRA MATERIALES EQUIPOS COSTOS INDIRECTOS

3010103 OBRAS ESP. CRUCE DE RÍOS ‐ RÍOS MAYORES SOBRE TERRENO SEMIROCOSO M 262,66 360,79 731,02 406,34 1 760,80

3020303‐02.5 OBRAS ESP. VÁLVULAS ‐ CÁM. VÁLV. BLOQUEO DE 2" SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 42,99 1 234,64 634,76 573,72 2 486,11

3020303‐03 OBRAS ESP. VÁLVULAS ‐ CÁM. VÁLV. BLOQUEO DE 3" SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 51,58 1 481,54 732,01 679,54 2 944,68

3020303‐04 OBRAS ESP. VÁLVULAS ‐ CÁM. VÁLV. BLOQUEO DE 4" SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 62,75 1 773,84 844,09 804,20 3 484,88

3020303‐06 OBRAS ESP. VÁLVULAS ‐ CÁM. VÁLV. BLOQUEO DE 6" SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 132,38 4 089,48 2 229,03 1 935,27 8 386,16








3020303‐032mm OBRAS ESP. VÁLVULAS ‐ CÁM. VÁLV. DE 32MM SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 1,60 43,77 8,94 16,29 70,60





3020303‐200mm OBRAS ESP. VÁLVULAS ‐ CÁM. VÁLV. DE 200MM SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 8,70 787,15 32,67 248,55 1 077,07

3030103 OBRAS ESP. TUNEL LINER ‐ VÍAS MAYORES SOBRE TERRENO SEMIROCOSO M 942,39 1 480,75 225,96 794,73 3 443,83

3040103 OBRAS ESP. CRUCE BAJO CONDICIONES ESPECIALES ‐ VÍAS MAYORES SOBRE TERRENO SEMIROCOSO M 8,95 179,08 97,71 85,72 371,46

201030203 ESTACION DE REGULACION SUPERFICIAL TIPO 03 SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 1 051,77 320 937,21 10 470,96 99 737,98 432 197,92


201060103 ESTACION DE REGULACION SEMI‐SUBTERRANEA TIPO 06 SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 5 011,31 311 913,88 47 358,38 109 285,07 473 568,63

201060203 ESTACION DE REGULACION SUPERFICIAL TIPO 06 SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 841,42 279 973,47 8 673,64 86 846,56 376 335,08

201070103 ESTACION DE REGULACION SEMI‐SUBTERRANEA TIPO 07 SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 4 170,54 315 754,18 39 661,90 107 875,99 467 462,61



202100202 CITY GATE SUPERFICIAL TIPO 10 SOBRE TERRENO ARENOSO UND 6 560,80 1 318 866,93 45 492,81 411 276,16 1 782 196,70

202160202 CITY GATE SUPERFICIAL TIPO 16 SOBRE TERRENO ARENOSO UND 5 686,03 4 375 862,67 37 061,71 1 325 583,12 5 744 193,52

202160203 CITY GATE SUPERFICIAL TIPO 16 SOBRE TERRENO SEMIROCOSO UND 6 844,49 4 377 006,98 44 033,13 1 328 365,38 5 756 249,97

10102020301 TUBERIA DE ACERO DE 2 1/2" DE SHEDULE 40 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE AFIRMADO M 14,03 50,88 60,74 37,70 163,35

10102020302 TUBERIA DE ACERO DE 2 1/2" DE SHEDULE 40 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE FLEXIBLE M 20,03 60,17 57,56 41,33 179,08

10102020303 TUBERIA DE ACERO DE 2 1/2" DE SHEDULE 40 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE RIGIDO M 23,47 64,64 58,25 43,91 190,27

10103020301 TUBERIA DE ACERO DE 3" DE SHEDULE 40 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE AFIRMADO M 16,73 58,42 58,47 40,09 173,71

10103020302 TUBERIA DE ACERO DE 3" DE SHEDULE 40 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE FLEXIBLE M 20,21 66,57 58,19 43,49 188,46

10103020303 TUBERIA DE ACERO DE 3" DE SHEDULE 40 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE RIGIDO M 24,11 71,04 59,18 46,30 200,63



















10106040301 TUBERIA DE ACERO DE 8" DE SHEDULE 60‐80 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE AFIRMADO M 27,46 236,39 52,29 94,84 410,99

10106040302 TUBERIA DE ACERO DE 8" DE SHEDULE 60‐80 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE FLEXIBLE M 29,27 247,20 48,19 97,40 422,06

10106040303 TUBERIA DE ACERO DE 8" DE SHEDULE 60‐80 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE RIGIDO M 33,93 250,34 49,00 99,98 433,25



10107030301 TUBERIA DE ACERO DE 10" DE SHEDULE 40‐60 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE AFIRMADO M 62,07 212,40 72,72 104,16 451,35

10107030302 TUBERIA DE ACERO DE 10" DE SHEDULE 40‐60 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE FLEXIBLE M 65,18 221,08 69,46 106,72 462,44

10107030303 TUBERIA DE ACERO DE 10" DE SHEDULE 40‐60 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE RIGIDO M 68,25 225,66 70,41 109,30 473,62









10117020303 TUBERIA DE ACERO DE 30" DE SHEDULE 40 EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE RIGIDO M 108,06 735,72 104,36 284,44 1 232,58

10201010303 TUBERIA DE POLIETILENO DE 20MM DE ALTA DENSIDAD EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE RIGIDO M 6,37 9,13 10,81 7,89 34,19

10202010301 TUBERIA DE POLIETILENO DE 32MM DE ALTA DENSIDAD EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE AFIRMADO M 2,63 8,59 9,99 6,36 27,56

10202010302 TUBERIA DE POLIETILENO DE 32MM DE ALTA DENSIDAD EN TERRENO SEMIROCOSO SOBRE FLEXIBLE M 6,60 10,05 11,23 8,36 36,24















ESTRUCTURA DESAGREGADA DE COSTOS

PART. ID. DESCRIPCIÓN UNIDAD

COSTO DESAGREGADO US$

TOTAL EN US$

COSANAC S.A.C.


ANEXO E

COMENTARIOS AL PROYECTO DE RESOLUCION QUE FIJA LAS TARIFAS DE DISTRIBUCION DE GAS

NATURAL

1. INTRODUCCIÓN

El presente informe corresponde al análisis de los comentarios y sugerencias al Proyecto de Resolución que fija las Tarifas de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao correspondiente a las Tarifas Únicas y Otras Redes a través de la Resolución del Consejo Directivo del OSINERGMIN Nº 207-2009-OS/CD (en adelante La Resolución).

Al respecto se recibieron comentarios y sugerencias de las siguientes instituciones y empresas:

- Cálidda (Gas Natural de Lima y Callao S.A.) - DGH – MINEM - Kallpa Generación S.A. - Duke Energy - Egenor - Enersur S.A. - GDF Suez Energy Perú S.A. - Edegel S.A.A.

A continuación, el análisis sobre cada uno de los comentarios presentados, los cuales se adjuntan de manera resumida junto con las respectivas absoluciones.

2. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS DE CÁLIDDA

Comentario N° 1

Fórmula de Actualización

Según Cálidda, las fórmulas de actualización que deben aplicarse a las tarifas son las establecidas en el Artículo 120º del Reglamento de Distribución; precisando que el Reglamento se refiere a la actualización tarifaria y de reajuste de la tarifa o los cargos aprobados, más no a la actualización de cada uno de los elementos o parámetros de la fórmula de cálculo tarifario.

Conforme a lo anterior, solicitan que en cumplimiento del Artículo 121º del Reglamento, se establezca la condición de variación significativa y extraordinaria cuando la relación entre el FCM y FIM se encuentre fuera de la banda de 0,6 a 1,4 y considerar una sola revisión a la mitad del periodo regulatorio. Asimismo, para el Factor de Ajuste de la Demanda (FAD) solicitan que la nueva demanda se determine considerando la demanda original del estudio tarifario más el 25% del cambio en la demanda realmente ejecutada.

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Absolución

Los Factores de Ajuste que se incorporan en el Artículo 13º de la Resolución OSINERGMIN No. 207-2009-OS/CD (en adelante la Resolución) están previstos dentro de los Criterios para el Diseño Tarifario, señalados en el Artículo 29º del Procedimiento para la Elaboración de los Estudios Tarifarios sobre Aspectos Regulados de la Distribución de Gas Natural (en adelante El Procedimiento), que en el numeral 29.1 establece:

“a) La tarifa debe proveer los ingresos necesarios al concesionario para cubrir los costos reconocidos como eficientes…” .

“f) La tarifa se establecerá según una formulación tarifaria que considere los márgenes de distribución y comercialización y sus correspondientes factores de ajuste, como son los de caracterización de mercado y de equilibrio tarifario.”

“e) El factor de equilibrio tarifario debe permitir cubrir la proyección de los costos totales de la red de acero y polietileno con los ingresos que se proyecten percibir por la distribución de gas natural a los consumidores, de forma tal que se aplique un ajuste (incremento o reducción) de las tarifas bases de los consumidores de alto consumo a favor del resto de consumidores”

De los criterios señalados se concluye que el concesionario tiene derecho a recuperar vía tarifa únicamente los costos reconocidos como eficientes, la aplicación de la tarifa no le puede otorgar al concesionario ingreso extraordinario alguno (ni dejar de reconocer los costos eficientes en que incurra), por lo tanto, los factores de ajuste que se prevén en la tarifa buscan alcanzar dicho equilibrio. En esta lógica se funda el comentario No. 13 de Cálidda cuando solicita se le efectúe un “ajuste” o balance por el tiempo que aplicaría la Tarifa de Otras Redes previamente a la Tarifa Unificada.

De no preverse estos factores de ajuste, la formulación tarifaria tendría que desarrollarse sobre consideraciones más estrictas que las previstas en un caso donde existen factores de ajuste; lo cual llevaría a mayor discrepancia y conflicto entre Regulador y Regulado, los cuales mediante la ayuda de los factores de ajuste pueden eliminar la necesidad de pronosticar situaciones futuras de difícil cuantificación, como son el crecimiento y estructura futura de la demanda, los ingresos futuros por Derechos de Conexión, los costos futuros del concesionario por atender la construcción de instalaciones internas de nuevos usuarios residenciales, y los costos de inversión que a futuro desarrollará el concesionario.

Respecto a compartir los beneficios asociados por contar a futuro con una mayor demanda que la estimada, en una proporción de 25% para los usuarios y 75% para Cálidda, no se adiciona argumento por parte de Cálidda que pueda justificar un cambio en el criterio de validación de compartir dichos beneficios de manera similar (50% para cada parte). Los usuarios (ver Comentario No. 2

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de Duke Energy) reclaman también dicho factor pero con las proporciones inversas, 100% para los usuarios y 0% para Cálidda.

Dado que la confusión de Cálidda surge aparentemente porque el Artículo 13º de La Resolución incluye de manera conjunta las Fórmulas de Actualización y Procedimientos de Ajuste, se recomienda a OSINERGMIN incluirlos en dos artículos diferentes.

En conclusión, se recomienda no aceptar el presente comentario, sin perjuicio de lo sugerido para desdoblar el Artículo 13º de La Resolución.

Comentario N° 2

Costos de Promoción

Con relación a los Costos de Promoción Cálidda solicita:

Se considere un máximo de descuento por cliente de US$ 315 por dos puntos de utilización, con la posibilidad de que Cálidda pueda establecer descuentos dependiendo del número de dichos puntos que el cliente desee conectar.

Solicitan asimismo, que el Factor de Ajuste asociado a la promoción (FA2) se calcule sólo a través del Valor Presente de los usuarios conectados según el Cuadro N°4 propuesto por Cálidda, aplicando la siguiente fórmula:

Absolución

La medida de promoción está calculada bajo el supuesto que se instalarán redes internas para dos puntos de consumo por usuario residencial, pero ello no requiere que los futuros clientes que sean atendidos con dicha medida de promoción, soliciten necesariamente el mismo número de puntos de atención. La empresa debe otorgar descuentos a todos los clientes residenciales atendidos. Respecto al mecanismo del factor de ajuste respectivo, este lo precisará posteriormente OSINERGMIN considerando un equilibrio entre ingresos y costos, lo cual no descarta que se pueda utilizar el mecanismo práctico sugerido por Cálidda (contabilizar únicamente cantidad de clientes residenciales conectados), el cual a pesar de su sencillez mantendría dicho equilibrio, dado que si bien conectar una red interna con un solo punto de demanda, le significaría al concesionario un menor costo de instalación, también le estaría significando un menor ingreso debido al menor volumen o demanda que vende a este tipo de cliente. Dicho equilibrio también se obtiene en caso que el cliente solicite tres puntos de demanda.

En conclusión, se recomienda aceptar el presente comentario en el sentido de evaluar la pertinencia del mecanismo de ajuste sugerido por Cálidda.

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Comentario N° 3

Costos Directos de O&M

Cálidda solicita que se consideren dentro de los costos de explotación, actividades de O&M consideradas dentro del nuevo Plan de Mantenimiento, las cuales no han sido consideradas por OSINERGMIN.

Absolución

La determinación de los costos de explotación de la Empresa Modelo, se basa tanto en un análisis a nivel de actividades de distribución de una empresa eficiente, como en un análisis de costos totales que por O&M incurren empresas eficientes (considerando entre ellas a la propia empresa real), de ambos análisis se determinan los costos eficientes que por O&M se le reconocen a Cálidda en la tarifa, cuyo monto reconocido en la Resolución contempla la totalidad de costos de O&M incurridos realmente por dicha empresa.

El cuadro adjunto muestra los costos de O&M incurridos realmente por Cálidda según sus Estados Financieros auditados, los valores de O&M que le han sido reconocidos a Cálidda para efectos tarifarios, en monto superan los costos incurridos por dicha empresa, por ende los incluyen, junto con los costos de las actividades que ha señalado Cálidda en su comentario.

RUBROS 2003 2004 2005 2006 2007 2008Pass-through 3 312 22 903 40 441 53 365Consumo de Gas 3 312 15 646 27 326 35 735Transporte de Gas 7 257 13 115 17 630Costos Operacionales 2 288 7 404 7 302 5 930 7 486 8 849

Costo de Servicio de Distribución 1 680 4 443 3 474 4 972 4 793Consumo de Suministros 109 208 738 776 872Serv.Operac.y Mtto red distrib. 0 1 215 1 249 2 045 2 687Serv. Prestados Por Terceros 1 368 2 801 1 395 1 829 873Mano de Obra Directa 28 126 92 322 361Otros Gastos 175 93

Costo Comerciales / Ventas 865 1 057 661 556 1 008Servicios Prestados por Terceros 12 1 587 510 914Cargas Diversas de Gestión 820 970 74 46 59Provisión de incobrables 33 86 35

Costos Administrativos 2 288 4 859 1 802 1 795 1 958 3 048Cargas de Personal 279 233 248 210 200 409Servicios Prestados por Terceros 1 921 4 235 800 638 725 1 462Tributos 45 132 353 574 308 286Cargas Diversas de Gestión 40 180 401 373 725 891Otros 3 79

Otros Servicios 7 594 6 729 5 640 8 406Servicios Prestados por Terceros 12 1 587 510 914Cargas Diversas de Gestión 820 970 74 46 59Provisión de incobrables 33 86 35

Consumo de Suministros 2 800 2 500 2 000 Serv.Asistenc.Adm,Financ,Tec. 4 794 4 229 5 640 6 406

TOTAL COSTOS DE EXPLOTACIÓN 2 288 7 404 18 208 35 562 53 567 70 620TOTAL COSTOS DE EXPLOTACIÓN SIN CONSUMO NI TRANSPORTE DE GAS 2 288 7 404 14 896 12 659 13 126 17 255

Fuente: Estados Financieros de Cálidda

COSTOS DE EXPLOTACIÓN (miles de US$)

En conclusión, se recomienda no aceptar el presente comentario.

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Comentario N° 4

Costos Administrativos (Personal)

Cálidda solicita reconsiderar el cálculo del costo total del personal de la gerencia general y área administrativa, considerando una estructura eficiente que permita cumplir con las tareas y actividades conforme a la demanda actual y la proyección para los próximos cuatro años. Esto significaría adoptar una estructura organizacional con un mayor número de personal. Asimismo, respecto al sueldo considerado por puesto, solicitan ajustar dichos valores a los presentados por Cálidda en su propuesta tarifaria.

Absolución

La estructura organizativa en cuanto a cantidad de personal, se determinó considerando lo propuesto por Cálidda y con estructuras de empresas similares. Nótese en el cuadro que continúa que la cantidad de empleados reconocidos a Cálidda, supera el número de personal de otras empresas similares que cuentan con un mayor número de clientes, redes y volumen de gas vendido.

EmpresaLitoral Gas

Consorcio Maxigas

Natgasmex TamauligasTractebel

DGJTractebel Digagro

Tractebel GNP

Cálidda

País Argentina México México México México México México PerúNúmero Total de clientes 575 563 167 432 67 091 22 032 23 435 57 550 41 107 11 342Volumen de gas vendido (millones m3) 3 471 1 403 395 86 461 499 208 469Longitud total de redes (km) 10 756 1 892 918 807 891 1 314 772 704Número de empleados 306 266 44 24 58 63 37 98

Respecto al nivel salarial considerado en la tarifa publicada, este corresponde al determinado para el cuartil (25%) superior, de una encuesta de remuneraciones, tomando en cuenta empresas de energía con mayor cantidad de activos y volumen de ingresos que Cálidda. Lo que la empresa Cálidda solicita sin mayor fundamento de su parte, excede en 80% los valores de mercado señalados en la encuesta referida, valores que de manera comparativa se muestran en el siguiente cuadro.

Nivel Remunerativo UnidadesCuartil

Superior de la Encuesta

Requerido por

Cálidda

% Incremento

Nivel 1 - Gerente General [ m US$/año ] 212,1 381,6 80%Nivel 2 - Gerente [ m US$/año ] 152,1 273,6 80%Nivel 3 - Subgerente [ m US$/año ] 114,5Nivel 4 - Jefe de Departamento [ m US$/año ] 64,9Nivel 5 - Jefe de Sección [ m US$/año ] 52,8 95,4 81%Nivel 6 - Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) [ m US$/año ] 35,5 64,8 82%Nivel 7 - Supervisor [ m US$/año ] 34,3Nivel 8 - Empleado [ m US$/año ] 24,1Nivel 9 - Capataz / Caporal [ m US$/año ] 22,0Nivel 10 - Técnico / Operario [ m US$/año ] 9,6Fuente: Encuesta de Salarios y Remuneraciones de PWC, presentada por PA Consulting en el Proceso de Regulación de las Tarifas de Distribución Eléctrica de Lima


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Comentario N° 5

Costos Varios de Gestión

Cálidda solicita a Osinergmin reconsiderar el costo de alquiler, considerando los gastos presentados en la propuesta tarifaria, aducen que fue calculado tomando en cuenta una tarifa de alquiler de mercado. Asimismo, solicitan se considere los gastos por mantenimiento general necesarios para la preservación de los locales.

Absolución

Tal como se señaló en la Absolución del Comentario 3, la determinación de los costos de explotación de la Empresa Modelo, se basa en un análisis de costos totales que por O&M incurren empresas eficientes (considerando entre ellas la propia empresa real). Los costos eficientes que por O&M se le reconocen a Cálidda en la tarifa, contemplan ya la totalidad de costos que por O&M fueron incurridos realmente por dicha empresa, según sus estados financieros auditados.


Comentario N° 6

Reconocimiento de Impuestos

Cálidda solicita al OSINERGMIN se le reconozcan los impuestos dentro de la base tarifaria, con el objeto de garantizar la rentabilidad del 12% que establece el Reglamento.

Absolución

La tasa considerada en el Artículo 115º del Reglamento, constituye una tasa de actualización y no de rentabilidad. Por otro lado, todos los cálculos tarifarios que realiza OSINERGMIN en todas las actividades que regula aplicando dicha tasa, excluyen la consideración de impuestos.


Comentario N° 7

Derecho de Conexión y Factor K

Cálidda solicita que el Factor "K" sea fijado en 4,5 para los clientes correspondientes a la categoría A y en 1,5 para las demás categorías tarifarias.

Absolución

El Factor K está relacionado con el monto por Derecho de Conexión que el Concesionario percibirá de los nuevos usuarios sin efectuar reembolso alguno.

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Así, en el caso de los clientes residenciales, el Derecho de Conexión se calculó considerando una longitud de 2 m. de tubería de conexión para un cliente típico en esta categoría. Tomando en cuenta adicionalmente que la DGH-MINEM10 en relación al cumplimiento de la Cláusula 3.1.2 del Contrato BOOT de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao, para el caso del conteo del número de consumidores potenciales, ha considerado como “consumidores conectables” aquellos que para su atención se requiera la instalación de una tubería de conexión no mayor a 18,3 metros, dado que esta cifra corresponde a la vía más ancha, en zona residencial que prevé el Reglamento Nacional de Edificaciones. En este sentido, el factor “K” para esta categoría se determina dividiendo dicha longitud (18,3 m.), entre la longitud con la cual se determinó el respectivo Derecho de Conexión (2 m.), dando un valor mayor de 9,0.

De igual manera a lo señalado para el caso de los clientes residenciales, se efectuó para el resto de categorías tarifarias, a partir de la identificación de longitudes de tuberías de conexión de clientes existentes conectados por Cálidda, que superasen el producto de la longitud de la tubería de conexión del cliente típico por el factor k respectivo. Identificándose los casos señalados en el cuadro siguiente, los cuales confirman que la amplitud prevista (factor k) no supera lo que en la práctica ya viene aconteciendo.

CategoríaTubería Conexión

(TC) Típico (m)Factor k

Màxima Longitud de TC considerada (m)

Casos de Clientes que superan la longitud màxima de TC

C 40 3 120 Incapsa (279 m)D 150 3 450 Comindustria (650 m)E 800 3 2400 Minera Luren (5.897 m)

GNV 500 3 1500 Grifo Midas (2.800 m)GG.EE 2000 3 6000 Central Etevensa (6.800 m)


Comentario N° 8

Costo Unitario de Inversión de la Red Principal

Cálidda solicita que se considere un costo de 996.00 US$/m por el costo directo de la tubería de acero de 30" de diámetro, y se incremente así el costo de la partida respectiva, considerada por OSINERGMIN en 1.233 US$/m.

Absolución

El error señalado por Cálidda simplemente obedece a que se intercambiaron los títulos de las partidas al trasladar valores desde la estructura de Costos del BCUGN a la hoja resumen presentada en formato Excel. Los montos del BCUGN se adjuntan en el siguiente cuadro, donde el costo de la tubería asciende a US$ 735,72 y no a 108,06 US$/m.

10 Oficio No. 629-2008-EM/DGH del 6 de mayo del 2008.

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DESAGREGADO COSTO MATERIALES US$/m 735,72

MANO DE OBRA US$/m 108,06 EQUIPOS US$/m 104,36 COSTOS

INDIRECTOS US$/m 284,44 COSTO TOTAL US$/m 1.232,58

Adicionalmente cabe agregar que la ampliación del loop de la Red Principal de Distribución de Cálidda, mediante una tubería de 30” y 34 km de longitud, fue analizada también (por ser una obra principal) mediante un presupuesto especial para determinar el costo total y el costo unitario de dicha instalación, corroborando el valor del costo unitario utilizado para efectos tarifarios, tal como muestra el siguiente cuadro.

LOOP CÁLIDDA - 30" Country: PerúDate: 30/09/2008

Ref.: Caso 1: 003-2009 Project start date: 2010 Commissioning Date: 2011LOOP 30"

Pipeline Lenght (km) kmPipeline - OD InchPipeline - wt Inch

Units Quantity Unit Price Amount(US$) (US$ x 1000)

Rights - of - WayCross Country R-O-W km 34 8 500 290R-O-W Damages km 34 1 200 41

subtotal 331Pipeline Material / Fabrication

Pipe Material - 30" Dia. Tonnes 10 058 1 770 17 803Ocean Transport Tonnes 10 058 120 1 207Inland Transport Tonnes 10 058 20 201Polyethylene Coating - 30" Dia. km 34 52 900 1 804Concrete Coating Material km 1 33 000 33Block Valve Assemblies - 30" Dia. No. 2 50 000 100Cathodic Protection km 34 3 000 102Casing Material Meters 100 1 000 100Launcher & Receiving Facilities - 30" Dia. No. 4 150 000 600Other Miscellaneous Pipeline Materials % of pipe 5% 17 802 901 890

subtotal 22 840Pipeline Installation

Pipeline installation km 34 250 000 8 525Survey and Soil Investigation Lot 1 Included Above 0Mobilization and Demobilization Lot 1 " 0Fencing and Site Preparation Lot 1 " 0Treeclearance & Rockblasting (R-O-W) km 0 " 0River and Roads Crossings No. 5 " 0Cathodic Protection km 34 " 0Hydro Test/Pre-Commission km 34 " 0

subtotal 8 525Communications

Base Facilities and Station Control lot 1 300 000 300Fiber Optics km 34 10 000 341

subtotal 641Compressor Stations

Facilities, incl. compressors, metering, manifold lot 0 0subtotal 0

Total Direct Costs 32 337Indirect Costs

EPCM % 15% 32 337 145 4 851Contingency % 15% 32 337 145 4 851

TOTAL CAPITAL COST 42 038COSTO UNITARIO US$/m 1 233

Description

30

Facility Name, Location :

ENGINEERING DATA:

34

0,625

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Comentario N° 9

Diferencia en los costos unitarios de los City Gates

Cálidda considera que los costos unitarios determinados por el OSINERGMIN para la valorización de los City Gates, se encuentran muy por debajo de los costos unitarios de mercado, para cada uno de los tres modelos de City Gates propuestos, tal como muestra el siguiente cuadro:

Absolución

Considerando que los dos primeros City Gate mencionados en el cuadro son de una capacidad de 300.000 m3/h, y el tercero de 50.000 m3/h, del análisis de costos de diferentes proyectos desarrollados recientemente en el país (incluyendo el de Termochilca), los equipos de regulación, medición y filtrado que preponderantemente conforman el costo de los equipos para una estación City Gate de 60.000 m3/h de capacidad tienen un valor de mercado de 400.000 US$, por lo cual adicionando los costos de otros equipos (v. gr. odorizador), montaje y obras civiles se verifican los costos considerados por OSINERGMIN.


Comentario N° 10

Reconocimiento en la Tarifa de las instalaciones de las generadoras ubicadas en Chilca.

Cálidda solicita se incluya en la tarifa como instalaciones City Gate, las respectivas ERM de las empresas generadoras que operan en Chilca.

Absolución

Las opiniones de Cálidda para incorporar como parte de la base tarifaria los activos señalados, no concuerda con lo previsto en las normas vigentes, que consideran estas instalaciones como parte del servicio particular de cada generador. Por otro lado, de requerirse nuevas instalaciones para la atención de los generadores existentes, éstos tendrían que considerarse como nuevos

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clientes, sujetos por lo tanto al pago de Derechos de Conexión11 con los cuales se financiaría la construcción de las nuevas instalaciones que se requieran.

En conclusión, se recomienda no acoger el presente comentario.

Comentario N° 11

Factor de Penetración

Cálidda considera que el factor de penetración establecido en la Resolución Osinerg No. 378-2006-0S/CD, carece de validez y vigencia, puesto que la experiencia histórica e internacional demuestra que no es posible alcanzar un factor de penetración del 70% en cuatro años.

De acuerdo a lo anterior, Cálidda solicita a Osinergmin adoptar los siguientes factores de penetración acumulada:

Año 2009 2010 2011 2012 2013 Porcentaje de

penetración acumulada 20% 22% 25% 28% 32%

Absolución

Cálidda en su comentario considera un criterio acumulativo de clientes conectados y potenciales en el tiempo, para determinar el respectivo factor de penetración, criterio diferente al utilizado por OSINERGMIN para plantear el factor de penetración de 70%12 establecido en la Resolución Osinerg No. 378-2006-0S/CD.

El cuadro que continua muestra que aplicando el criterio utilizado por Cálidda, el factor de penetración al cuarto año sería de 48% (en lugar del 70% que se obtiene aplicando un criterio no acumulativo).

Respecto a las diferencias del factor de penetración en los cuatro años futuros (hasta el 2012), éstas se explican, por:

- Cálidda considera en su cálculo los clientes existentes; mientras que OSINERGMIN considera un número eficiente de clientes que debieron conectarse siguiendo compromisos contractuales referidos en la Resolución Osinerg No. 378-2006-0S/CD.

- Cálidda no ha considerado, que para el futuro se han establecido medidas de promoción para incorporar clientes de la categoría residencial. Como las previstas en la presente regulación tarifaria.


11 Cabe indicar que en la previsión de ingresos por Derecho de Conexión al Concesionario, no se han incluido ingresos correspondientes a Kallpa y Enersur. 12 Este valor fue propuesto por Cálidda en la Regulación Tarifaria del año 2004.

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Mes y AñoRed Construida

PE (del mes)

Clientes

Potenciales (del

mes)

metros /

cliente

potencial

Clientes

Potenciales

Acumulados

Clientes

Conectados

Acumulados

Factor de

Penetración

Ene‐08 203 16 13 72 091 19 254 26,7%

Feb‐08 9 368 1 145 8 73 236 20 322 27,7%

Mar‐08 5 446 1 275 4 74 511 21 408 28,7%

Abr‐08 424 104 4 74 615 22 496 30,1%

May‐08 5 929 742 8 75 357 23 595 31,3%

Jun‐08 10 907 2 511 4 77 868 24 731 31,8%

Jul‐08 1 522 260 6 78 128 25 870 33,1%

Ago‐08 10 565 1 493 7 79 621 27 031 34,0%

Sep‐08 4 833 510 9 80 131 28 200 35,2%

Oct‐08 204 34 6 80 165 29 369 36,6%

Nov‐08 0 0 0 80 165 30 538 38,1%

Dic‐08 46 496 5 327 9 85 492 31 785 37,2%

Ene‐09 9 733 1 151 8 86 643 33 048 38,1%

Feb‐09 10 992 1 152 10 87 795 34 325 39,1%

Mar‐09 9 733 1 151 8 88 946 35 616 40,0%

Abr‐09 9 733 1 151 8 90 097 36 923 41,0%

May‐09 9 733 1 151 8 91 248 38 246 41,9%

Jun‐09 10 871 1 153 9 92 401 39 581 42,8%

Jul‐09 9 733 1 151 8 93 552 40 921 43,7%

Ago‐09 9 733 1 151 8 94 703 42 241 44,6%

Sep‐09 9 733 1 151 8 95 854 43 559 45,4%

Oct‐09 9 733 1 151 8 97 005 44 852 46,2%

Nov‐09 9 733 1 151 8 98 156 46 134 47,0%

Dic‐09 9 733 1 151 8 99 307 47 400 47,7%

Ene‐10 19 778 1 695 12 101 002 48 679 48,2%

Feb‐10 19 778 1 695 12 102 696 49 944 48,6%

Mar‐10 19 778 1 695 12 104 391 51 172 49,0%

Abr‐10 19 778 1 695 12 106 086 52 387 49,4%

May‐10 19 778 1 695 12 107 780 53 544 49,7%

Jun‐10 19 778 1 695 12 109 475 54 673 49,9%

Jul‐10 19 778 1 695 12 111 170 55 757 50,2%

Ago‐10 19 778 1 695 12 112 864 56 829 50,4%

Sep‐10 19 778 1 695 12 114 559 57 827 50,5%

Oct‐10 19 778 1 695 12 116 254 58 793 50,6%

Nov‐10 19 778 1 695 12 117 948 59 746 50,7%

Dic‐10 19 778 1 695 12 119 643 60 682 50,7%

Ene‐11 25 616 2 117 12 121 760 61 635 50,6%

Feb‐11 25 616 2 117 12 123 877 62 588 50,5%

Mar‐11 25 616 2 117 12 125 994 63 513 50,4%

Abr‐11 25 616 2 117 12 128 110 64 468 50,3%

May‐11 25 616 2 117 12 130 227 65 393 50,2%

Jun‐11 25 616 2 117 12 132 344 66 335 50,1%

Jul‐11 25 616 2 117 12 134 461 67 307 50,1%

Ago‐11 25 616 2 117 12 136 578 68 311 50,0%

Sep‐11 25 616 2 117 12 138 695 69 345 50,0%

Oct‐11 25 616 2 117 12 140 811 70 378 50,0%

Nov‐11 25 616 2 117 12 142 928 71 441 50,0%

Dic‐11 25 616 2 117 12 145 045 72 505 50,0%

Ene‐12 34 579 2 887 12 147 932 73 611 49,8%

Feb‐12 34 579 2 887 12 150 819 74 743 49,6%

Mar‐12 34 579 2 887 12 153 705 75 898 49,4%

Abr‐12 34 579 2 887 12 156 592 77 093 49,2%

May‐12 34 579 2 887 12 159 479 78 320 49,1%

Jun‐12 34 579 2 887 12 162 366 79 552 49,0%

Jul‐12 34 579 2 887 12 165 252 80 823 48,9%

Ago‐12 34 579 2 887 12 168 139 82 114 48,8%

Sep‐12 34 579 2 887 12 171 026 83 439 48,8%

Oct‐12 34 579 2 887 12 173 913 84 806 48,8%

Nov‐12 34 579 2 887 12 176 799 86 215 48,8%

Dic‐12 34 579 2 887 12 179 686 87 589 48,7%

COSANAC S.A.C.


Comentario N° 12

Costo de Tubería de Conexión

Cálidda solicita se considere la longitud de las tuberías a futuro, tomando un promedio entre los sistemas constructivos de espina de pescado y anillado.

Absolución

Hasta el año 2008 la longitud de las tuberías de conexión (PE 20 mm) ascendían a 58.008 metros y se tenían conectados 10.787 clientes residenciales (Categoría A), el ratio promedio para la tubería de conexión fue de 5,4 m/cliente, que considera un promedio de conexiones largas (al otro lado de la acera) y conexiones cortas (en el mismo lado de la acera), según el sistema de redes tipo espina de pescado utilizado hasta dicho año. Dado que a partir del 2009 se ha considerado la utilización de redes enmalladas, las cuales básicamente requerirán de conexiones cortas, el porcentaje de redes anilladas que incide en la longitud de las tuberías de conexión consideradas, se muestra en el siguiente cuadro:

Long. Acum. Redes PE(km) Osinergmin Cálidda

2008 498 075 0% 5,42009 649 554 23% 4,6 5,62010 913 424 45% 3,8 5,52011 1 244 464 60% 3,4 5,22012 1 690 585 71% 3,0 5,0

Año% Redes Anilladas

Tubería Conexión (m)

En conclusión, se recomienda aceptar el presente comentario, en el sentido señalado.

Comentario N° 13

Comentarios Específicos a Tarifas de Otras Redes

Cuenta de Balance

Siendo posible que en el periodo tarifario 2009-2013, se le aplique dos esquemas tarifarios (Otras Redes y Tarifas Unificadas) a Cálidda, y dado que las cuentas de balance (equilibrio entre ingresos y costos) considerados no resultan homogéneas a lo largo del tiempo en ambos esquemas, solicitan al OSINERGMIN efectúe un rebalanceo tarifario entre esquemas, de manera que el balance de los flujos que obtenga el concesionario al final cierre en cero.

Absolución

Se estima procedente lo solicitado por Cálidda. Por lo tanto, el monto a compensar o ajustar debería ser la diferencia entre los valores anuales respectivos de las cuentas de balance de cada esquema tarifario, tomando en consideración la duración en que se apliquen. Dicho mecanismo adicional extraordinario deberá ser considerado.

COSANAC S.A.C.


Conclusión, se recomienda acoger el comentario de Cálidda.

Comentario N° 14

Tasa de rentabilidad

Cálidda solicita a OSINERGMIN se sirva revisar los cálculos, dado que en el modelo tarifario publicado en su página web, se aprecia en la comprobación del cierre de ingresos y egresos, que la tasa de rentabilidad aprobada conforme el artículo 115º del Reglamento de Distribución, no alcanza el 12%, siendo esta sólo del 6%, con un VAN negativo.

Absolución

Tal como se expresara en la absolución del Comentario No. 6, la tasa señalada por el Artículo 115º del Reglamento no constituye una tasa de rentabilidad.

Sin embargo, se ha revisado la fórmula respectiva y se ha corregido un error material encontrado en la misma, procediéndose a efectuar el recálculo correspondiente.

Conclusión, se recomienda acoger el comentario, en el sentido señalado.

Comentario N° 15

Cálculo del Costo de O&M de la Tarifa de Otras Redes

Cálidda considera que en el costo de O&M calculado por OSINERGMIN para el cálculo de las Otras Redes, se ha restado dos veces los costos de operación y mantenimiento correspondientes a la Red Principal de Distribución.

Absolución

Se ha revisado el cálculo y se ha procedido a efectuar el recálculo correspondiente.

Conclusión, se recomienda acoger el comentario.

Comentario N° 16

Comentarios Específicos a Tarifa Unica

Proyecto Ecomóvil

Cálidda solicita que se incluyan todas las inversiones necesarias para desarrollar el proyecto del cliente Ecomóvil, las cuales ascienden aproximadamente a 577.000 US$, incluyendo el tunnel linner requerido para cruzar la Panamericana Norte, obra que asciende a 280.000 US$.

COSANAC S.A.C.


Absolución

La inversión considerada en las tarifas, recoge todas las instalaciones que muestra el VNR-GIS, las instalaciones de dicho cliente han sido consideradas en el cálculo tarifario, con excepción del tunnel linner que se está adicionando a costos eficientes determinados por OSINERGMIN.

Conclusión, se recomienda acoger el comentario en el sentido señalado.

Comentario N° 17

Comentarios Específicos a la Tarifa Única y Tarifa Otras Redes

Consumo unitario de los consumidores B

En el cálculo tarifario se determina que el consumo promedio para el sector comercial es de 3.000 m3 std/mes. Cálidda encuentra este promedio sobreestimado para el futuro. Dado que en dicha categoría se encuentran clientes comerciales (79%), industriales (20%) y residenciales (1%) con consumos promedios por tipo de cliente muy diferentes entre si, por lo que plantear un promedio general para toda la categoría induciría a error. Cálidda solicita a OSINERGMIN se considere promedios de consumo por cada tipo de cliente de la Categoría B.

Absolución

El consumo promedio para la Categoría B (3.000 m3/mes) utilizado por OSINERGMIN, es muy cercano al determinado por Cálidda (2.959 m3/mes).

Los clientes de la Categoría B por el volumen de demanda que tienen, son considerados para efectos de pronóstico como clientes masivos, dado que al igual que los clientes residenciales de la Categoría A, existe incertidumbre en precisar específicamente los clientes que se conectarán a la red, por lo tanto se opta por considerar en cuanto a volumen de consumo, el promedio histórico de toda la categoría, y en cuanto a cantidad de usuarios, la relación que tienen con el número de usuarios residenciales.

Conclusión, se recomienda no acoger el comentario.

COSANAC S.A.C.


Comentario N° 18

Pago de servicio de transporte firme de los consumidores regulados (Tarifa Única y Otras Redes).

Cálidda solicita que OSINERGMIN le reconozca, el sobrecargo que tiene que pagar a la empresa Transportadora de Gas del Perú, con quién ha contratado un servicio firme para la atención de los clientes de distribución. Dado que dicho servicio a incrementado sus costos respecto al servicio interrumpible que disponía previamente.

Absolución

El costo del Suministro de Gas Natural y del Servicio de Transporte, son conceptos ajenos a la tarifa de Distribución. Dado que el Reglamento señala que estos costos se trasladarán al Consumidor como un concepto distinto a la Tarifa de Distribución.

Tal como se señala en el Artículo 12, inciso b.3 de La Resolución, el costo de transporte se traspasa a los usuarios regulados como un costo medio calculado de acuerdo con las tarifas firmes e interrumpibles y la proporción de las capacidades contratadas en firme e interrumpible por el Distribuidor al Transportista.


Comentario N° 19

Monto de Incobrables (Costo por pérdidas comerciales)

1. Cálidda solicita que OSINERGMIN le reconozca un monto previsionable por incobrables determinado sobre toda la demanda que el concesionario factura directamente, es decir la demanda de los consumidores regulados y los consumidores Iniciales e Independientes; y no sólo sobre la demanda de los consumidores regulados, que le considera OSINERGMIN.

2. Cálidda considera errado que se esté aplicando para el cálculo de las pérdidas comerciales, un precio de 38,72 US$/mil m3 para los consumidores de la categoría A (residenciales). Dicho precio según Cálidda debe ser de 98,12 US$/mil m3.

Absolución

1. Los montos por incobrables que se reconocen al concesionario, se realizan en función de considerar una empresa eficiente. En tal sentido, considerar que los grandes clientes de una concesión, van a incurrir en falta de pago, presupone considerar que la gestión comercial de la empresa no es eficiente. Por lo tanto no corresponde acoger el comentario de Cálidda.

2. OSINERGMIN ha considerado como monto por incobrables aquel que refleja la verdadera pérdida comercial para la empresa al producirse la

COSANAC S.A.C.


situación de no pago por parte del cliente, en este sentido, dado que en la Categoría A se viene cobrando realmente 38,72 US$/mil m3 corresponde reconocer dicho valor y no otro en el caso de incobrables.


Comentario N° 20

Reconocimiento de los cargos TMA1 Y TMA2 de los consumidores menores a 300 m3/mes

Cálidda solicita que en el presente proceso tarifario se incorpore en la tarifa el saldo por pagar de los conceptos TMA1 y TMA2 ascendente a 2,5 millones US$; correspondientes al financiamiento impago de las acometidas y Tuberías de Conexión. En caso no se incluyan en la tarifa, solicitan que se disponga en la Resolución que fija las tarifas, que los actuales esquemas de facturación referidos al TMA1 y TMA2 se mantengan vigentes.

Absolución

En la presente regulación, OSINERGMIN ha incluido en la base tarifaria todas las instalaciones existentes (Red Común y Tuberías de Conexión). Cabe mencionar que el Derecho de Conexión en teoría reemplazaría el cargo TMA2 para el caso de los nuevos clientes, por lo tanto, si lo amortizado por el cliente (excluyendo intereses) supera en monto el valor del Derecho de Conexión, el cargo TMA2 se considerará extinguido, en caso contrario se reformularán dichas deudas hasta el límite del monto de Derecho de Conexión señalado.

El Reglamento anterior para este tipo de instalaciones consideró un periodo de repago de 30 años y una tasa de 12% anual, cualquier modificación en cuanto al periodo de repago que pudiera efectuarse a solicitud del cliente, no debe incluir la modificación de la tasa.

Por otro lado, en el caso del TMA1 (Cargo por Acometida no incluido en la tarifa), consideramos se debe respetar la tasa de 12%, pero el cliente debe tener la opción de renegociar el periodo de pago.

Conclusión, se recomienda acoger parcialmente el comentario de Cálidda en el sentido señalado, recomendando a OSINERGMIN se precise posteriormente la forma de liquidar las tarifas TMA1 y TMA2.

Comentario N° 21

Reconocimiento de equipos de cómputo (Inversiones Complementarias)

Cálidda considera que el importe establecido por el OSINERGMIN en equipos de cómputo no permite cubrir los costos de inversiones requeridos para atender las necesidades de equipos de cómputo y servicios informáticos en Cálidda, cuyos gastos anuales de software ascienden a US$ 597.000 y los gastos de hardware a US$ 393.000.

COSANAC S.A.C.


Absolución

En las tarifas se han considerado como inversiones complementarias, montos de inversión que van desde US$ 327 000 hasta US$ 428 000 entre el 1er y 4to año del periodo de análisis, en base a la información remitida en el sistema VNR-GN. Inversión que corresponde a equipos de cómputo (hardware) acordes con la estructura de la empresa modelo planteada en el estudio tarifario. Por otro lado, el gasto de software ha sido considerado como Costo de Explotación, dado que en las notas a los Estados Financieros, Cálidda manifiesta que deprecia dicha inversión en el plazo de un año. Cabe reiterar que los montos por Costos de Explotación considerados para la empresa modelo, superan a los costos reales incurridos por la empresa.


Comentarios a los Cargos Extratarifarios

Comentario N° 22

Cargos por Corte y Reconexión - Mano de Obra:

Habiéndose considerado solamente las horas hombre netas de la actividad, Cálidda solicita se incluya el tiempo de traslado del personal desde las oficinas al lugar de trabajo.

Cálidda sostiene que el costo de mano de obra del personal técnico

presentado por Cosanac es 17% inferior a lo propuesto por Cálidda. Según Cálidda, estudios recientes preparados por una empresa especializada han demostrado que estos costos de mano de obra de Cálidda se encuentran por debajo de la media de mercado.

Cálidda considera necesario la dotación de dos personas (dos técnicos o

técnico y ayudante) para realizar las actividades de corte y reconexión por medidas de seguridad y ante la imposibilidad técnica de llevar a cabo la operación con una sola persona.

Cálidda señala que no es posible realizar el trabajo con un operario en los

casos que se requiera excavación, toda vez que debido a la naturaleza del servicio, se exige el cumplimiento de estándares de construcción bajo supervisión.

Cálidda sostiene que en algunos casos no se ha considerado la actividad

de supervisión y coordinación del trabajo. Por la envergadura de las obras que se efectúan, es necesario realizar un trabajo de supervisión. Planificación y coordinación previa, y si lo amerita se dispondrá la supervisión permanente en el sitio de trabajo durante todo el tiempo hasta finalizar la obra.

Cálida considera un metro lineal de excavación para el corte de servicio en las categorías A y B. En dicho procedimiento sostiene que se excava 1 metro, se corta el tubo en un punto y se colocan 2 tapones en cada

COSANAC S.A.C.


extremo. De esta manera los desplazamientos entre uno y otro usuario a “taponar” tiene un factor de incidencia mayor.

Absolución

En la estructura de costos, se ha considerado para el caso de corte de servicio para la Categoría A y B el traslado en motocicleta del personal técnico una distancia de 25 kilómetros; y el traslado en camioneta una distancia de 60 kilómetros, para las demás categorías.

El costo de la mano de obra considerada resulta superior al Cuadro de Remuneraciones en Construcción Civil, el mismo que se encuentra normado por la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO) mediante un Acta Final de Negociación Colectiva en Construcción Civil 2008-2009 (Expediente N° 105463-2008-MTPE/2/12.210), con los jornales vigentes del 01.06.2008 al 31.05.2009. Sin embargo en el caso de los operarios por ser un personal que recibe una capacitación especial y se encuentran en constante evaluación, se incrementó en 17%. El resto del personal, ejecutan labores comunes a la construcción civil, por lo que sus costos se mantienen con dicha referencia cuando resulten comparables.

En la estructura de costos para la categoría A y B, se considera un solo técnico debido a que las labores a realizar son puntuales, sobre una tubería de polietileno, el cual debido a las características de la zanja y la tubería, no permite el trabajo de dos personas en una misma área. Para las categorías C y D, al realizarse labores mas complejas, si se ha considerado a un ayudante que permita asistir en las labores necesarias para realizar los cortes y reconexiones respectivos.

En cuanto a los costos de supervisión, planificación y coordinación previa de los trabajos de corte y reconexión, se considera que éstos están incluidos en los costos de explotación de la empresa, por lo tanto no se justifica su inclusión en la actividad de corte y reconexión.

En cuanto a los trabajos de excavación, se tomará en consideración la observación hecha por Cálidda, en el sentido de considerar un costo de supervisión para el caso de excavación tercerizada. Respecto a otras formas y procedimientos de corte, por su onerosidad se considera que son una cancelación del servicio, dado que ningún usuario de las Categorías A y B que hayan incurrido en corte por falta de pago, podrán restablecer sus servicios, si el corte y reconexión le resultan extremadamente onerosos.

Conclusión, en el presente comentario solo se recomienda acoger el caso de la supervisión de la excavación supervisada.

Comentario N° 23

Cargos por Corte y Reconexión - Materiales

Cálidda sostiene que se ha costeado en US$ 0,02 el precio de una cinta de teflón para gas cuando en el mercado ésta cuesta US$ 0,50.

Cálidda manifiesta que ha detectado que se ha considerado el material End Cap de 20 mm con un cople de 63 mm, cuando ambos deberían ser de la misma medida para que puedan encajar correctamente. Asimismo, en caso

COSANAC S.A.C.


de corte de servicio para los clientes con válvula enterrada se considera un solo cople y no dos.

Absolución

Se recomienda acoger los comentarios de Cálidda.

Comentario N° 24

Cargos por Corte y Reconexión – Equipos y Transporte

Cálidda considera que al considerar como costo de herramientas el 5% o 10% del costo de la mano de obra del servicio costeado, resulta muy difícil la recuperación del Kit de herramientas que mantiene cada uno de los vehículos de Cálidda, que asciende a US$ 4 500 en el caso de Acero y US$ 10 800 en el caso de Polietileno.

Cálidda considera que la movilidad del personal y equipos en una moto para el caso de las Categorías A y B no es la adecuada por el nivel de seguridad y por la imposibilidad de trasladar las herramientas en dicho vehículo.

Cálidda considera que el vehículo de transporte debe permanecer en el lugar de trabajo durante toda la operación, debido a la necesidad de guardar las herramientas en un lugar a la mano y como medida de seguridad.

Cálidda considera que la prueba de hermeticidad debe llevarse acabo en 30 minutos y no en los 10 minutos considerados, dado que el montaje y desmontaje del medidor oscila entre 10 y 15 minutos, y se requieren de 15 minutos para realizar la prueba de hermeticidad.

Absolución

El costo de los kit de herramientas de los trabajadores, está considerado dentro de las inversiones complementarias de la empresa, por lo tanto no procede su recuperación mediante el porcentaje señalado.

Los costos de transporte son los adecuados. Así para el caso de corte y reconexión de servicios en las categorías A y B no se justifica la inclusión de otro tipo de vehículo (atendiendo a la práctica internacional); y en el caso de otras categorías, el vehiculo considerado debe brindar apoyo al conjunto de trabajadores que realizan dicha labor de manera planificada y coordinada.

Se tomará en consideración la observación hecha por Cálidda, aumentando el tiempo necesario para la prueba de hermeticidad.

Conclusión, se recomienda acoger parcialmente el comentario en el sentido de revisar el tiempo necesario de la prueba de hermeticidad.

COSANAC S.A.C.


Comentario N° 25

Comentarios a los Costos de acometidas de consumidores menores a 300 Stdm3/mes

Al respecto, Cálidda solicita se actualicen sus valores en los cuadros comparativos dado que corresponden a los costos a diciembre del año 2007, presentados como parte de la propuesta tarifaria para la fijación de la tarifa para las Otras Redes de Distribución del período 2008-2012. En ese sentido, solicitan se incluyan los costos a septiembre del año 2008, presentados como parte de la nueva propuesta tarifaria para el período 2009-2013.

Absolución

Se tomará en consideración la observación hecha por Cálidda, realizando la comparación con los valores presentados por Cálidda. Conclusión, se recomienda acoger el comentario en el sentido señalado.

Comentario N° 26

Comentarios a la Resolución 207-2009-OS/CD

En estos comentarios Cálidda efectúa una propuesta de modificación de la Resolución 207-2009-OS/CD, incorporando los comentarios anteriormente planteados y en algunos casos algunas precisiones o cambios de redacción.

Absolución

El fondo de los comentarios ya fue analizado. Conclusión, se recomienda incorporar en la Resolución solamente aquellos comentarios acogidos.

COSANAC S.A.C.


3. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS DE KALLPA GENERACION S.A.

Comentario N° 1

Inclusión de la demanda de Kallpa en el cálculo de la TUD

Kallpa considera que la inclusión de su demanda en el proceso de fijación de la Tarifa Única de Distribución es inconstitucional porque vulnera los derechos constitucionales de propiedad.

Absolución

La demanda de gas natural de los generadores eléctricos se realizó simulando mediante un modelo probabilístico la operación conjunta de todos los generadores atendiendo la demanda eléctrica del SEIN bajo un criterio de racionalidad económica (Ver absolución al comentario No. 1 de Duke Energy). En tal sentido, la demanda de gas natural en el departamento de Lima (Zona de Concesión de Cálidda) se determinó considerando un parque adaptado de generadores térmicos a gas natural operando en dicha zona, parque que por simple referencia se vinculó a nombres y capacidades de centrales existentes. Dichas plantas bien pudieron designarse de manera genérica y describir que la planta 1 podía significar la planta Las Flores o Fénix (plantas que Kallpa observa también no se les haya incluido) en lugar de los nombres considerados, al final el monto de la demanda de gas natural del conjunto eléctrico (valor que resulta importante) hubiera sido el mismo para los efectos tarifarios que nos ocupan.

En este sentido, la inclusión de la demanda de gas de un determinado generador bajo los criterios señalados no tiene la connotación de inconstitucionalidad y vulneración de derechos de propiedad que Kallpa argumenta.

En conclusión, se recomienda no acoger el comentario.

Comentario N° 2

Derecho de No discriminación e Igualdad ante la ley

Kallpa considera que establecer tarifas diferenciadas para los generadores eléctricos por el simple hecho de ser Consumidores iniciales constituiría un acto discriminatorio y, por tanto, contrario a la Constitución. Máxime cuando la medida que permitía otorgar dicho beneficio tenía un carácter estrictamente temporal y han vencido al consolidarse las actividades de transporte y distribución de gas natural.

Absolución

La figura de los Clientes Iniciales previstos en el esquema de promoción del proyecto Camisea bajo los alcances de la Ley 27133 y su Reglamento, se

COSANAC S.A.C.


realizó para asegurar demanda inicial al productor del campo antes que a las actividades de Transporte y Distribución, actividades que tenían asegurado un Ingreso Garantizado Anual (IGA) mediante la Garantía por Red Principal (GRP) y no necesitaban de la demanda de los Clientes Iniciales para asegurar su IGA. Por tanto, la conclusión de Kallpa que dichos beneficios deben vencer al consolidarse las actividades de Transporte y Distribución carecen de lógica.

Por otro lado, el hecho de prever tarifas para Clientes Iniciales aún en el supuesto negado que no existan clientes que se definan dentro de ésta categoría, no es un hecho discriminatorio por parte del Organismo Regulador, dado que éste únicamente ha determinado una tarifa para un segmento específico de clientes (exista o no). La aplicación de dicha tarifa corresponderá al Distribuidor y a los clientes que consideren que tienen un derecho específico, otorgado por una institución distinta al Organismo Regulador.


Comentario N° 3

Exclusión de demandas eléctricas en el cálculo de la TUD

Kallpa considera que se ha omitido incluir en la fijación tarifaria los consumos de los generadores Duke para su CT Las Flores y Fénix, las mismas que de haber sido incluidas, hubieran determinado tarifas únicas menores a las fijadas.

Absolución

Ver absolución al Comentario No. 1 planteado por Duke Energy con la conclusión allí mencionada.

Comentario N° 4

Impacto Económico de la TUD

Kallpa considera que para los valores tarifarios publicados tendría que pagar por concepto de TUD entre 12 y 14 millones de US$/año, cuando la tarifa de distribución que pagan generadores similares está entre 2,5 y 5,1 millones de US$ para el mismo período.

Absolución

El Servicio Firme que Kallpa demandaría no lleva a los rangos de facturación señalados en su comentario, al parecer Kallpa ha incurrido en error al aplicar el costo de la tarifa Interrumpible a la Capacidad por Servicio Firme requerido por su central. Además, Kallpa no ha considerado lo establecido por el D.S. No. 082-2009-EM.


COSANAC S.A.C.


Comentario N° 5

Derecho de Conexión

Kallpa considera que el pago de este derecho en su caso, resulta inaceptable e ilegal porque sus instalaciones de conexión ya fueron ejecutadas por Kallpa al amparo de su autorización del ducto de uso propio.

Absolución

De no requerirse nuevas instalaciones para la atención de Kallpa, no resulta procedente el cobro del Derecho de Conexión a Kallpa. Pero, si el servicio demanda la inclusión de obras adicionales, necesariamente Kallpa tendría que abonar dicho Derecho. Ver absolución al Comentario No. 10 de Cálidda.

Comentario N° 6

Metodología de facturación

Kallpa considera que en el numeral a) del Artículo 12º de la Resolución, aparentemente se plantea que los generadores eléctricos deben pagar a través de Cálidda al Productor, lo cual no les resulta aplicable en su caso.

Respecto a la diferencia entre el costo del Servicio Interumpible y el Costo del Servicio Firme, les parece un exceso sin fundamento, que no tiene correlato con la experiencia internacional al respecto.

Absolución

Respecto a la facturación del volumen demandado de gas, si Kallpa tiene contrato con el productor dicha facturación no les resulta aplicable.

Respecto a la diferencia entre Tarifas Firmes e Interrumpibles, estás tienen un fundamento económico, cuyos resultados muestran las diferencias anotadas en el comentario. Dado que en un esquema se asegura un pago por una capacidad en forma permanente, y en el otro esquema se paga por el volumen estrictamente utilizado, así, desde la perspectiva de las inversiones requeridas para desarrollar la red de transporte ambos tipos de servicio no resultan equivalentes. Por otro lado, en otras actividades económicas la experiencia muestra situaciones similares al caso de las Tarifas Firmes e Interrumpibles, es el caso del pago que realiza un abonado por un estacionamiento vehicular (servicio firme), el cual resulta menor que el pago que por horas realiza un usuario eventual (servicio interrumpible) por utilizar el mismo estacionamiento, incluso bajo mayores beneficios, porque en caso de concurrencia de ambos usuarios, la preferencia en el uso del estacionamiento, la tiene el usuario abonado que paga incluso un menor costo horario.


COSANAC S.A.C.


4. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS DE DUKE ENERGY

Comentario N° 1

Se presentan varios comentarios relacionados con el cálculo de la demanda de gas natural del sector eléctrico, como son:

1.1 Del modelo utilizado (hoja CDGNVE del libro MODELO TARIFARIO_COSANAC.xls se observa una tabla que tiene valores de CRD (Capacidad Reservada Diaria) diferentes a las obtenidas en el 11avo Open Season.

1.2 En la tabla se ha considerado a la empresa Termochilca, la cual no cuenta con CRD ni con Contrato Interrumpible. Si se està considerando empresas que cuentan sólo con contratos, se debería considerar los siguientes: Edegel : 3.498.060 m3 Enersur : 3.690.255 m3 Kallpa : 3.877.431 m3

1.3 Se ha omitido incluir en la tabla de la CRD al proyecto Las Flores de Duke Energy, el cual cuenta con 199.312 m3 obtenidos en el 11avo Open Season.

1.4 Se cuestionan los factores de planta indicados en el cuadro para el caso de las centrales indicadas; asimismo no tiene justificación incluir la columna de número de meses señalada en la tabla.

Absolución

Dado que la observación de Duke Energy se ha centrado en un cuadro del modelo de pronóstico utilizado, a continuación se realiza una explicación más detallada del mismo, a los efectos de una mejor compresión del procedimiento seguido al respecto. La estimación de la demanda de gas natural de las centrales eléctricas que operan en el SEIN y ubicadas en Lima, tomó en cuenta simulaciones del modelo PERSEO, modelo determinístico que define la operación hidráulica y térmica del SEIN para diferentes escenarios de demanda eléctrica, simulando a la vez diversos escenarios hidrológicos, con la función objetivo de obtener un mínimo costo de operación. Así, el modelo produce despachos hidráulicos y térmicos y costos marginales de cada evento hidrológico, para definir finalmente un costo marginal promedio. En este sentido, debido a que la demanda de gas natural de los generadores termoeléctricos depende de diversas variables probabilísticas como son, los cambios en la proyección de la demanda eléctrica, los cambios en la producción hidráulica, y la disponibilidad de las unidades térmicas, el consumo de gas natural finalmente se convierte en una variable aleatoria (probabilística) que requiere ser evaluada en sus máximos y mínimos para definir la capacidad de transporte requerida, la cual resulta necesaria en la definición de tarifas de transporte o distribución de gas natural.

COSANAC S.A.C.


Por las razones señaladas, se utilizó un modelo de simulación probabilística desarrollado sobre la plataforma del software @RISK de Palisade, el cual tomó en cuenta la información obtenida del modelo PERSEO, y permitió simular las siguientes variables de naturaleza probabilística:

a) Crecimiento anual de la demanda de electricidad;

b) Distribución mensual de la demanda eléctrica máxima;

c) Factor de carga de la demanda eléctrica mensual;

d) Producción hidráulica según escenarios hidrológicos empleados en el modelo PERSEO;

e) Disponibilidad de las centrales térmicas según la tasa de salida forzada (modelo binomial);

Siguiendo la lógica del modelo PERSEO, con las variables de entrada anteriormente señaladas se efectuó un despacho económico para cada evento probabilístico, obteniendo variables de resultado de naturaleza probabilística, cuyos principales parámetros (valores promedio, máximos, mínimos y desviación estándar) fueron determinados mediante las funciones estadísticas del @RISK. En cuanto al consumo de gas natural de las centrales térmicas, motivo del comentario, se aprecia una gran volatilidad en dicha variable de resultado, cuya información debe considerarse de manera exhaustiva al momento de definir el cálculo de las tarifas de transporte o distribución de gas natural. Las variables probabilísticas que se consideraron para obtener dicha variable de resultado, fueron: Demanda Eléctrica La estimación de esta variable partió de las tasas de crecimiento estimadas por el COES, hasta el año 2012, la cuales fueron tomadas como valor medio y luego se utilizó la desviación estándar observada en los últimos 5 años, con lo cual se construyó la función de probabilidad normal para el crecimiento de la demanda eléctrica. Los resultados se muestran en los siguientes cuadros y figuras.

Mínimo Media Máximo COES Mínimo Media Máximo COES MW %2 007 3 966 3 966 3 966 3 966 27 255 27 255 27 255 27 2552 008 4 199 4 199 4 199 4 199 29 614 29 614 29 614 29 614 233 5.9%2 009 4 228 4 326 4 646 4 229 29 740 30 427 32 677 29 769 127 3.0%2 010 4 291 4 645 5 067 4 598 30 077 32 622 35 477 32 263 319 7.4%2 011 4 485 5 025 5 598 5 026 31 431 35 291 39 343 35 519 380 8.2%2 012 4 708 5 396 6 029 5 403 33 222 37 998 42 598 38 492 371 7.4%2 013 4 975 5 806 6 635 34 960 40 775 46 623 410 7.6%2 014 5 262 6 247 7 302 37 131 43 875 51 515 441 7.6%2 015 5 515 6 722 7 980 38 610 47 212 56 180 475 7.6%2 016 5 841 7 234 8 592 41 258 50 942 60 586 511 7.6%2 017 6 225 7 784 9 497 43 707 54 666 66 774 550 7.6%2 018 6 476 8 375 10 481 45 493 58 821 73 766 592 7.6%

Nota: Valores del COES presentados en noviembre 2009 para la fijación de tarifas de barra de mayo 2010.Los valores mínimo, media y máximo son determinados con el Modelo Probabilístico usando el @RISK de Palisade.

Estimación de la Demanda Eléctrica del SEIN

AñoCrecimiento MedioDemanda Anual (MW) Energía Anual (GWh)

COSANAC S.A.C.


Demanda Anual de Potencia

3

4

5

6

7

8

9

10

11

2 007 2 008 2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 018 AÑO

(GW)

Mínimo Media Máximo COES

Demanda Anual de Energía

20

30

40

50

60

70

80

2 007 2 008 2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 018 AÑO

(TWh)

Mínimo Media Máximo COES

Generación Hidráulica La capacidad de generación hidráulica en el SEIN, se estimó a partir de la previsión de entrada de nuevos proyectos de generación, tomando en cuenta los planes de obras del COES y del Ministerio de Energía y Minas. Tal como muestra la figura que continúa.

COSANAC S.A.C.


Potencia Instalada de Centrales Hidráulicas (MW)

2 600

2 800

3 000

3 200

3 400

3 600

3 800

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

Existentes 2008 Platanal Machu Picchu II Olmos I Tarucani Santa Teresa Cheves

Las centrales existentes, se obtuvieron del modelo PERSEO, considerando la energía que produciría el conjunto hidráulico del SEIN para cada escenario (año) hidrológico. Esta base de datos sirvió para introducir en el modelo probabilístico una variable aleatoria discreta y uniforme con probabilidad de ocurrencia 1/41, la cual permite seleccionar el patrón de producción hidráulica de cada escenario hídrico, según muestra la siguiente figura.

Producción Hidráulica Anual (Existentes)

15

16

17

18

19

20

21

22

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41

Año Hidrológico Ordenado

TW

h /

año

COSANAC S.A.C.


Generación Térmica El parque de generación térmica para los siguientes 4 años resulta básicamente a gas natural y ubicado en Lima, tal como indica la siguiente figura y cuadro que continúa.

Potencia Instalada Térmica por Tecnología (MW)

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

GN Camisea GN Otros Carbón Residual Diesel

Central Propietario MWMillón BTU /

MWhMil m3 / MWh

(Mil m3/día) / MW

Millón m3 / día

Millón PC / día Inicio Fin

CCGN Ventanilla 1 Edegel 215.6 6.981 0.182 4.364 0.94 33.2 01/01/07 01/01/20CCGN Ventanilla 2 Edegel 223.2 7.051 0.184 4.408 0.98 34.7 01/01/07 01/01/20

Sta Rosa WTG-1 Edegel 123.3 11.374 0.296 7.111 0.88 31.0 01/01/07 01/01/20Sta Rosa WTG-2 Edegel 193.2 10.219 0.266 6.389 1.23 43.6 01/12/09 01/01/20

Sta Rosa UTI Edegel 104.0 13.363 0.348 8.354 0.87 30.7 01/01/07 01/01/20

SDF CS GN 1 SDF 60.0 10.832 0.282 6.772 0.41 14.3 01/05/09 01/01/20

Chilca 1 - TGN 1 Enersur 176.0 9.797 0.255 6.125 1.08 38.1 01/01/07 31/08/12Chilca 1 - TGN 2 Enersur 174.5 9.894 0.258 6.186 1.08 38.1 01/08/07 31/08/12Chilca 1 - TGN 3 Enersur 194.2 10.167 0.265 6.356 1.23 43.6 01/08/09 31/08/12Chilca 1 - CCGN3 Enersur 817.1 6.640 0.173 4.151 3.39 119.8 01/09/12 01/01/20

Kallpa - TGN 1 Globeleq 176.8 10.073 0.262 6.297 1.11 39.3 01/06/07 31/08/12Kallpa - TGN 2 Globeleq 194.7 10.013 0.261 6.260 1.22 43.0 01/06/09 31/08/12Kallpa - TGN 3 Globeleq 195.9 10.215 0.266 6.386 1.25 44.2 01/07/10 31/08/12Kallpa - CCGN1 Globeleq 851.1 6.734 0.175 4.210 3.58 126.5 01/09/12 01/01/20

Las Flores - TG1 EGENOR 192.5 10.122 0.264 6.328 1.22 43.0 01/01/11 01/01/20

Termochilca - TG1 Termochilca 196.0 10.246 0.267 6.406 1.26 44.3 01/01/12 01/01/20

Ciclos Combinados Total 2 107.0 6.757 0.176 4.224 8.90 314.3Ciclos Simples Total 869.0 10.786 0.281 6.743 5.86 206.9

Total Total 2 976.0 7.933 0.207 4.960 14.76 521.2

Capacidad

Centrales a Gas Natural ubicadas en Lima y CallaoDatos de Propuesta Tarifaria COES 2010

FechaConsumo Específico

De acuerdo con la información suministrada por los operadores eléctricos y el COES, se espera tener en el año 2013, 3.000 MW de generación térmica a base de gas natural, de los cuales 2.100 MW serían de ciclos combinados. Esta potencia de generación requiere de 14,8 millones de m3/día (521 millones

COSANAC S.A.C.


de pc/día) de capacidad de transporte de gas natural. Tal como ilustran las siguientes figuras.

Potencia Instalada de GGEE a GN de Lima (MW)

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

Ciclos Combinados Ciclos Simples


0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

CRP-C-Inicial CRP-C-No Inicial CRP-TGP-No Inicial

COSANAC S.A.C.



0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014



0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014


COSANAC S.A.C.


Capacidad de Transporte de GN de GGEE de Lima (millón m3/d)

0

2

4

6

8

10

12

14

1601

-09

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4



0

2

4

6

8

10

12

14

16

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4


COSANAC S.A.C.



0

2

4

6

8

10

12

14

16

2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014



0

2

4

6

8

10

12

14

16

2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014


COSANAC S.A.C.


Balance de Oferta y Demanda El Balance de Oferta y Demanda consiste en colocar las centrales según su ranking operativo para definir la capacidad de producción de cada central y el costo marginal de dicha operación. En el modelo utilizado, dicho balance se realizó por bloques horarios y por cada mes, simulando 72 meses.

Balance Determinístico

El balance determinístico se obtiene considerando los valores máximos de producción de cada tipo de central y el máximo requerimiento de demanda. De acuerdo con esto, en el año 2010 la capacidad de generación térmica superará a la producción hidráulica y además la reserva del sistema estará entre 1 500 y 2 000 MW hasta el año 2014, según muestran las siguientes figuras obtenidas con resultados del modelo.

Balance Determinìstico

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

01-0

9

05-0

9

09-0

9

01-1

0

05-1

0

09-1

0

01-1

1

05-1

1

09-1

1

01-1

2

05-1

2

09-1

2

01-1

3

05-1

3

09-1

3

01-1

4

05-1

4

09-1

4

MW

Hidro Térmico Reserva

COSANAC S.A.C.



0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

01-0

9

05-0

9

09-0

9

01-1

0

05-1

0

09-1

0

01-1

1

05-1

1

09-1

1

01-1

2

05-1

2

09-1

2

01-1

3

05-1

3

09-1

3

01-1

4

05-1

4

09-1

4

MW


En términos porcentuales, el margen de reserva fluctúa entre 25% y 40%, con un valor medio de 30% hasta el año 2014, según ilustra las siguientes figuras.


0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

01-0

9

05-0

9

09-0

9

01-1

0

05-1

0

09-1

0

01-1

1

05-1

1

09-1

1

01-1

2

05-1

2

09-1

2

01-1

3

05-1

3

09-1

3

01-1

4

05-1

4

09-1

4

% M

D


COSANAC S.A.C.



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

01-0

9

05-0

9

09-0

9

01-1

0

05-1

0

09-1

0

01-1

1

05-1

1

09-1

1

01-1

2

05-1

2

09-1

2

01-1

3

05-1

3

09-1

3

01-1

4

05-1

4

09-1

4

% M

D


Balance Probabilístico

El balance probabilístico consideró los diversos estados de todas las variables aleatorias definidas, de tal forma que la producción refleja la volatilidad ante cambios en las variables de ingreso, tal como muestran las siguientes figuras.

Máxima Demanda Mensual (MW)

3.5

4.0

4.5

5.0

5.5

6.0

6.5

7.0

7.5

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

Mill

ares

Media Mínimo Máximo Media -DSTD Media +DSTD

COSANAC S.A.C.


Demanda Mensual de Energía (GWh)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

Mill

ares


Demanda Mensual de Energía (GWh/día)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4


COSANAC S.A.C.


Producción Mensual de Energía Hidráulica (GWh)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

Mill

ares


Producción Mensual de Energía Hidráulica (GWh/día)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4


COSANAC S.A.C.


Producción Mensual de Energía Térmica (GWh)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

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3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

Mill

ares


Producción Mensual de Energía Térmica (GWh/día)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4


Nótese en la figura anterior, la volatilidad en la producción de energía térmica que tiene el SEIN en el horizonte analizado, por lo que cabe esperar que los consumos de gas natural guarden relación directa con dicha variable.

COSANAC S.A.C.


Resultados del Consumo de Gas Natural La capacidad máxima de consumo de gas natural está asociada con la potencia instalada de la respectiva central y por tanto es una cantidad fija, tal como indica la siguiente figura, para las centrales allí consideradas.

Capacidad Máxima de Consumo de GN de GGEE

0

20

40

60

80

100

120

140

160

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

Mil

lón

PC

/ D

ía

Edegel Etevensa Edegel Santa Rosa SDF Enersur Chilca

Globeleq Kallpa Duke Egenor Termochilca

Capacidad Máxima de Consumo de GN de GGEE

0

100

200

300

400

500

600

700

01-0

9

04-0

9

07-0

9

10-0

9

01-1

0

04-1

0

07-1

0

10-1

0

01-1

1

04-1

1

07-1

1

10-1

1

01-1

2

04-1

2

07-1

2

10-1

2

01-1

3

04-1

3

07-1

3

10-1

3

01-1

4

04-1

4

07-1

4

10-1

4

Mil

lón

PC

/ D

ía

Edegel Etevensa Edegel Santa Rosa SDF Enersur Chilca Globeleq Kallpa Duke Egenor Termochilca

COSANAC S.A.C.


Se puede apreciar en las figuras que continúan, que con el transcurrir de los años la capacidad instalada se incrementa, sin que ello signifique que se esté utilizando al máximo dicha capacidad, debido a que el crecimiento de la demanda resulta menor al incremento de la potencia instalada. De la misma forma, se aprecia que el consumo medio resulta muy bajo comparado con la capacidad instalada.

Consumo de GN de GGEE de Cálidda

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1 2 3 4 5 6

Mill

ón m

3/d

Capacidad Instalada Uso Máximo Uso Medio Uso Medio+DSTD Uso Medio-DSTD

Consumo de GN de GGEE Inicial Conectado a RP de Cálidda

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

1 2 3 4 5 6

Mill

ón m

3/d


COSANAC S.A.C.


Consumo de GN de GGEE No Inicial Conectado a RP de Cálidda

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

1 2 3 4 5 6

Mill

ón m

3/d


Consumo de GN de GGEE ubicados en Lima y Conectado a RP TGP

0

2

4

6

8

10

12

1 2 3 4 5 6

Mill

ón m

3/d

Capacidad Instalada Uso Máximo Uso Medio

Uso Medio+DSTD Uso Medio-DSTD

COSANAC S.A.C.


Capacidades Contratadas de la Red Principal Las capacidades contratadas en la Red Principal resultan mayores a las capacidades máximas utilizadas, pero estás están limitadas por la capacidad real de transporte en la red de TGP, la cual se estima podría ser ampliada en el año 2012 o 2013. Según muestra la siguiente figura y cuadros que continuan.

Capacidad Reservada Diaria en la Red Principal

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014

mil

lón

m3/

d

Edegel Ventanilla Edegel Santa Rosa SDFE Enersur Chilca

Globeleq Kallpa Duke - Las Flores Termochilca

Capacidad Contratada (Reservada) en la Red PrincipalMillón m3/d

2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014Edegel Ventanilla 2.0 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1Edegel Santa Rosa 0.0 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6

SDFE 2.0 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3Enersur Chilca 2.0 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9

Globeleq Kallpa 2.0 2.6 2.9 2.9 2.9 2.9Duke - Las Flores 0.0 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

Termochilca 0.0 0.0 0.0 1.3 1.3 1.3Total 7.9 7.7 8.0 9.3 9.3 9.3

Capacidad de Generación Térmica a Gas NaturalMW

2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014Edegel Ventanilla 439 439 439 439 439 439Edegel Santa Rosa 243 420 420 420 420 420

SDFE 40 60 60 60 60 60Enersur Chilca 431 545 545 635 817 817

Globeleq Kallpa 290 469 567 662 851 851Duke - Las Flores 0 0 193 193 193 193

Termochilca 0 0 0 196 196 196Total 1 444 1 933 2 224 2 605 2 976 2 976

COSANAC S.A.C.


Capacidad de Transporte de Gas NaturalMillón m3/d

2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014Edegel Ventanilla 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9Edegel Santa Rosa 1.8 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0

SDFE 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4Enersur Chilca 2.7 3.4 3.4 3.4 3.4 3.4

Globeleq Kallpa 1.8 3.0 3.6 3.6 3.6 3.6Duke - Las Flores 0.0 0.0 1.2 1.2 1.2 1.2

Termochilca 0.0 0.0 0.0 1.3 1.3 1.3Total 8.5 11.7 13.5 14.8 14.8 14.8

En conclusión, se ha revisado la demanda, se esta utilizando la CRD para definir los márgenes Fijos de Distribución y Comercialización (equivalente a tarifas por capacidad) y los consumos medios para determinar el margen variable de distribución (aplicables a volúmenes consumidos en exceso) con lo cual, se esta acogiendo el comentario en el sentido señalado.

Comentario N° 2

En el Factor de Ajuste de Demanda, la fórmula establece un criterio de actualización del Costo Medio del Servicio, aplicando el año transcurrido y no los años proyectados. Se solicita se incluya la posibilidad de corregir los años proyectados. Asimismo se corrige sólo el 50% de lo ejecutado, se solicita considerar el 100% de la variación.

Absolución

La proyección de la demanda de los GGEE es incierta debido a las volatilidades ya referidas. Si los GGEE contratasen con el Distribuidor una capacidad de uso del sistema equivalente a la CRD, entonces se tendría una menor incertidumbre de la demanda y por consiguiente una tarifa de capacidad que no requeriría de mayores ajustes en el periodo tarifario. En consecuencia, el porcentaje de ajuste de la demanda sería irrelevante al no existir mayores diferencias entre la demanda real y estimada. El ajuste por demanda toma en cuenta las diferencias realmente ocurridas en el año transcurrido para luego ser consideradas en los años venideros, con lo cual se logra conseguir el equilibrio inicialmente considerado en la formulación tarifaria. Respecto a considerar sólo el 50% del ajuste, dicha medida se aplica como un incentivo al Concesionario, para propiciar que éste tenga un interés en la ampliación de la demanda en su zona de concesión, caso contrario el mecanismo funcionaría como un mecanismo perverso que reduciría muy rápidamente la tarifa apenas la demanda se incremente. Así como no existe argumento para dejar el 100% a favor del Concesionario, tal como lo solicita Cálidda en su Comentario No. 1, tampoco existe argumento para retirarle todo este beneficio como se solicita en el presente comentario. En conclusión, se recomienda no acoger los comentarios.

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Comentario N° 3

Solicitan que OSINERGMIN considere una liquidación anual de ingresos, similares a los pagos por sistema de transmisión.

Absolución

De acuerdo al Artículo 123º del Reglamento, la revisión tarifaria es de naturaleza prospectiva (looking forward), por lo que no reconoce liquidaciones anuales por diferencias producidas dentro de un periodo acontecido. Los mecanismos de reajuste considerados en la Resolución, de acuerdo a lo establecido en el Artículo 121º del Reglamento, prevén mantener el equilibrio de las tarifas ante cambios significativos en las variables consideradas. En conclusión, se recomienda no acoger los comentarios.

Comentario N° 4

La inclusión de consumidores residenciales potenciales debería propiciarse en aquellas zonas que cuenten con redes, antes que propiciar nuevas zonas que incrementarán innecesariamente los montos de inversión.

Absolución

De acuerdo al Reglamento, los Planes Quinquenales de Inversión los propone la empresa y cuentan con la opinión favorable de la DGH del MINEM. En tal sentido, no resulta factible acotar qué zonas debe desarrollar el Concesionario, quien busca maximizar sus beneficios, tomando en cuenta la atención de otras categorías con mayor demanda de gas natural, que el sector residencial. Asimismo, la intención final es que toda la zona de concesión sea atendida. Cabe señalar, que en todas las áreas incluidas se está considerando un factor de penetración (70%) alcanzable en un plazo de 4 años hecho que incide en la demanda residencial considerada, por lo tanto el comentario en este sentido resulta poco relevante. En conclusión, se recomienda no acoger los comentarios.

Comentario N° 5

Sobre las Tarifas Resultantes:

Solicitan se revalúen las tarifas consideradas, ya que en ciertos casos resultan mayores que las propuestas por Cálidda.

Debería aclararse que las tarifas correspondientes al Margen Fijo de Distribución corresponden ser pagadas por los titulares de Servicio Firme y las correspondientes al Margen Variable sólo a los de servicio interrumpible.

Una instalación que esta fuera de la Red Principal de Distribución, bajo que concepto tendría un Contrato de Capacidad con Cálidda, ya que

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está obligado a tenerlo en un mínimo del 25%. Se solicita aclarar este punto.

Absolución

En principio, las tarifas señaladas por Cálidda no se pueden utilizar como referencia para efectuar la comparación de una sola categoría, sin tomar en consideración el resto de categorías.

La demanda de gas natural considerada en la tarifa, especialmente la de clientes del sector eléctrico, cuya metodología de pronóstico se explicó en la absolución del Comentario No. 1 de Duke Energy. No obstante los factores de ajuste considerados, finalmente logran el equilibrio de conseguir una tarifa justa.

El esquema de tarifas está considerado, para que los usuarios contraten tarifas de servicio firme para su demanda más probable, y los excedentes o consumos extraordinarios, los asuman con tarifas interrumpibles.

En el nuevo esquema de Tarifa Unificada ya no existiría el concepto de Red Principal como un sistema independiente. Por lo tanto, todos los usuarios deben contratar por el servicio de distribución de gas natural de la concesión. Respecto a la modalidad, ver respuesta del punto anterior.

En conclusión, se recomienda no acoger los comentarios.

5. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS DE LA DGH-MINEM

Comentario N° 1

La DGH-MINEM considera que debe eliminarse las Categorías Especiales para los Clientes Iniciales, contempladas en La Resolución que aprueba las Tarifas Únicas de Distribución para Lima y Callao, ya que todos los consumidores de gas natural deben pagar la Tarifa Unica de Distribución, y que las Categorías Tarifarias deben ser establecidas según rangos de consumo, siendo las únicas categorías especiales permitidas, la de GNV y de Generador Eléctrico.

Absolución

Ver absolución al Comentario No. 2 de Kallpa con las conclusiones allí anotadas.

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6. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS DE ENERSUR GDF SUEZ

Comentario N° 1

Inclusión de la Demanda de ENERSUR

Consideran que OSINERGMIN no debe incluir la Demanda de ENERSUR en la determinación de la tarifa de distribución, ya que ello presupone de manera errada que ENERSUR va a terminar siendo cliente de Cálidda y/o que no mantendrá la autorización de Ducto de Uso Propio o que ésta es de naturaleza temporal.

Absolución

Ver absolución al Comentario No. 1 de Kallpa con las conclusiones allí anotadas.

Comentario N° 2

Derechos de Conexión e Inspección de Instalaciones Internas

ENERSUR consideran que no hay fundamento técnico, ni económico, ni comercial ni legal para pagar un Derecho por Conexión a un sistema al cual ya se encuentran conectados. Asimismo consideran que no habrían instalaciones internas que inspeccionar, supervisar ni habilitar, ya que todas las instalaciones operan adecuadamente desde el año 2006.

Absolución

Ver absolución al Comentario No. 5 de Kallpa y al Comentario No. 10 de Cálidda, con las conclusiones allí anotadas.

Comentario N° 3

Factor de Ajuste de la Demanda (FAD)

ENERSUR solicitan que OSINERGMIN se sirva precisar el significado respecto que OSINERGMIN de oficio recalculará el FAD, FCM y FIM en caso exista un cambio en la demanda por decisión judicial.

Absolución

Lo señalado en el numeral 13.3 de La Resolución, no es más que la simple aplicación de los Factores de Ajuste previstos en La Resolución, ante cambios o diferencias en las variables respectivas. Así el concepto, que el Factor de Ajuste de la Demanda tiene que ajustarse por un cambio en la demanda respecto a la prevista en las tarifas, resulta obvio. El hecho que se prevea que

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el cambio de la demanda pueda obedecer a decisiones judiciales, es atendiendo a los hechos peculiares de este proceso, los cuales están documentados en los antecedentes del mismo. Conclusión, se ha atendido lo solicitado por Enersur, sin que ello signifique ningún cambio en La Resolución.

Comentario N° 4

Exposición de Motivos de La Resolución

ENERSUR comenta que OSINERGMIN a tenor de determinadas citas contenidas en la Exposición de Motivos de la Resolución, no se percata que la autorización para instalar y operar un Ducto de Uso Propio otorgada a favor de ENERSUR y de KALLPA no está regulada en el Reglamento de Distribución de Gas Natural, son permisos relacionados al transporte de gas natural, fuera del ámbito de las normas de distribución.

Absolución

En la citada Exposición de Motivos se ha señalado la base legal sobre la cual OSINERGMIN sustenta su actuación en la determinación de las tarifas de distribución, que de acuerdo a las normas vigentes, está constituido básicamente por el Reglamento de Distribución de Gas Natural, norma que define los derechos y obligaciones que corresponden a los concesionarios de distribución bajo regulación en el proceso que nos ocupa.

Respecto al Ducto de Uso Propio, la Exposición de Motivos señala textualmente: …”ductos de “Uso Propio”, los cuales legalmente son creados por el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos (DS 041-99-EM y reemplazado por el DS 081-2007-EM)…”.


7. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS DE GDF SUEZ

Comentario N° 1

Consideran que el establecimiento de la Tarifa Única de Distribución (TUD), tal como lo está considerando La Resolución, no brinda una señal adecuada al mercado eléctrico, dado que el impacto que esta TUD tendría en los consumidores eléctricos sería muy elevado.

Absolución

GDF Suez no ha adjuntado ningún cálculo justificativo de su comentario. Asimismo no toma en cuenta lo establecido por el D.S. No. 082-2009-EM.


Comentario N° 2

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GDF Suez consideran que la propuesta de Cálidda ha sobrevalorado las inversiones y los costos de operación y mantenimiento y ha subvalorado la demanda, lo que converge en una sobrevaloración de la tarifa, que incrementa la rentabilidad del concesionario por encima de lo establecido en la regulación, en perjuicio de todos los clientes finales.

Absolución

GDF Suez no ha adjuntado ningún cálculo justificativo de su comentario. Asimismo no toma en cuenta que toda la propuesta ha sido revisada por OSINERGMIN, y que en la Resolución se han previsto Factores de Ajuste para alcanzar el equilibrio económico, si alguna variable a futuro tuviera un comportamiento diferente al previsto en la fijación tarifaria.


Comentario N° 3

SDF Suez solicita al Osinergmin la revisión exhaustiva del cumplimiento, por parte de Cálidda, de su contrato BOOT y se deduzca, de las inversiones presentadas por la misma, aquellas que están destinadas a poder cumplir con las condiciones contractuales actuales. Asimismo indican que no pueden apreciar en el documento cuales serán las obligaciones de expansión de Cálidda y que sucederá si no cumple con las mismas.

Absolución

La revisión exhaustiva del cumplimiento del Contrato BOOT de Cálidda no es el motivo del presente proceso de regulación tarifaria, llevado a cabo por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN. La aprobación del Plan Quinquenal de Inversiones, conlleva como expansión de la red de alta presión, el desarrollo de un loop de 30” de diámetro y 34 km de longitud (Ver valorización respectiva en la absolución al Comentario No. 8 de Cálidda) el mismo que ha sido incluido en la tarifa. En caso dicha inversión no se realice en las condiciones señaladas, las tarifas se reajustarán aplicando el Factor de Ajuste de la Inversión (FAI) considerado en La Resolución.


Comentario N° 4

GDF Suez, indica que existe un sobredimensionamiento de la infraestructura propuesta: Debido que a pesar que la demanda de gas natural en la evaluación de tarifas está siendo reducida significativamente (respecto de la propuesta de Cálidda), se utiliza el mismo dimensionamiento del ducto propuesto por Cálidda, el cual estaba diseñado para una mayor demanda. En este sentido, solicitan una revisión real de las inversiones propuestas para que se ajusten a la demanda que realmente se va a atender para que no exista sobredimensionamiento de la red y por tanto perjuicio para el mercado y los consumidores.

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Absolución

El crecimiento previsto de la demanda de gas natural en la zona de concesión de Cálidda, justifica el crecimiento de la red de alta presión, con fines de mantener la calidad del servicio a los clientes que ya vienen siendo atendidos aguas debajo de la red de distribución, como de aquellos nuevos clientes que requerirían el suministro de gas natural.

El aparente sobredimensionamiento que señala GDF Suez, está justificado por la volatilidad en el uso de la capacidad de la red de alta presión que realizan los generadores eléctricos (ver absolución al Comentario No. 1 de Duke Energy), razón que lleva a diferenciar las tarifas por servicio interrumpible del servicio firme para propiciar un uso más eficiente de dicha capacidad de transporte.


Comentario N° 5

GDF Suez considera que no es adecuado que se establezca una tarifa diferenciada para consumidores iniciales versus otros consumidores.

Absolución

Ver absolución al Comentario No. 2 de Kallpa con las conclusiones allì anotadas.

Comentario N° 6

GDF Suez considera que los generadores eléctricos, ya sean consumidores iniciales o no, no deberían pagar una tarifa de distribución superior a la que actualmente está vigente para la red principal, y solicitan al Osinergmin que revise el cálculo tarifario considerando como precio máximo para la tarifa de generadores eléctricos, sean consumidores iniciales o no, la actual tarifa vigente para la Red Principal de Distribución.

Absolución

GDF Suez no ha considerado lo establecido en la base legal vigente incluyendo el D.S. No. 082-2009-EM. Asimismo no sustenta con cálculo alguno, los comentarios que señala.


Comentario N° 7

GDF Suez comenta que el esquema tarifario del sistema de distribución resulta similar al del sistema de transportes con tarifas diferenciadas para servicio firme e interrumpible, con el agravante que se está proponiendo tarifas de distribución con características de servicio Firme cuya aplicación en los usuarios eléctricos representa una diferencia del orden del 40%. Indican que no

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se puede forzar regulatoriamente a los clientes a tomar una u otra decisión de cómo contratar el servicio de distribución; señalan además que un servicio interrumpible es siempre de menor valor en la industria del gas natural que uno firme. Asimismo, solicitan a Osinergmin que precise cómo se han incorporado los ingresos extras en las cuentas de equilibrio tarifario de Cálidda a fin de demostrar que no se le está concediendo un ingreso superior al regulado.

Absolución

Respecto a la primera parte del Comentario se remite a la absolución al Comentario No. 4 de GDF Suez donde se indican las razones por las cuales se requiere un uso más eficiente de la capacidad de transporte por parte de los generadores eléctricos, los cuales pueden con el tipo de inversión que realicen incidir en los despachos respectivos y en efectuar un uso menos errático de la capacidad de los ductos. Respecto a los precios entre un servicio firme y un servicio interrumpible se solicita ver absolución al Comentario No. 6 de Kallpa.

Respecto a las cuentas de equilibrio tarifario, éstas se han previsto en el Artículo 13º de La Resolución, relacionado con las Fòrmulas deActualización y Procedimientos de Ajuste de las tarifas.


Comentario N° 8

Del artículo 12º y la metodología de facturación. Existe una incongruencia entre la tarifa de distribución fija y la tarifa variable de un 40% más onerosa y la obligación de contratar al menos un 25% de firme en el caso de GE1 y GE2. En especial para el caso de clientes que OSINERGMIN ha considerado como posibles, como el caso de Enersur o Kallpa, que ya han hecho las inversiones en infraestructura y por lo tanto Cálidda no posee ningún tipo de riesgo comercial, sino todo lo contrario. Por lo tanto solicitamos una reestructuración de dicha estructura tarifaria.

Absolución

El presente comentario resulta similar al anterior, por lo tanto se solicita ver la absolución del Comentario No. 7 de GDF Suez con las conclusiones allí anotadas.

Comentario N° 9

Solicitan se aclare los siguientes factores de actualización: FAI: ¿Cuál es la razón para que las tarifas se actualicen en función de

variaciones de precios sobre inversiones ya realizadas?. FAD: El factor de ajuste de la demanda está basado en una proyección

conservadora de la misma, respecto a la demanda para Generación Eléctrica consideran que dista mucho del consumo real, lo que hace que

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las tarifas estén por encima de los valores justos por lo que se le está dando a la distribuidora una eficiencia extra cada año.

Requieren la revisión de las inversiones y costos de O&M alocadas a los segmentos de clientes de generación dado que las tarifas pre-publicadas están dando la señal de un excesivo subsidio cruzado por parte del segmento de generación eléctrica al resto de clientes.

Absolución

FAI: La razón de dicho factor, es la misma que motivó el Comentario No. 3 de GDF Suez. Dicho factor toma en cuenta que se desarrollen las inversiones previstas y no las inversiones ya realizadas.

FAD y previsión de la demanda del sector eléctrico: Se solicita ver la absolución del Comentario No. 1 de Duke Energy.

Respecto a la asignación de las inversiones y costos de O&M a los segmentos de clientes, que dan la señal de un excesivo subsidio cruzado por parte del segmento de generación eléctrica al resto de clientes, se indica que dicho comentario no resulta consistente con lo señalado por GDF Suez respecto a la demanda considerada de gas natural del sector eléctrico; ya que de haber considerado una mayor demanda para dicho sector (cercano a la capacidad instalada o al uso máximo) el sector eléctrico en proporción a la demanda considerada, hubiera tenido que asumir un mayor porcentaje de la inversión y costos de O&M de la red de alta presión, lo cual contribuiría aparentemente a pensar que existe un subsidio cruzado entre clientes, el cual no tiene fundamento en la práctica y menos en el sentido que señala GDF Suez.

En conclusión, se recomienda no acoger los presentes comentarios al haber sido aclarados con la presente absolución.

Comentario N° 10

GDF Suez considera que el incentivo de reconocer el 50% de variación en la nueva demanda a favor de Cálidda, constituye una sobreremuneración.

Absolución

Ver absolución a los Comentarios No. 1 de Cálidda y No. 2 de Duke Energy, con las conclusiones allí señaladas.

Comentario N° 11

GDF Suez respecto a las Otras Redes, presenta comentarios similares a los ya expuestos.

Absolución

Ver absolución a los comentarios señalados con las conclusiones allí expuestas.

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8. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS DE EDEGEL

Comentarios N° 1 y 2

Edegel considera que deben rectificarse y actualizarse los cuadros comparativos sobre Tarifas de Otras Redes y Tarifa Única propuestos por Cálidda y OSINERGMIN, elaborados por éste último.

Señalan asimismo, que en las tarifas rectificadas, para el caso de la Tarifa Única, llama la atención que las tarifas propuestas por OSINERGMIN para el GE1 (en el caso de la tarifa de Margen Variable de Distribución) y para el GE2, sean mayores que las propuestas efectuadas por Cálidda. Solicitando se revalúen dichas tarifas.

Absolución

Ver absolución al Comentario No. 5 (Punto 1) de Duke Energy, con las conclusiones allí señaladas.

Comentario N° 3

Edegel considera que debería aclararse que las Tarifas correspondientes al Margen Fijo de Distribución deben ser pagadas sólo por los titulares de contratos de servicio firme de distribución, y que las correspondientes al Margen Variable de Distribución deben ser pagadas sólo por los titulares de contratos de servicio interrumpible.

Absolución

Ver absolución al Comentario No. 5 (punto 2) de Duke Energy, con las conclusiones allí señaladas.

Comentario N° 4

Edegel considera que la forma de determinar la demanda de los generadores eléctricos es incorrecta y que ello lleva a subvaluar los ingresos futuros del concesionario de distribución y por lo tanto a determinar tarifas más elevadas. Proponiendo un mecanismo alternativo para el cálculo respectivo.

Absolución

Ver absolución al Comentario No. 1 de Duke Energy, con las conclusiones allí señaladas.

Comentario N° 5

Edegel considera que la demanda de los consumidores industriales (categoría tarifaria E) debe reevaluarse de manera similar a como el propone se efectúe el caso de los generadores eléctricos.

COSANAC S.A.C.


Absolución

La demanda de gas natural de los clientes en esta categoría, se ha determinado en base al consumo histórico (clientes existentes); y un análisis específico del consumo y viabilidad de los grandes clientes industriales que se han identificado que podrían ingresar a futuro. Conclusión, se recomienda no acoger el presente comentario.

Comentario N° 6

Edegel considera que se debe retirar a la CT Santa Rosa de la demanda asociada a las Otras Redes y no considerar que esta instalación deba pagar la Tarifa de Otras Redes.

Absolución

Desde que los únicos clientes de la red de alta presión son los denominados Clientes Iniciales, la demanda que se considera para las Otras Redes, es aquella ubicada en la zona de concesión de Cálidda y que no corresponde a dichos Clientes Iniciales.

Conclusión, se recomienda no acoger el presente comentario.

Comentario N° 7

Edegel considera que la inclusión de consumidores residenciales potenciales debería propiciarse en aquellas zonas que cuentan con redes de distribución y evitar la expansión de dichas redes en zonas “virgenes” lo cual incrementa innecesariamente los costos de inversión.

Absolución


Comentario N° 8

Edegel considera que los costos de inversión consignados por Cálidda (en especial, los costos de operación y mantenimiento) estarían sobrevaluados, por ello se debería revaluar dichos costos.

Absolución

Ver absolución a los Comentarios No. 3, 4 y 5 de Cálidda con las conclusiones allí señaladas. Cabe reiterar que producto de la revisión los costos de O&M presentados por Cálidda éstos se redujeron.

COSANAC S.A.C.


Comentario N° 9

Edegel considera que el análisis de competitividad del gas natural para el caso de los GE es incompleto, ya que el combustible alternativo es el propio gas de Camisea en zonas fuera del Área de Concesión de Cálidda. Es decir, clientes que no pagarían cargo por distribución de gas natural.

Absolución

Las normas vigentes con tarifa única para toda la Red Principal de Transporte (TGP), y con City Gate autorizados únicamente en Lima e Ica, no permiten que existan generadores eléctricos que no paguen distribución de gas natural; porque todos los generadores ubicados en ambos departamentos, tienen que pagar a los concesionarios de distribución respectivos. Conclusión, se recomienda no acoger el presente comentario.

Comentario N° 10

Edegel considera que debería evaluarse la posibilidad de periodos de actualización de tarifas menores a un año, como por ejemplo, trimestralmente.

Absolución

Ver absolución al Comentario No. 1 de Cálidda, con las conclusiones allí señaladas.

Comentario N° 11

Edegel considera que dado el carácter absolutamente regulado de la concesión de distribución, debe incluirse reliquidaciones anuales de los ingresos regulados del distribuidor, de tal manera que no se perjudique pero que tampoco sobre remunere.

Absolución


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ANÁLISIS DE PROPUESTA TARIFARIA DE OTRAS REDES DE ... · PDF fileAnálisis de Propuesta Tarifaria de Gas Natural (Otras Redes) Periodo 2008-2012 – Tercer Informe Pág. 1 ... 4.2.2