Determinación del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el ......Cabe señalar que en aplicación del artículo 5 del Procedimiento de Derivaciones Principales, la determinación

Informe N° 512-2016-GRT Página 1

Gerencia de Regulación de Tarifas

División de Gas Natural

Informe N° 512-2016-GRT

Determinación del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria

(FAT) de la Derivación Principal Ayacucho para el Periodo Preliminar

Fecha de elaboración: 15 de julio de 2016

Elaborado por:

Oscar A. Echegaray Pacheco Raúl E. Montoya Benites

Especialistas

Revisado y aprobado por: [mrevolo]


Gerencia de Regulación de Tarifas

División de Gas Natural

Informe N° 512-2016-GRT

Determinación del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria

(FAT) de la Derivación Principal Ayacucho para el Periodo Preliminar

Fecha de elaboración: 15 de julio de 2016


Índice 1. Resumen Ejecutivo ............................................................................................. 4

2. Introducción ....................................................................................................... 5

2.1 Objetivo ...................................................................................................... 5

2.2 Antecedentes ............................................................................................. 5

2.3 Base Legal ................................................................................................... 6

3. Definición de Criterios y Metodología ............................................................... 7

4. Determinación del Ingreso Anual Estimado para el Periodo Preliminar ........... 8

4.1 Costo de Inversión Estimado (CIE) ............................................................. 8

4.2 Costo Anual de Operación y Mantenimiento (CAOyM)............................. 9

4.3 Determinación del Ingreso Anual Estimado (IAE) ...................................... 9

5. Determinación de la Tarifa Incremental para el Periodo Preliminar ............... 10

5.1 Cálculo de la Capacidad Máxima de Transporte (CMT) de la Derivación Principal Ayacucho ................................................................................... 10

5.2 Cálculo de la Tarifa Incremental .............................................................. 10

6. Determinación del Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) para el Periodo

Preliminar ......................................................................................................... 11

6.1 Cálculo de los Ingresos Estimados anuales por aplicación del FAT en el Periodo Preliminar (IEFATP) ..................................................................... 11

6.2 Cálculo de los Ingresos Estimados anuales del Concesionario por el Servicio de Transporte en el Mercado Nacional (IESMN) ........................ 12

6.3 Cálculo del FAT ......................................................................................... 13

7. Conclusiones ..................................................................................................... 14

Anexo 1 Determinación de los Ingresos Estimados anuales del Concesionario por el

Servicio de Transporte al Mercado Nacional ................................................... 15


1. Resumen Ejecutivo

Mediante Decreto Supremo N° 014-2013-EM se modificó el Reglamento de la Ley N° 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, a efectos de incorporar el Artículo 17a, el cual está referido a los ramales, gasoductos adicionales o Derivaciones Principales, a través de los cuales se podrá abastecer a las regiones con bajo potencial de consumo de Gas Natural ubicadas a lo largo de la Red de Transporte, cuya construcción, operación y mantenimiento se encuentra a cargo del Concesionario de transporte presente en la zona, debido a un criterio de economía de escala y eficiencia.

En el marco de lo señalado, mediante Resolución Suprema N° 053-2013-EM, se aprobó la Adenda al Contrato BOOT de Concesión de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate (en adelante “Adenda del Contrato de Concesión”), en virtud de la cual la empresa Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP), se comprometió a construir la Derivación Principal Ayacucho. Conforme a lo previsto en el numeral 5.4 del Anexo B de la Adenda del Contrato de Concesión, Osinergmin deberá definir el Ingreso Anual de la Derivación Principal de Ayacucho, el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) – Ayacucho y las Tarifas Incrementales correspondientes.

Con la finalidad de establecer los lineamientos, criterios y metodología de cálculo del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT), se publicó la Resolución Osinergmin N° 168-2016-OS/CD, mediante la cual se aprobó la Norma “Procedimiento para el Cálculo del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) por Construcción de Derivaciones Principales de Transporte de Gas Natural Por Ductos”.

En aplicación de la Norma antes citada, en el presente informe se determinan el Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) de la Derivación Principal Ayacucho para el Periodo Preliminar, considerando para ello el Costo de Inversión Estimado establecido en el numeral 2 del Anexo B de la Adenda del Contrato de Concesión, que asciende a la suma de US$ 21 230 000. Se precisa que el citado costo será objeto de un reajuste en base a la revisión de costos realmente ejecutados por el Concesionario1 y de acuerdo al procedimiento establecido en la Adenda del Contrato de Concesión.

En base a lo expuesto se han determinado lo siguiente:

Concepto Valor Propuesto

Ingreso Anual Estimado (IAE) US$ 3 953 906

expresado a la fecha prevista de la POC (09/09/2016)

Tarifa Incremental (TIP) 1,0246 US$/mil m3

Factor de Aplicación Tarifaria (FATP) 1,0109

1 Concesionario: Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP)


2. Introducción

2.1 Objetivo

El objeto del presente informe es determinar el Ingreso Anual, la Tarifa Incremental que deben pagar los Consumidores Independientes de la Derivación Ayacucho y el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) que se aplicará a la tarifa regulada que pagan los consumidores nacionales usuarios del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate, por la construcción de la Derivación Principal Ayacucho.

La determinación del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el FAT, se realizan en base a la metodología aprobada en la Norma “Procedimiento para el Cálculo del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) por Construcción de Derivaciones Principales de Transporte de Gas Natural Por Ductos”, aprobado con Resolución Osinergmin N° 168-2016-OS/CD, y siguiendo el procedimiento del Anexo C.8 de la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados” aprobada con Resolución N° 080-2012-OS/CD.

2.2 Antecedentes

Mediante la Ley N° 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, publicada en El Peruano el 04 de junio de 1999, y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 040-99-EM (Reglamento de la Promoción), de fecha 15 de setiembre de 1999, se establecieron las condiciones específicas para la promoción del desarrollo de la industria del gas natural, tales como la explotación de las Reservas Probadas de Gas Natural, la Comercialización del Gas Natural, la Garantía por la Red de Transporte, las Tarifas Reguladas por el Uso de la Red de Transporte, las ampliaciones de la Red de Transporte y la adecuación de las Tarifas, entre otras;

Al amparo de dicha Ley y su Reglamento, teniendo en cuenta además las normativa vigente aplicable relacionada al sector de hidrocarburos y el gas natural, se desarrolló el Proyecto Camisea, para lo cual, como resultado de las licitaciones internacionales realizadas por el ente promotor de las inversiones en el Perú, se firmaron los siguientes contratos: i) Contrato de Licencia para la explotación de hidrocarburos en el Lote 88; ii) Contrato de Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea al City Gate; y, iii) Contrato de Concesión de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos de Camisea a la Costa.

El Contrato de Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea al City Gate, fue firmado con la empresa Transportadora de Gas del Perú, TGP, el 09 de diciembre del 2000; la concesión antes señalada fue concebida como un gasoducto desde Camisea hacia los grandes centros de consumo de la costa central del país, sin contemplar que las ciudades cercanas a dicho gasoducto y que se ubiquen en el interior del país puedan ser suministradas con gas natural desde dicho gasoducto.


Por tal motivo, mediante Decreto Supremo N° 014-2013-EM, de fecha 25 de mayo de 2013, se modificó el Reglamento de la Promoción a fin de incluir en él, la figura de los ramales, gasoductos adicionales o Derivaciones Principales, a través de los cuales se podrá abastecer a las regiones con bajo potencial de consumo de Gas Natural ubicadas a lo largo de la Red de Transporte, considerando que la construcción, operación y mantenimiento de dichos ramales, es más eficiente si se encuentra a cargo del Concesionario de transporte presente en la zona, debido a un criterio de economía de escala.

El mencionado Decreto Supremo N° 014-2013-EM, incorporó en el Reglamento de la Promoción el Artículo 17a, según el cual “Las Concesiones de Transporte de Gas Natural por Ductos podrán incorporar en sus Sistemas de Transporte, Derivaciones Principales, de acuerdo a lo señalado en la Adenda que se suscribirá entre el Concedente y el Concesionario”. Asimismo, el citado artículo 17a establece que el Costo de Inversión correspondiente a las Derivaciones Principales será calculado y definido por Osinergmin previamente a la suscripción de la Adenda respectiva, en un plazo máximo de 60 días calendario posteriores a la solicitud de la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas (DGH);

En ese sentido, el 17 de julio de 2013, mediante Oficio N° 846-2013-MEM/DGH, la DGH solicitó la determinación de los costos de inversión y de operación y mantenimiento de la Derivación Principal hacia Ayacucho, a lo que mediante Oficio N° 332-2013-OS-PRES del 23 de julio de 2013, Osinergmin alcanzó al MINEM el Informe Técnico N° 335-2013-GART atendiendo la solicitud.

Finalmente, en cumplimiento a lo dispuesto en el numeral 17a.9 del Reglamento de la Promoción, mediante Resolución N° 168-2016-OS/CD se ha aprobado la Norma “Procedimiento para el cálculo del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) por Construcción de Derivaciones Principales de Transporte de Gas Natural Por Ductos”, en la que se establece la metodología de cálculo de los aspectos tarifarios y de ingresos del Concesionario.

2.3 Base Legal

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

Decreto Supremo N° 040-99-EM - Reglamento de la Ley 27133 (en adelante “Reglamento de la Promoción”), y sus modificatorias.

Contrato de Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea al City Gate (en adelante “Contrato de Concesión”),

Decreto Supremo Nº 014-2013-EM, que modificó el Reglamento de la Ley N° 27133 para incluir las Derivaciones Principales a la Red Principal.


Resolución Osinergmin N° 219-2013-OS/CD que aprueba el “Procedimiento Aplicable a la Valorización y Ajuste Tarifario por Construcción de las Derivaciones Principales de Transporte de Gas natural por Ductos”.

Resolución Suprema N° 053-2013-EM del 30 de agosto de 2013, mediante la cual se aprobó la Adenda del Contrato de Concesión que incluye la construcción de la Derivación Principal Ayacucho, en donde se establecen el tratamiento tarifario y de ingresos del Concesionario por dicha derivación.

Resolución Osinergmin N° 168-2013-OS/CD que aprueba el “Procedimiento para el cálculo del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) por Construcción de Derivaciones Principales de Transporte de Gas Natural Por Ductos” (en adelante “Procedimiento de Derivaciones Principales”), y se incorporó el “Procedimiento para la determinación del Ingreso Anual y la fijación de la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) por Construcción de Derivaciones Principales de Transporte de Gas Natural Por Ductos” como Anexo C.8 de la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados” aprobada con Resolución N° 080-2012-OS/CD.

3. Definición de Criterios y Metodología

El Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el FAT de la Derivación Principal Ayacucho, a aplicarse a partir del 09 de setiembre de 20162, se calculan según lo señalado en el “Procedimiento para el Cálculo del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) por Construcción de Derivaciones Principales de Transporte de Gas Natural Por Ductos” (en adelante “Procedimiento de Derivaciones Principales”), aprobado mediante Resolución Osinergmin N° 168-2016-OS/CD.

Cabe señalar que en aplicación del artículo 5° del Procedimiento de Derivaciones Principales, la determinación del Ingreso Anual, Tarifa Incremental y el FAR de la Derivación Principal Ayacucho se realiza en tres periodos: Periodo Preliminar, Periodo Transitorio y Periodo Regular. Debido a que no se cuenta aún con el Costo de Inversión Reajustado3, el periodo que corresponde a partir de la POC es el Periodo Preliminar.

Por tanto, para los cálculos del Ingreso Anual, Tarifa Incremental y el FAT de la Derivación Ayacucho, en el Periodo Preliminar, se seguirá lo dispuesto en el Título Segundo del Procedimiento de Derivaciones Principales.

2 Fecha prevista de la Puesta en Operación Comercial (POC), comunicada por Transportadora de Gas del Perú S.A.

mediante Carta N° TGP/GELE/INT-13906-2016 de fecha 27 de mayo de 2016, registro 4969. 3 Costo de Inversión Reajustado (CIR): Es el Costo de Inversión de la Derivación Principal reajustado de acuerdo al

procedimiento establecido en la Adenda, el cual será expresado a la fecha de la POC.


4. Determinación del Ingreso Anual Estimado para el Periodo Preliminar

4.1 Costo de Inversión Estimado (CIE)

De acuerdo al numeral 2 del Anexo B de la Adenda del Contrato de Concesión, el Costo de Inversión Estimado de la Derivación Principal Ayacucho asciende a la suma de US$ 21 230 000, el mismo que fue informado por Osinergmin al Ministerio de Energía y Mina mediante Oficio N° 332-2013-OS-PRES del 23 de julio de 2013, adjuntando el Informe Técnico N° 335-2013-GART titulado “Determinación del Costo de Inversión de la Derivación Principal a Ayacucho para del Transporte de Gas Natural” de fecha 22 de julio de 2013. Cabe señalar que el citado Costo de Inversión Estimado ha sido determinado a valores de junio 2013.

En aplicación del numeral 4.3 del Procedimiento de Derivaciones Principales, el Costo de Inversión Estimado debe ser actualizado a la fecha prevista de la POC, empleando el índice de precios de Estados Unidos de Norteamérica (PPI), definido en el Anexo 13 del Contrato de Concesión. Por tanto, el Costo de Inversión Estimado, actualizado, será según lo siguiente:

iPOC

0

PPICIE CIE*

PPI

Donde:

CIE = US$ 21 230 000

PPI0 = 185,1 correspondiente al mes de junio de 2013

PPIi = 195,2 correspondiente al mes de junio de 2016, valor disponible a la fecha del presente informe

Se debe precisar que mediante Oficio N° 007-2016-MEM/DGH recibido el 29 de abril de 2016, el Director General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas informó a Osinergmin que la Serie ID WPSSOP3500, utilizado en el Anexo 13 del Contrato de Concesión, fue sustituida por la serie ID WPSFD4131. En dicha comunicación, la DGH adjuntó además una comunicación de la Bureau of Labor Statistics (BLS) del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos, responsable de la publicación de dichas series.

Por tanto, el Costo de Inversión Estimado a la fecha prevista de la POC es el siguiente:

POCCIE US$ 22 388 417


4.2 Costo Anual de Operación y Mantenimiento (CAOyM)

De acuerdo al literal b) del numeral 4.1 del Anexo B de la Adenda del Contrato de Concesión, el Costo de Operación y Mantenimiento de la Derivación Principal Ayacucho es igual al 5.2% del Costo de Inversión, es decir:

POCCAOyM 5,2%*CIE

Por tanto:

CAOyM US$ 1 164 198

4.3 Determinación del Ingreso Anual Estimado (IAE)

El Ingreso Anual Estimado se calcula mediante la siguiente fórmula:

IAE FRCC*CIE CAOyM

Donde:

n 1

n

1+TD * TDFRCC=

1 TD 1

FRCC : Factor de Recuperación del Capital Corregido del Costo de Inversión

TD : 12% anual, según Anexo N° 13 del Contrato de Concesión

n : Número de años del Periodo de Recuperación de la Derivación Principal, en base a la fecha prevista de la POC. Teniendo que la fecha de vencimiento del plazo del Contrato de Concesión es el 07 de enero de 2034 y la fecha prevista de la POC es el 09 de setiembre de 2016, se tiene n = 17,34 años

Por tanto, FRCC = 0,124605

Luego, considerando los resultados de los numerales 4.1 y 4.2, se obtiene:

IAE US$ 3 953 906


5. Determinación de la Tarifa Incremental para el Periodo Preliminar

5.1 Cálculo de la Capacidad Máxima de Transporte (CMT) de la Derivación Principal Ayacucho

La CMT se determina, para un año de cálculo, según la siguiente fórmula:

365ii

i 1

CMDCMT

1 r

Donde:

CMD : Capacidad Máxima de Transporte Diaria de la Derivación

Principal Ayacucho, en miles de metros cúbicos. Según

Carta N° TGP/GELE/INT-14000-2016, recibida el 21 de

junio de 2016, la CMD es igual a 395 MMPCD4

r : Tasa de Actualización diaria obtenida a partir de la Tasa

de 12% anual, se determina como r = (1+12%)(1/365) – 1 =

0,0311%

Por tanto:

3

CMT 136 284,33 MMPC

CMT = 3 859 138,83 mil m

5.2 Cálculo de la Tarifa Incremental

La Tarifa Incremental en el Periodo Preliminar se determina según la siguiente fórmula:

P

IAETI

CMT

De los resultados obtenidos se tiene lo siguiente:

IAE US$ 3 953 906

3CMT = 3 859 138,83 mil m

4 MMPCD: Millones de pies cúbicos al día.


Por tanto:

P 3

US$TI 1,0246

mil m

Las condiciones de aplicación de la Tarifa Incremental de la Derivación Principal Ayacucho en el Periodo Preliminar, el Cargo por Reserva de Capacidad (CRC) y el Cargo por Uso Mensual (CUM) seguirán los criterios establecidos en el artículo 13° del “Procedimiento de Cálculo de las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos para el Caso de la Red Principal de Camisea” aprobado mediante Resolución Osinergmin N° 078-2004-OS/CD o el que lo sustituya.

La Tarifa Incremental se aplica únicamente a los Consumidores Independientes que utilicen la Derivación Principal Ayacucho.

6. Determinación del Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) para el Periodo Preliminar

6.1 Cálculo de los Ingresos Estimados anuales por aplicación del FAT en el Periodo Preliminar (IEFATP)

Los Ingresos Estimados Anuales por aplicación del FAT (IEFATP) en el Periodo Preliminar se determina según la siguiente fórmula:

m

P P jj 1

IEFAT IAE TI *DECI

Donde:

DECIj : Demanda estimada anual del Consumidor Independiente

“j” que utiliza la Derivación Principal

m : Número de Consumidores Independiente que utilizan la

Derivación Principal

Respecto a la demanda estimada anual de Consumidores Independientes que utilizan la Derivación Principal, es preciso citar la Carta N° TGP/GELE/INT-13906, en la cual TGP señala que a la fecha no cuenta con contratos de Reserva de Capacidad Diaria (servicio firme) de Consumidores Independientes en la Derivación Principal Ayacucho, por lo que no se considera demanda alguna para proyectar ingresos por este concepto.

Por tanto,

PIEFAT IAE


Es decir:

PIEFAT US$ 3 953 906

6.2 Cálculo de los Ingresos Estimados anuales del Concesionario por el Servicio de Transporte en el Mercado Nacional (IESMN)

Debido a lo extenso del cálculo de los Ingresos Estimados anuales del Concesionario por el servicio de transporte al Mercado Nacional (IESMN) para el año proyectado (setiembre 2016 a agosto 2017), en el Anexo 1 del presente informe se incluyen las tablas que contienen los resultados obtenidos. A continuación, se procede a realizar una breve explicación de las tablas y los principios de cálculo:

a. En la Tabla N° 1 del Anexo 1 se tiene la proyección de demanda de gas natural, en base al servicio de transporte en la modalidad firme, para cada mes del año proyectado. Para ello, se utiliza la Capacidad Reservada Diaria5 (CRD) contratada por los usuarios del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate y que estarán vigentes incluso posterior al 30 de setiembre de 2017, fecha que culmina el año proyectado.

Para las estimaciones del presente informe, no se consideran ingresos por el servicio en la modalidad interrumpible.

b. En la Tabla N° 2 del Anexo 1 se muestra la proyección del Índice PPI del mes de enero 2017.

Cabe señalar que según el Contrato de Concesión, las tarifas por el servicio de transporte deben ser actualizadas por PPI en el mes de marzo de cada año, con información disponible y publicada a dicho mes del Producer Price Index (Finished goods less foods and energy) definida en el Anexo N° 13 del Contrato de Concesión. Tal como se señala en el numeral 4.1 del presente informe, dicho índice corresponde a la Serie ID WPSFD4131. Se debe precisar que el citado índice, disponible y publicado por la Bureau of Labor Statistics (BLS) del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos, corresponde al mes de enero de cada año.

Por tanto, con los datos históricos de los últimos cinco años se proyecta el índice PPI de enero 2017, teniendo en cuenta el promedio de la variación anual y el PPI del año anterior (enero 2016).

c. En la Tabla N° 3 del Anexo 1 se tiene la Tarifa Aplicable por Red Principal, obtenida de la actualización por PPI de la Tarifa Regulada, fijada mediante Resolución Osinergmin N° 033-2014-OS/CD.

5 Capacidad Reservada Diaria: Es el máximo volumen de Gas Natural que el Concesionario está

obligado a transportar para el Usuario en un Día Operativo según lo acordado en el Contrato de Transporte con Servicio Firme que hayan celebrado.


d. En la Tabla N° 4 del Anexo 1 se muestran los ingresos estimados del Concesionario proyectados por el servicio de transporte en la modalidad firme para el año proyectado. Estos valores resultan de multiplicar los volúmenes totales por mes de la Tabla N° 1 con la respectiva Tarifa Aplicable por Red Principal de la Tabla N° 3.

e. En la Tabla N° 5 del Anexo 1 se muestran los ingresos estimados del Concesionario proyectados por el servicio de transporte en la modalidad firme en el mercado nacional, debidamente actualizados, usando para ello la tasa de descuento mensual igual a (1+12%)(1/12)-1.

De lo antes expuesto se obtiene:

IESMN = US$ 361 587 180

dicho valor corresponde al periodo comprendido de setiembre 2016 a agosto 2017, en valor actualizado a setiembre de 2016.

6.3 Cálculo del FAT

El FAT de la Derivación Principal Ayacucho, aplicable en el Periodo Preliminar, se determina según la siguiente fórmula:

PP

IEFATFAT 1

IESMN

Por tanto, remplazando los valores obtenidos en los numerales 6.1 y 6.2, resulta:

PFAT 1,0109

El FAT constituye un factor que se aplica a la Tarifa Regulada de los usuarios de la Red Principal de TGP, mediante el cual se cubrirá el Ingreso Anual de la Derivación Principal Ayacucho.


7. Conclusiones

El Ingreso Anual Estimado de la Derivación Principal Ayacucho para el Periodo Preliminar (IAE), es igual a US$ 3 953 906 (tres millones novecientos cincuenta y tres mil novecientos seis con 00/100 dólares americanos), en valores al 09 de setiembre de 2016, correspondiente a la fecha prevista de la Puesta en Operación Comercial de la citada derivación.

La Tarifa Incremental de la Derivación Principal Ayacucho para el Periodo Preliminar (TIP) es igual a 1,0246 US$/mil m3.

El Factor de Aplicación Tarifaria de la Derivación Principal Ayacucho para el Periodo Preliminar (FATP), aplicable a la Tarifa Regulada de los usuarios de la Red Principal de TGP, es igual a 1,0109.


Anexo 1 Determinación de los Ingresos Estimados

anuales del Concesionario por el Servicio de Transporte al Mercado Nacional


Determinación de los Ingresos Estimados anuales del Concesionario por el Servicio de Transporte al Mercado Nacional

Tabla N° 1. Volúmenes Proyectados por Servicio Firme del Concesionario del Sistema de Transporte de gas natural por Ductos de Camisea al City Gate (TGP), en miles de m

3

EMPRESA sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17

Alicorp 1 977 1 977 1 977 1 977 1 977 1 977 1 977 1 977 1 977 1 977 1 977 1 977

Cerámica Lima 7 348 7 348 7 348 7 652 7 652 7 652 7 652 7 652 7 652 7 652 7 652 7 652

Cerámica San Lorenzo 3 166 3 166 3 166 3 166 3 166 3 166 3 166 3 166 3 166 3 166 3 166 3 166

Contugas 38 586 38 586 38 586 38 586 38 586 38 586 38 586 38 586 38 586 38 586 38 586 38 586

Corporación Cerámica 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937 937

Egesur 3 954 3 954 3 954 3 954 3 954 3 954 3 954 3 954 3 954 3 954 3 954 3 954

Egasa 17 226 17 226 17 226 17 226 17 226 17 226 17 226 17 226 17 226 17 226 17 226 17 226

Edegel 97 558 97 558 97 558 97 558 97 558 97 558 97 558 97 558 97 558 97 558 97 558 97 558

Engie 119 912 119 912 119 912 119 912 119 912 119 912 119 912 119 912 119 912 119 912 119 912 119 912

Fenix Power 72 392 72 392 72 392 72 392 72 392 72 392 72 392 72 392 72 392 72 392 72 392 72 392

Gas Natural de Lima y Callao 153 312 153 312 153 312 153 312 169 678 169 678 169 678 169 678 169 678 169 678 169 678 169 678

Kallpa Generación 147 652 147 652 147 652 147 652 147 652 147 652 147 652 147 652 147 652 147 652 147 652 147 652

Minsur 2 106 2 106 2 106 2 106 2 106 2 106 2 106 2 106 2 106 2 106 2 106 2 106

Owens Illinois 2 878 2 878 2 878 2 878 2 878 2 878 2 878 2 878 2 878 2 878 2 878 2 878

Pluspetrol Perú Corporation 13 353 13 353 13 353 13 353 13 353 13 353 13 353 13 353 13 353 13 353 13 353 13 353

Refinería La Pampilla 10 818 10 818 10 818 10 818 10 818 10 818 10 818 10 818 10 818 10 818 10 818 10 818

SDF Energía 8 055 8 055 8 055 8 055 8 055 8 055 8 055 8 055 8 055 8 055 8 055 8 055

Sudamericana de Fibras 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21

Termochilca 38 781 38 781 38 781 38 781 38 781 38 781 38 781 38 781 38 781 38 781 38 781 38 781

Unacem 22 622 22 622 22 622 22 622 31 443 31 443 31 443 34 424 34 424 34 424 34 424 34 424

Total Mes (miles de m3): 762 655 762 655 762 655 762 959 788 146 788 146 788 146 791 127 791 127 791 127 791 127 791 127


Tabla N° 2. Proyección de PPI

Tabla N° 3. Tarifa por Red Principal del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate (TGP)

Tabla N° 4. Ingresos Estimados del Concesionario del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate (TGP), en valores nominales

Tabla N° 5. Ingresos Estimados anuales del Concesionario por el Servicio de Transporte al Mercado Nacional (IESMN), en US$

ene-03 ene-12 ene-13 ene-14 ene-15 ene-16 ene-17

Indice PPI (Serie ID WPSFD4131) 149,800 180,700 183,900 187,500 190,700 193,800 197,22

Variación 1,77% 1,96% 1,71% 1,63%Nota: El va lor de PPI de ene-17 se estima en función del PPI de ene-16 y el promedio de la variación anual

sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17

Tarifa Regulada por Red Principal (US$ / mil m3) 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384

Ajuste PPI 1,293725 1,293725 1,293725 1,293725 1,293725 1,293725 1,316562 1,316562 1,316562 1,316562 1,316562 1,316562

Tarifa Aplicable por Red Principal (US$ / mil m3) 40,6726 40,6726 40,6726 40,6726 40,6726 40,6726 41,3906 41,3906 41,3906 41,3906 41,3906 41,3906

Nota: La Tari fa Regulada por Red Principal fue fi jada mediante Resolución Os inergmin N° 033-2014-OS/CD


Ingresos por mes, valores nominales, (US$) 31 019 144 31 019 144 31 019 144 31 031 516 32 055 943 32 055 943 32 621 832 32 745 210 32 745 210 32 745 210 32 745 210 32 745 210

Tasa de Descuento (TD): 12% anual

Tasa de Descuento (i): 0,949% mensual

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12


Factor de Actualización (1+r)i 1,0095 1,0191 1,0287 1,0385 1,0484 1,0583 1,0683 1,0785 1,0887 1,0990 1,1095 1,1200

Ingresos por mes, valores actualizados, (US$) 30 727 577 30 438 750 30 152 638 29 881 127 30 577 435 30 290 019 30 534 993 30 362 377 30 076 983 29 794 271 29 514 217 29 236 795

IESMN (US$) 361 587 180

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Determinación del Ingreso Anual, la Tarifa Incremental y el ......Cabe señalar que en aplicación del artículo 5 del Procedimiento de Derivaciones Principales, la determinación