Observaciones al Plan de Desarrollo Inicial y la Propuesta ......Informe N 0026-2015-GART Página 6 de 14 INE señalado en la propuesta, el cual permite determina la demanda del sector

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Gas Natural

Informe N° 0026-2015-GART

Observaciones al Plan de Desarrollo Inicial y la Propuesta Tarifaria Iniciales

presentadas por la empresa Sechura Oil&Gas

Fecha de elaboración: 20 de enero del 2015

Elaborado por:

Jorge Luis Sanchez Paisig Michael Moleros

Revisado y aprobado por:

[mrevolo]

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Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Gas Natural

Informe N° 0026-2015-GART

Observaciones al Plan de Desarrollo Inicial y la Propuesta Tarifaria Iniciales

presentadas por la empresa Sechura Oil&Gas

Fecha de elaboración: 20 de enero del 2015


Índice

1 Objetivo ................................................................................................................................. 4

2 Antecedentes ......................................................................................................................... 4

3 Observaciones a la Propuesta Tarifaria ................................................................................. 4

3.1 Observaciones Generales .............................................................................................. 4

3.2 Observaciones sobre la Estimación de la Demanda. ..................................................... 5

3.2.1 Demanda del sector residencial .......................................................................... 5

3.2.2 Demanda del sector comercial ............................................................................ 6

3.2.3 Demanda en Instituciones Públicas ..................................................................... 7

3.2.4 Demanda del sector transporte (GNV) ................................................................ 7

3.2.5 Demanda del sector industrial regulado ............................................................. 7

3.2.6 Demanda de los consumidores Independientes ................................................. 8

3.2.7 Demanda de los Generadores Eléctricos ............................................................. 8

3.3 Observaciones al Diseño de la Red ................................................................................ 8

3.4 Observaciones al Costo de Servicio ............................................................................. 10

3.5 Observaciones a los Costos de Explotación ................................................................. 11

3.5.1 Costos de explotación por red de ductos .......................................................... 11

3.5.2 Costos de explotación de las estaciones de descompresión ............................. 12

3.5.3 Acerca del Sistema de distribución del GNC ..................................................... 12

3.6 Observaciones al diseño tarifario. ............................................................................... 12

3.6.1 Metodología ...................................................................................................... 12

3.6.2 Determinación de Categorías Tarifarias ............................................................ 13

3.6.3 Margen de estación de servicio ......................................................................... 13

3.6.4 Precios finales máximos y competitividad ........................................................ 13

3.6.5 Pliego tarifario ................................................................................................... 13

3.6.6 Facturación ........................................................................................................ 14

3.6.7 Fórmulas de actualización ................................................................................. 14

3.7 Observaciones a Otros aspectos tarifarios. ................................................................. 14

4 Conclusiones ........................................................................................................................ 14


1 Objetivo

Formular observaciones a la Propuesta de las Tarifas Iniciales de Distribución de Gas Natural en la región de Piura y al Plan de Desarrollo Inicial respectivo, presentadas por la empresa Sechura Oil & Gas (en adelante SOG o Peticionario) como parte de los requisitos para el otorgamiento de la concesión a solicitud de parte y que será presentada a la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del Ministerio de Energía y Minas.

2 Antecedentes

De conformidad con el Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos aprobado mediante Decreto Supremo N° 042-99-EM en concordancia con su Texto Único Ordenado aprobado por Decreto Supremo N° 040-2008-EM (en adelante el “Reglamento”) se establece que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - Osinergmin, es el organismo que aprueba las tarifas máximas a ser aplicadas en concesiones de distribución de gas natural.

Mediante Resolución N° 659-2008-OS/CD, modificada con Resolución N° 178-2013-OS/CD, Osinergmin estableció el Procedimiento para la Elaboración de los Estudios Tarifarios sobre Aspectos Regulados de la Distribución de Gas Natural (en adelante el “Procedimiento”).

Asimismo, la citada Resolución establece que Osinergmin debe fijar las tarifas de acuerdo al Plan de Desarrollo Inicial aprobado y aceptado por el Ministerio de Energía y Minas (en adelante MINEM).

SOG, en su calidad de Peticionario de la concesión de distribución de gas natural en la región de Piura, presentó con fecha 13 de enero de 2015, su propuesta de Tarifas Iniciales, iniciándose así el proceso de fijación tarifaria con el Expediente N° 000037-2015.

3 Observaciones a la Propuesta Tarifaria

3.1 Observaciones Generales

1) Dentro de su Propuesta Tarifaria, SOG no ha presentado el Plan de Desarrollo Inicial bajo los criterios establecidos en el artículo 7°del Procedimiento.

El Plan de desarrollo inicial es un requisito que debe formar parte de la propuesta de Tarifas Iniciales del Peticionario. Al respecto, el Artículo 7° del Procedimiento establece como condición que dicho Plan debe ser aprobado o aceptado por el MINEM. Es importante tener claro que el Plan de desarrollo inicial aprobado será la base de sustento para el cálculo y determinación de las Tarifas Iniciales.

En ese sentido, el Peticionario deberá considerar para la elaboración de dicho plan: la demanda de gas natural por sectores, nivel de competitividad del gas frente a los sustitutos, estrategia para desarrollar la expansión de la redes de distribución, la no


discriminación, oportunidades para la atención de los solicitantes y el impacto social en la comunidad.

Por tanto, se espera que el Plan de desarrollo inicial contenga como mínimo lo siguiente:

o El Plan de obras por zonas que se efectuarán anualmente.

o Tecnología propuesta para el abastecimiento de gas natural a las zonas proyectadas según el plan de obras.

o La proyección anual del número de consumidores.

o La propuesta de aplicación de promociones que incentiven las conexiones de clientes residenciales, de ser el caso.

2) No especifica el tipo de cambio utilizado para convertir sus costos (Inversiones y O&M) a moneda nacional, presentados en la propuesta.

3) Como parte de la Propuesta Tarifaria es necesario que el Peticionario de la concesión presente copia de la propuesta de contratos de suministro de gas natural, transporte de gas natural, así como copia de la propuesta de contrato a firme con sus potenciales clientes independientes.

4) Como parte de la Propuesta Tarifaria es necesario que el Peticionario de la concesión presente la carta fianza bancaria de seriedad de solicitud de acuerdo a lo establecido en el artículo 5°del Procedimiento.

5) Como parte de propuesta tarifaria es necesario que el Peticionario presente el modelo tarifario con sus respectivas base de datos, de tal forma que permita hacer el seguimiento de los resultados obtenidos.

6) Con respecto a la tabla N°2 – Factor de ajuste precio de gas boca de pozo, indicar sobre qué base se establece 2% para el ajuste del precio de gas en boca de pozo y sólo para los sectores Residencial, Comercial e Instituciones públicas, entendiéndose que los otros sectores no sufrirán reajuste durante los 8 primeros años de la concesión.

3.2 Observaciones sobre la Estimación de la Demanda.

7) Indicar cuál son las características que definen a cada zona que divide las ciudades, he Indicar si en el diseño de redes presenta alguna influencia.

8) Indicar por que no proyectan incremento de clientes conectados después del octavo año, considerando que las redes se encuentra aptas para el crecimiento de los clientes conectados en cada categoría.

3.2.1 Demanda del sector residencial

9) En las proyecciones de demanda se aprecia que no se presenta el estudio que sustenta el consumo medio por cliente residencial, el cual permite determinar la demanda residencial. El sustento deberá estar acompañada de la base de datos del


INE señalado en la propuesta, el cual permite determina la demanda del sector residencial.

10) Con respecto al consumo medio residencial, la propuesta tarifaria menciona que es 18 Sm3/mes. Sin embargo, no se sustenta dicho valor de acuerdo con el artículo 17° del Procedimiento. Por ello, se solicita la información que sustente adecuadamente dicho valor.

11) En la propuesta se indica que las viviendas anilladas alcanzan el 70% de las viviendas potenciales. Asimismo, se indica que las viviendas conectadas alcanzaran como máximo un 70% de las viviendas anilladas. En el cuadro siguiente se ha estimado la relación clientes conectados entre viviendas anilladas.

Cuadro N° 1 Cuadro de Relación Clientes Potenciales – Conectados

Ciudad Vivienda

Potenciales

Viviendas Anilladas

(70% Potenciales)

Clientes Conectados

(Propuesta al 8vo Año)

Clientes Conectados / Viviendas Anilladas

Piura – Castilla 79 324 55527 33 011 59%

Sullana Bellavista 27 616 19331 13 290 69%

Paita 14 189 9932 7 818 79%

Pariñas 16 314 11420 6 544 57%

El Alto 1 378 965 165 17%

Los Organos 828 580 220 38%

Sechura 6 427 4499 2 863 64%

Fuente Propuesta tarifaria, elaboración propia

Al respecto, se observa que en seis localidades de las propuestas no se alcanza el 70 % indicado en el numeral 2.4.4 de la Propuesta Tarifaria.

Sobre en particular el artículo 20° del Procedimiento hace mención a los aspectos que se deben considerar para establecer el Factor de Uso de la Red2. En se sentido, se solicita al Peticionario, explique las razones por la cual el Factor de Uso propuesto en seis de las siete localidades no se alcanza el 70% referido.

3.2.2 Demanda del sector comercial

12) Con respecto al consumo medio comercial, la propuesta tarifaria menciona que es 2417 Sm3/mes. Sin embargo, no se sustenta dicho valor de acuerdo con el artículo 17° del Procedimiento. Por ello, se solicita la información que sustente adecuadamente dicho valor.

13) En el numeral 2.5 de la Propuesta, se señala que para determinar el número de clientes comerciales, se utilizó los mismos criterios que para el sector residencial, “pero con variaciones en los porcentajes de cada uno”. Indicar a que se refiere dicho comentario.

2 Factor de Uso de la Red: Clientes Conectados / Viviendas Anilladas, bajo el contexto de la propuesta.


14) Indicar por qué el número de comercios conectados sólo representa aproximadamente el 11% del número de comercios potenciales tal como se aprecia en el cuadro siguiente:

Cuadro N° 2 Cuadro de Relación Clientes Potenciales – Conectados

Ciudad Comercios Potenciales

Comercios Conectados (Propuesta al

8vo Año)

Clientes Conectados / Potenciales

Piura - Castilla 1 261 133 11%

Sullana Bellavista 627 75 12%

Paita 243 32 13%

Pariñas 285 27 9%

El Alto 24 0 0%

Los Organos 27 0 0%

Sechura 121 14 12%

Fuente Propuesta tarifaria, elaboración propia

3.2.3 Demanda en Instituciones Públicas

15) Con respecto al consumo medio Instituciones Públicas, la propuesta tarifaria menciona que es 3031 Sm3/mes. Sin embargo, no se sustenta dicho valor de acuerdo con el artículo 17° del Procedimiento. Por ello, se solicita la información que sustente adecuadamente dicho valor.

16) Indicar cuáles son las tres instituciones públicas que están incorporadas en la demanda.

3.2.4 Demanda del sector transporte (GNV)

17) En el numeral 2.7 de la propuesta tarifaria, donde se determina la proyección de la demanda del sector vehicular (GNV), el Peticionario no adjunta la información base, ni la fuente de la información utilizada en su análisis. Por tal motivo, se solicita que presenten los argumentos que sustentan dicha proyección.

18) No se especifica la base de los vehículos potenciales a ser convertidos y el tipo de actividad económica al que están destinados.

19) En el numeral 2.7 de la propuesta tarifaria, se menciona que el comportamiento de los consumos unitarios diarios por vehículo es un benchmarking de localidades de tamaño equivalente, sin embargo, no se presenta mayor detalle de dicha referencia. Al respecto, se solicita que el Peticionario presente la base de información de la estimación de dichos consumos unitarios.

3.2.5 Demanda del sector industrial regulado

20) El Peticionario no adjunta el estudio de demanda (estudio de campo) utilizado para fines de estimar la demanda del sector industrial. En ese sentido, se solicita que la empresa presente dicho estudio.

21) Se observa que la totalidad la clientes están conectados al segundo años, sin embargo el consumo de gas natural se presenta como una demanda creciente


(Gráfico N°5). Dicho grafico difiere de lo presentado en la tabla N° 19. Indicar qué demanda se ha considerado en la evaluación de la propuesta tarifaria.

22) Se menciona que para el sector industrial no se utilizó una tasa de crecimiento de la demanda debido a la incertidumbre de su crecimiento en el mediano plazo. Es necesario que el Peticionario sustente dicha afirmación.

3.2.6 Demanda de los consumidores Independientes

23) El Peticionario no adjunta el estudio de demanda (estudio de campo) utilizado para fines de estimar la demanda del sector gran industria. En ese sentido, se solicita que la empresa presente dicho estudio.

3.2.7 Demanda de los Generadores Eléctricos

24) El Peticionario no adjunta el estudio de demanda (estudio de campo) utilizado para fines de estimar la demanda del sector generación eléctrica. En ese sentido, se solicita que la empresa sustente por que no se ha considerado las centrales térmicas existentes en la región Piura, y aquellas centrales térmicas potenciales contempladas en el estudio de Plan de Expansión de la Generación Eléctrica.

25) Presentar el sustento de la Capacidad de Reserva Diaria (CRD) del generador considerado en la propuesta tarifaria.

3.3 Observaciones al Diseño de la Red

26) En las secciones 2.3.2 y 2.3.3 de la Propuesta Tarifaria se presenta el Programa de crecimiento con evaluación de viabilidad económica de las redes de distribución, si bien el informe presenta los criterios metodológicos que se emplean para analizar la viabilidad económica para las distintas localidades de la Zona de Concesión (sección 2.3.1), no se aprecia la aplicación de la metodología y tampoco los resultados obtenidos para los escenarios analizados: el desarrollo de la distribución con ductos de acero comparados con el suministro mediante transporte virtual GNC.

Se solicita presentar los resultados obtenidos como sustento técnico y económico, que han llevado a tomar la decisión que el uso del suministro mediante camiones GNC es la mejor alternativa para el desarrollo del proyecto.

27) En la sección 3.2 Diseño Hidráulico, se señala que únicamente se realizará el modelamiento a las redes de acero de: i) la Red Primaria desde el City Gate Paita hasta la ERP Ceticos; y ii) la Red Secundaria conformados por: City Gate Paita hasta Complejo Pesquero y Tierra Colorada, ERP Ceticos hasta Ceticos y ERP Tablazo hasta Clean Energy.

Al respecto y de acuerdo a la observación anterior se solicita que se realice los modelamientos y diseños hidráulicos respectivos de las redes de acero necesarias para la distribución de gas natural, alternativa desestimada en la propuesta tarifaria. Este análisis es relevante realizarlo previamente para poder evaluar la viabilidad de emplear ductos o camiones GNC.


28) En la sección 3.2.2.2 se presentan los criterios generales del diseño, al respecto se solicita que presente la siguiente información referente al modelamiento de las redes:

Las propiedades físicas del gas natural,

La Presión mínima admitida,

Las especificaciones técnicas de los ductos de acero empleados.

Valor del factor de diseño empleado.

Ecuación de estado utilizada.

Condiciones de Frontera

Indicar la Máxima Presión de Operación (MAPO)

29) En la sección 3.2.3.2 Criterios generales de diseño, para el caso de las redes primaria y secundaria de polietileno, se solicita que se complemente con la siguiente información:

Las propiedades físicas del gas natural,

La Presión mínima admitida para cada tipo de red,

Las especificaciones técnicas de las tuberías de PE empleadas.

Valor del Factor de diseño empleado.

Ecuación de estado utilizada.

Condiciones de Frontera

Indicar la MAPO

30) En la sección 3.2.3.3.1 Red Primaria de Polietileno, acerca de los resultados del diseño se solicita:

Mejorar la explicación que se hace sobre los criterios para la ubicación de poliválvulas, así como la asignación volumétrica por cada una de ellas.

Los archivos fuentes de las simulaciones.

Adjuntar los resultados de las simulaciones del modelo para el diseño de redes primarias con PE, los mismos deberá presentar a nivel de nodos o tramos las presiones de entrada y salida del gas, las velocidades del gas máximo, longitudes y diámetros de los ductos seleccionados.


3.4 Observaciones al Costo de Servicio

31) En la sección 4.1.1 se indica que a partir del diseño hidráulico se obtiene el dimensionamiento eficiente de los ductos de la Red de Acero Primaria y Secundaria y la Red de Polietileno Primaria y Secundaria, se solicita detallar el procedimiento seguido para obtener el dimensionamiento indicado.

32) En la sección 4.1.2 se muestran los costos unitarios de las tuberías de acero y polietileno y se indica que se han promediado los costos utilizados para la determinación de las Tarifas de Distribución de Lima y Callao para el periodo 2014-2018, se solicita que se detalle el procedimiento de cálculo del promedio citado a fin de poder verificarlo.

33) En la determinación de los costos de tuberías se indica que han utilizado los costos Osinergmin con terreno semirrocoso afirmado, flexible y rígido, sin embargo debido a la ubicación de las redes propuestas debería corresponderle la utilización de costos en terreno arenoso y dichos costos deberían estar ponderados por tipo de terreno en función a la ubicación de las redes.

34) En la sección 4.1.2.3 se muestran los costos unitarios del City Gate y ERP, al calcular el costo promedio de la ERP se han incluido, según se observa en el anexo 7.2, costos de ERPs subterráneas y semi-subterráneas. Al respecto, dada las características de la zona, no es correcto emplear estos tipos de ERPs. Por ello, se debe excluir del cálculo de costo promedio los mencionados tipos ERPs.

35) En la sección 4.1.2.3, se deben sustentar los costos utilizados para las estaciones de descompresión, lo mostrado en el Anexo 7.2. No resulta suficiente indicar el valor, se necesita cotizaciones, facturas, otro documento que sustente la cifra.

36) Similar a la observación 34), en la sección 4.1.2.3, se deben sustentar los costos calculados para las válvulas y sistemas de comunicaciones.

37) Deben presentarse los archivos digitales de los planos adjuntos en el informe (Anexo 7.3), ya sea en formato CAD o en algún otro formato que permita su reproducción y almacenamiento.

38) Se observa que se ha definido el factor de complejidad como el grado de dificultad en las etapas de construcción del sistema de distribución, y se asigna para diversas localidades el valor 1,01, indicar la metodología que a determinado dicho valor.

39) Respecto al capital de trabajo indicado en la tabla N° 54 de la Propuesta, el Peticionario ha adicionado como una inversión al inicio del proyecto lo cual no resulta aplicable bajo los criterios regulatorios de la empresa modelo, que reconoce el descalce en costos entre el periodo en que se paga a proveedores y el periodo que se reciben los ingresos por tarifa, descalce que requiere sustentarse mediante una simulación del periodo operativo de la empresa modelo.

Por lo que se requiere que SOG corrija el cálculo del capital de trabajo a partir de un flujo de caja, donde se muestre el descalce entre los pagos de las facturas de gas y transporte (de existir) y la fecha de cobranza, con el fin de reconocer los costos financieros que representa el descalce mencionado.


40) El capital de trabajo, por su naturaleza, debe ser considerado como un costo OPEX que debe ser asignado como costo de comercialización y no como costo de capital tal como se presenta en la Propuesta.

41) Se observa que en la Tabla N°55 que el total de los costos de ingeniería, costo de desarrollo y la supervisión EPC, están incorporados al inicio del proyecto. Sin embargo, dichos costos están asociados a la construcción de las redes de distribución, con los cuales debe estar distribuido conforme se desarrolla la expansión de dichas redes.

3.5 Observaciones a los Costos de Explotación

3.5.1 Costos de explotación por red de ductos

42) No se consigna el sustento de los costos de personal considerados en las divisiones de Administración, Distribución y Comercialización.

43) Se recomienda incluir mayor detalle respecto de la organización de personal (organigrama) considerada para cada división: Administración, Distribución y Comercialización.

44) No se consigna el detalle de la determinación de los Costos Indirectos (en Administración, Distribución y Comercialización), tanto de los parámetros considerados en el cálculo, como el sustento de los costos unitarios utilizados en la propuesta. Además, se observa la inclusión del impuesto a la renta e impuesto municipal los cuales no deben ser considerados para el cálculo tarifario.

45) La Propuesta, no presentan los ciclos de cobranza a sus clientes y los ciclos de pago por el gas y el transporte de existir, al respecto se requiere indicar los mencionados ciclos.

46) En la tabla N° 64 se indica una carga social de 59%. Al respecto se solicita indicar los conceptos que conforman dicha carga social y el detalle de su cálculo.

47) No se consigna el sustento de los valores de los Costos O&M considerados parte de los Costos de Distribución (Tabla N° 57).

48) Tal como se señala en el numeral 24.3 del Procedimiento, no se presenta una comparación de los diversos ratios obtenidos en los costos de explotación con empresas nacionales referidas a la distribución de gas natural o servicios públicos similares o empresas extranjeras relacionadas a la distribución de gas natural.

49) Se observa en la tabla N°70 el concepto de diseño de instalaciones internas dentro de los costos de explotación. Al respecto, dicho concepto no debe ser considerado como parte de los costos de explotación, ya que forma parte del costo de la instalación interna que es pagado por los usuarios.

50) No se consigna el sustento de los valores de los Costos por Facturación considerados parte de los Costos de Comercialización (Tabla N° 61).

51) No se consigna el sustento de los porcentajes denominados Otros Costos (Tabla N° 69).


• El porcentaje de “Incobrables” reconocido en la Regulación Tarifaria de la concesión de Lima y Callao asciende a 0,5%. Se solicita sustentar el porcentaje propuesto de 1,5%.

• Se solicita sustentar los porcentajes de 5% y 3%, correspondientes a los conceptos de Impuestos Municipales y Cargos Medio Ambientales.

3.5.2 Costos de explotación de las estaciones de descompresión

52) En el numeral 4.2.2, no se consigna el sustento del ratio considerado para la determinación del costo de operación y mantenimiento de las estaciones de descompresión.

3.5.3 Acerca del Sistema de distribución del GNC

53) En la sección 4.2.3 se aprecia que para el cálculo del margen de distribución con GNC se ha empleado un horizonte de 10 años como periodo de depreciación de la estación de compresión. Corresponde determinar el margen de distribución GNC empleando un horizonte de evaluación de 20 años.

54) En la sección 4.2.3.2.1.3 Logística de transporte GNC se presentan los ratios empleados para determinar el flujo de camiones re queridos en el proyecto, sin embargo no se sustenta adecuadamente como se han obtenido los mencionados ratios.

55) En la Tabla N° 86 de la Propuesta tarifaria se puede apreciar que se ha considerado dentro de los costos de Operación y Mantenimiento para el cálculo de las tarifas, al costo de servicio del GNC. Lo anterior se considera inconsistente ya que se estaría considerando dentro de los costos de Operación y Mantenimiento, los costos de inversión relacionados a la distribución con GNC.

56) Sobre los costos unitarios empleados para la valorización de las inversiones y la determinación de los costos de operación y mantenimiento para la distribución con GNC, se solicita al Peticionario que presente el sustento de dichos costos, los mismos que puede sustentarse a través de cotizaciones, información de aduanas, catálogos de proveedores especializados y/o información de otras concesiones de gas natural similares..

57) En la Tabla N° 83 donde se determina el costo medio de transporte de GNC, no corresponde incluir de este costo los costos correspondientes a impuestos (Taxes). Se solicita realizar las correcciones correspondientes.

3.6 Observaciones al diseño tarifario.

3.6.1 Metodología

58) Sobre los criterios metodológicos empleados para el cálculo de la tarifa, se solicita al Peticionario que realice una evaluación basado en una anualidad del valor nuevo de reemplazo de las inversiones calculada en base a un periodo de recuperación de 30años, considerando además un periodo de análisis de 8 años según lo indicado en el Artículo 109° y 121° del Reglamento.


59) Se solicita al Peticionario sustente que los ahorros propuestos para cada categoría, no se aprecia la evaluación de que estos son incentivos adecuados para la conversión al gas natural.

3.6.2 Determinación de Categorías Tarifarias

Conforme se presenta en el numeral 5.1.5 de la Propuesta Tarifaria se propone la clasificación de las categorías tarifarias. Al respecto se tienen las siguientes observaciones:

60) Respecto a las categorías tarifarias, deben sustentarse la metodología con la cual se han determinado los rangos de consumo para cada una de las categorías propuestas.

61) Respecto a la categoría Instituciones Públicas, explicar porque definir específicamente una categoría para una estimación de sólo tres clientes en dicha categoría. Además, indicar cuál es el beneficio para que dichas instituciones se acojan a mencionada categoría. Asimismo indicar la definición de Institución Pública.

62) Precisar cuál fue el criterio empleado para establecer la condición de cliente residencial a la categoría A, considerando que el consumo medio de dicha categoría es de 18 Sm3/mes (información de la propuesta) y el límite máximo es de 300 Sm3/mes.

Sería conveniente que evalúen la implementación de una nueva categoría especial que se aplique sólo a clientes residenciales hasta 30m3 de consumo por mes. Clientes residenciales con mayor consumo le deberían mantenerse en la categoría A.

3.6.3 Margen de estación de servicio

63) En el numeral 5.2.2, no se consigna el sustento del margen para la estación de servicio.

3.6.4 Precios finales máximos y competitividad

64) Con respeto a los precios de los sustitutos, se solicita indicar a que periodo corresponde a dichos precios.

65) Es necesario se determine el nivel de ahorro que se tendría si se considera como sustituto en la categoría C (vehicular) el GLP.

3.6.5 Pliego tarifario

66) No se explica la metodología que permite dividir la tarifa media en cada categoría en margen de distribución y margen de comercialización.


3.6.6 Facturación

67) Parta el caso de las categorías E (Gran Industria) y F (GGEE) no se incluye el mecanismo de facturación, que para las otras categorías se desarrolla en la tabla N°95.

68) No se especifica cual será el tipo de cambio utilizado al momento de la facturación de los clientes.

3.6.7 Fórmulas de actualización

69) En la tabla N°96 se observa el ítem “mantenimiento”. Indicar a qué está referido dicho concepto.

3.7 Observaciones a Otros aspectos tarifarios.

70) En el numeral 6.1 no se especifica el factor k aplicable a los casos de determinar la viabilidad de nuevos suministros.

71) Es necesario presenten los otros cargo complementarios como son:

• Cargos por inspección, supervisión y habilitación de las instalaciones internas de clientes mayores a 300 m3/mes.

• Cargo máximo de corte y reconexión de servicio.

4 Conclusiones

Se ha identificado un total de 71 observaciones a los documentos presentados por SOG como parte de su Propuesta Tarifaria.

SOG no ha presentado el Plan de Desarrollo Inicial ni el respectivo pronunciamiento de la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas.

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