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FIJACIÓN DE LAS TARIFAS BÁSICAS INICIALES DEL GASODUCTO ANDINO DEL SUR

Febrero 2010

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Objetivo

Febrero 2010 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur

– Promover la participación de los agentes en el proceso de toma de decisiones de la regulación tarifaria, en un entorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normas derivadas de la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado.

– Presentar las premisas y resultados de la determinación de las Tarifas Básicas Iniciales del Gasoducto Andino del Sur.

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Funciones de Osinergmin dentro del Subsector Gas Natural


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• Los Contratos de licencia para la explotación de hidrocarburos en los Lotes 88 y 56 son administrados por PERUPETRO.

ACTIVIDAD EXPLORACIÓN YEXPLOTACIÓN TRANSPORTE DISTRIBUCIÓN

NORMATIVA DGH DGH DGH

CONTRATANTE PERUPETRO DGH DGH

REGULADORA

OSINERGMIN OSINERGMIN

FISCALIZADOR OSINERGMIN

CONCESIONARIO PLUSPETROL TGP / KUNTUR CÁLIDDA / TRANSCOGAS

Funciones del Subsector Gas Natural


El proyecto del Gasoducto Andino del Sur

Febrero 2010 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 5

• Recorrerá 16 provincias del sur del país, en los departamentos de Cusco, Arequipa, Moquegua y Puno.

• Con ramales finales en Matarani (Arequipa) e Ilo (Moquegua) y puntos de derivación para la distribución en Quillabamba, Cusco, Arequipa, Puno, Moquegua y Tacna.

• Longitud aproximada de 1080 km.

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Antecedentes


– El 23 de octubre del 2009, se publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 194-2009-OS/CD, mediante la cual se fijaron las Tarifas Básicas Iniciales de Transporte del Gasoducto Andino del Sur, aplicables por un período de doce meses, contados a partir de la fecha de inicio de la Puesta en Operación Comercial del proyecto (2013 o 2014).

– El 13 de noviembre del 2009, KUNTUR dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración contra la Resolución OSINERGMIN Nº 194-2009-OS/CD.

– El 30 de diciembre del 2009, se publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 299-2009-OS/CD, mediante la cual se resuelve dejar sin efecto la Resolución OSINERGMIN N°194-2009-OS/CD debiéndose retrotraer el Procedimiento Regulatorio a la etapa establecida en el ítem j) del Anexo E del citado procedimiento, es decir, la etapa de pre-publicación.

– El 29 de enero del 2009, se publicó la Resolución OSINERGMIN N° 011-2010-OS/CD, mediante la cual se publicó el proyecto de resolución de fijación de las Tarifas Básicas Iniciales del Gasoducto Andino del Sur.

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Principios de Cálculo de la Tarifa de Transporte de Gas Natural


¿Por qué OSINERGMIN fija la Tarifa en estos momentos?


• El Contrato de Concesión establece en su cláusula 11.1 que OSINERGMIN debe establecer las tarifas de la concesión antes de la Puesta en Operación Comercial del proyecto.

• En el anexo 3-A del Contrato se establece que el concesionario debe presentar a OSINERGMIN hasta 8 meses después de la firma del Contrato, su propuesta tarifaria, con lo cual se inicia el proceso de fijación tarifaria de acuerdo a los plazos establecidos en la normatividad respectiva.

• Las tarifas propuestas sirven de información para la Tarifa Básica Inicial.

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Normas del Subsector Gas Natural

• Ley Nº 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos.• Ley 27133: Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural.

– Reglamento de la Ley Nº 27133, aprobado por el Decreto Supremo Nº 040-99-EM.– Existe Garantía de Recuperación del Costo Ofertado en la Licitación mediante la

GRP (pago efectuado por los beneficiarios del proyecto).• Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por el

Decreto Supremo Nº 041-99-EM y reemplazado por el Decreto Supremo Nº 081-2007-EM.

– No existe Garantía a la Recuperación de las Inversiones.– El Costo del Proyecto y la Tarifa Máxima es aprobada por el Regulador.


Concesionario de Transporte• Plazo de Concesión: 20 a 60 años• Forma de Otorgamiento: Concurso Público o Solicitud de Parte• Características de la Actividad:

– El Concesionario brinda el servicio de transporte de gas y se compromete a custodiarlo. El Concesionario no Comercializa (Compra y Venta) el Gas Natural (no tiene propiedad sobre el Gas).

– Los Clientes compran el Gas Natural al Productor y lo entregan al Concesionario para que lo “lleve” hasta el “City Gate” de la Distribución.

– La Demanda de Gas Natural es estimada por el Transportista y en base a ello y a otros factores decide la inversión. El Gas Natural tiene que ser rentable para el Cliente si no, el Transportista puede quedarse con el ducto sin llenar.

– Hay 2 tipos de Servicios: Firme o Interrumpible.• El Servicio Firme se paga por Capacidad Reservada en el Gasoducto.• El Servicio Interrumpible es el volumen transportado por encima de la Capacidad Reservada.

Está sujeto a corte según capacidad del ducto.

Febrero 2010 10Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur

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Reserva deGas

Natural

Red Troncal deDistribución

Red de Transporte

De Gas NaturalSelva Sierra - Costa

- City Gate – Estación deRecepción y Regulación

del gas natural - Inicio del Sistemade Distribución delConcesionario de

DistribuciónBoca de pozoProducción

Transporte

Red Secundaria de

Distribución

•El concesionario de transporte de gas natural presta el servicio de transporte por ducto desde la Boca de Pozo del Productor hasta el punto de retiro del gas que solicite el consumidor o el distribuidor de gas natural.

•El solicitante del servicio de transporte, consumidor o distribuidor de gas natural, debe presentar al concesionario de transporte el Contrato de suministro de gas que tiene con el Productor.

•El concesionario de transporte factura por los servicios que presta (Firme o Interrumpible).

Distribución


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Principios Tarifarios del Reglamento• Objetivo de la Tarifa

– Generar un flujo de ingresos que cubra los costos eficientes;– Reproducir los resultados de un mercado competitivo;– Asegurar la operación segura y confiable;– No distorsionar las decisiones de inversión;– Ser eficiente en nivel y estructura;– Incentivar la reducción de costos y el desarrollo de los servicios.– La Tarifa es un Valor Máximo:

• Se calcula según el método del “Flujo de Caja Libre” a la tasa de actualización definida.

• Es decir, el Concesionario puede cobrar por debajo del valor autorizado debiendo informar sus tarifas a todos los clientes y al Regulador.


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Objeto de la Tarifa: El Equilibrio Económico• Para determinar los Ingresos

intervienen:– Tarifa– Capacidad Vendida– Tasa de Actualización:

• Definida en el Reglamento• Para revisión se usa el valor

(WACC):– Tasa del Capital Propio de la

Industria– Tasa de la Deuda de la Industria– Porcentaje de Capital Propio y

Deuda respecto al Capital Total de la Industria

– Impuesto a la Renta aplicable a la Industria.

• Para determinar los Costos intervienen:

– Capital de Inversión (CI)– Programa de Amortización del CI– Costo de Operación y Mantenimiento

• Costos Fijos• Costos Variables• Aportes o Tasas de Regulación

– Tasa de Actualización.


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Metodología y Resultados de la Determinación de las Tarifas Básicas Iníciales


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Estimación de la Demanda


Premisas de la Demanda


• Mercado No Eléctrico• Residencial• Comercial• GNV• Industrial• Petroquímica

• Mercado Eléctrico

• Ciudades consideradas:• Cusco• Quillabamba• Arequipa• Moquegua

• Ilo• Matarani• Juliaca• Puno• Tacna

Metodología y Resultados delMercado No Eléctrico


Premisas del Sector Residencial


Consumo promedio: 17 m3/mes

Crecimiento de viviendas: 1,6% anual

Periodo madurez: 10 años

Número de viviendas potenciales: Consumidores eléctricos(*) Excepto en Cusco y Quillabamba que se consideraron los consumidores de agua potable.

Resultados del Sector Residencial


Número de consumidores al año 2038

LocalidadConsumidores Conectables

Consumidores Conectados

Quillabamba 4,582 3,208Cusco 23,007 16,105Puno 28,685 20,080Juliaca 34,878 24,414

Arequipa 160,236 112,165Matarani 8,632 6,042Moquegua 16,691 11,684

Ilo 19,723 13,806Tacna 60,352 42,246Total 356,785 249,749

Consumo total en cifras nominales: 36 747 MMPC

Premisas del Sector Comercial


Consumo promedio: 900 m3/mes

Crecimiento de viviendas: 3,5% anual

Periodo madurez: 10 añosSe consideró el número de negocios que consumen GLP y electricidad.

Resultados del Sector Comercial



Número de comercios al año 2038

LocalidadComercios Conectables

Comercios Conectados

Quillabamba 101 71Cusco 1,367 957Puno 501 350Juliaca 698 488

Arequipa 3,204 2,243Matarani 173 121Moquegua 207 145

Ilo 279 195Tacna 703 492Total 7,232 5,062

Premisas del Sector GNV


Consumo promedio: 13,5 m3/d

Crecimiento de vehículos: 2,6% anual

Tasa de conversión de vehículos potenciales

Periodos Tasa Anual2013‐2018 2.00%2019‐2024 8.00%2024‐2034 10.00%2034‐2038 15.00%

Resultados del Sector GNV



Vehículos convertidos al año 2038

Localidad TotalQuillabamba 434

Cusco 10,601Puno 1,110Juliaca 2,021

Arequipa 21,968Matarani 1,380Moquegua 4,462

Ilo 1,542Tacna 8,081Total 51,599

Premisas del Industrial


Considera a la industria:

•Minera•Pesquera•Cementera•Alimentos y bebidas•Textil

Analiza el consumo promedio de combustibles líquidos.

Minería55%

Pesca15%

Construcción civil9%

Transporte6%

Alimentos y bebidas4%

Energía3%

Instituciones públicas3% Textil

1%

Cemento1%

Ladrillos y refractarios

1%

Producción de acero1%

Otros1%

Consumo de Hidrocarburos Líquidos por tipo de Industria en la Región Sur - Año 2007

Minería

Pesca

Construcción civil

Transporte

Alimentos y bebidas

Energía

Instituciones públicas

Textil

Cemento

Ladrillos y refractarios

Producción de acero

OtrosTotal (100%) = 3 701 599 Barriles

Resultados del Sector Industrial



2006 2007 2006 2007

TECNOLOGICA DE ALIMENTOS 186,752 190,838 35.8% 34.5%CFG INVESTMENT 85,139 75,029 16.3% 13.6%PESQUERA HAYDUK 61,616 72,460 11.8% 13.1%PESQUERA RUBI 76,279 71,890 14.6% 13.0%AUSTRAL GROUP 31,425 69,993 6.0% 12.6%PESQUERA DIAMANTE 38,432 39,949 7.4% 7.2%PROCESADORA DE PRODUCTOS MARINOS 38,107 30,667 7.3% 5.5%DESEMBARCADERO PESQUERO ARTESANAL ILO 2,939 2,654 0.6% 0.5%PESQUERA SAN ANDRES DEL SUR 389 0 0.1% 0.0%

TOTAL PESCA 521,077 553,479 100.0% 100.0%

PorcentajeConsumo en BarrilesConsumidor

2006 2007 2006 2007

GLORIA 33,207 35,797 28.1% 27.0%RICO POLLO 24,663 30,071 20.9% 22.7%BACKUS Y JOHNSTON 11,053 16,536 9.4% 12.5%OMNIAGRO 11,711 12,924 9.9% 9.7%CÍA CERVECERA DEL SUR DEL PERU 10,661 10,191 9.0% 7.7%LAIVE 10,678 10,126 9.0% 7.6%ALICORP 6,368 6,178 5.4% 4.7%CORPORACION ADC 2,173 2,302 1.8% 1.7%DANPER AREQUIPA 0 2,182 0.0% 1.6%CORPORACION JOSE R. LINDLEY 4,144 1,801 3.5% 1.4%CONSORCIO PERU MURCIA 0 1,683 0.0% 1.3%ALIMENTOS PROCESADOS 1,718 1,656 1.5% 1.2%AZUCARERA CHUCARAPI PAMPA BLANCA 1,485 1,223 1.3% 0.9%FABRICA DE CHOCOLATES LA IBERICA 137 0 0.1% 0.0%

TOTAL ALIMENTOS Y BEBIDAS 117,997 132,669 100.0% 100.0%


2006 2007 2006 2007

MICHELL & CIA 20,317 18,724 35.7% 34.4%INCA TOPS 12,395 11,195 21.8% 20.6%INCALPACA TEXTILES 8,854 8,370 15.6% 15.4%PRODUCTOS DEL SUR 6,253 6,803 11.0% 12.5%MANUFACTURAS DEL SUR 3,380 3,516 5.9% 6.5%FRANKY Y RICKY 3,028 3,174 5.3% 5.8%CHACHANI TEXTILES INDUSTRIALES 2,344 2,447 4.1% 4.5%KERO PRODUCTOS PERUANOS DE EXPORTACIÓN 132 119 0.2% 0.2%COMPAÑIA DE EMPRENDIMIENTOS INKA 190 48 0.3% 0.1%

TOTAL TEXTIL 56,895 54,395 100.0% 100.0%


Pesqueras

Textil

Alimentos y bebidas

Industria Petroquímica



Resolución Ministerial Nº 443-2009-MEM/DM, mediante la cual se declara como zona geográfica determinada para la instalación de un Complejo Petroquímico de Desarrollo Descentralizado en el departamento de Moquegua.

Demanda estimada: 50 MMPCD

Resultados del Mercado No Eléctrico


Capacidad total en cifras nominales: 1 499 137 MMPC

Año Demanda de capacidad (MMPCD) Demanda de volumen a transportar (MMPCD)2014 113 952015 117 992016 121 1022017 125 1052018 129 1082019 139 1162020 144 1202021 150 1252022 155 1292023 161 1342024 166 1382025 170 1412026 177 1472027 182 1512028 187 1552029 187 1552030 187 1552031 187 1552032 187 1552033 187 1552034 187 1552035 187 1552036 187 1552037 187 1552038 187 155

Metodología y Resultados delMercado Eléctrico



Premisas del Mercado Eléctrico• Se utiliza un Modelo de Expansión

de la Generación Eléctrica considerando la instalación de Gasoductos.

• Considera el SEIN dividiéndolo en 3 zonas:

• Zona Norte: Desde Tumbes hasta Ancash.

• Zona Centro: Lima, Junín, Pasco, Ica y Huancavelica.

• Zona Sur: Cusco, Apurímac, Arequipa, Puno, Madre de Dios, Moquegua y Tacna.

Modelo General

Demanda

Demanda

Demanda

Hidro

Hidro

Hidro

Térmico OtrosTérmico GN



Línea EE

Línea EEAyacucho

Camisea

ZonaNorte

ZonaSur

ZonaCentro


Premisas del Mercado No Eléctrico Modelo General

• Función Objetivo– Minimizar el Costo Total = Inversión + Operación

• Inversión– Centrales Hidro + Térmicas– Líneas Eléctricas– Gasoductos

• Se amplia según instalación de centrales

• Operación– Costos Variables más Racionamiento

• Restricciones– Reserva mínima.– Participación mínima de Hidroeléctricas.– La operación local está limitada por la línea eléctrica.


Hidrologías y Producción Hidráulica

Zona Periodo Promedio Máximo Mínimo Max/Prom Min/Prom Particip.Avenida 1,899 2,032 1,708 86 4.5% 107.0% 89.9% 17.6%Estiaje 1,216 1,541 939 132 10.8% 126.6% 77.2% 13.3%Total 3,116 3,566 2,713 190 6.1% 114.4% 87.1% 15.6%

Avenida 7,532 7,761 6,387 257 3.4% 103.0% 84.8% 69.8%Estiaje 6,702 7,592 4,940 571 8.5% 113.3% 73.7% 73.5%Total 14,233 15,338 11,327 776 5.5% 107.8% 79.6% 71.5%

Avenida 1,361 1,552 1,168 137 10.1% 114.0% 85.8% 12.6%Estiaje 1,202 1,278 1,152 33 2.7% 106.3% 95.8% 13.2%Total 2,563 2,803 2,333 158 6.2% 109.4% 91.0% 12.9%

Avenida 10,793 11,312 9,359 413 3.8% 104.8% 86.7% 100.0%Estiaje 9,120 10,322 7,061 659 7.2% 113.2% 77.4% 100.0%Total 19,913 21,629 16,419 1,016 5.1% 108.6% 82.5% 100.0%

Centro

Sur

Total

Estadísticos de la Producción Hidráulica Histórica por Hidrología (GW.h)Desviación Estándar

Norte

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Fact

or d

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Hidrología

Producción de Hidroléctricas de la Zona Norte

Avenida Estiaje Total

0%

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Hidrología

Producción de Hidroléctricas de la Zona Centro


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Fact

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Producción de Hidroléctricas de la Zona Sur



C.E.MMBTU/MWh

TGN Malacas 4 EEPSA 88.70 GN4 12.109 18.2TGN Malacas 2 EEPSA 15.00 GN5 15.667 32.9TGN Malacas 1 EEPSA 15.00 GN5 16.106 33.8GD Tumbes 1 Electroperú 9.10 R6 0.195 123.0GD Tumbes 2 Electroperú 9.00 R6 0.208 131.2

GD Pacasmayo Man Pacasmayo 1.60 R6 0.226 142.6CT Piura R6 (GD) Egenor 22.20 R6 0.229 144.5

GD Chiclayo Egenor 24.10 R6 0.247 155.9GD Pacasmayo Sulzer Pacasmayo 23.00 R6 0.264 166.6

TV Trupal Trupal 13.90 R6 0.455 287.1GD Paita Egenor 8.80 D2 0.245 301.5

GD Sullana Egenor 10.30 D2 0.248 305.1TG Piura Egenor 21.30 D2 0.322 396.2

TG Chimbote Egenor 42.70 D2 0.342 420.8TG Trujillo Egenor 21.30 D2 0.360 443.0

TGN Malacas 3 EEPSA 14.70 D2 0.363 446.6TGN Aguaytía 2 Termoselva 88.10 GN3 11.323 13.6TGN Aguaytía 1 Termoselva 87.00 GN3 11.462 13.8

TGN Ventanilla CC Etevensa 215.65 GN2 6.981 10.8TGN Ventanilla CC Etevensa 223.20 GN2 7.051 10.9

Calana Egesur 25.30 GN1 7.993 12.4TGN Chilca 1 - TGN1 Enersur 174.00 GN1 9.372 14.5TGN Chilca 1 - TGN2 Enersur 174.00 GN1 9.372 14.5TGN Kallpa - TGN1 Globeleq 160.00 GN1 10.785 16.7

TGN Ventanilla 4 Etevensa 156.10 GN2 10.120 15.7TGN Ventanilla 3 Etevensa 159.22 GN2 10.157 15.7

Mollendo II Egasa 73.20 GN1 10.844 16.8TG Sta Rosa WTG Edegel 123.30 GN2 11.374 17.6TG Sta Rosa UTI Edegel 104.00 GN2 13.363 20.7

GD Pucallpa Wartsila Electro Ucayali 25.00 R6 0.198 124.9TV Shougesa Shougesa 64.50 R500 0.309 181.8GD Shougesa Shougesa 1.20 D2 0.209 257.2

Ilo 2 TV Carbón Enersur 141.80 Carbón 0.349 34.9Mollendo I Egasa 32.00 R500 0.207 121.8Chilina 1y2 Egasa 10.40 R500 0.212 124.8

Ilo TV 2, 3, 4 Enersur 150.20 R500 0.250 147.1Chilina TV 2y3 Egasa 16.90 R500 0.408 240.1Taparachi 1a6 San Gaban 4.50 D2 0.236 290.4

Moquegua Egesur 0.80 D2 0.242 297.8Bellavista 1a 4 San Gaban 3.30 D2 0.248 305.1

Dolorespata 1a7 Egemsa 11.80 D2 0.250 307.6Ilo 1 TG 1, 2 Enersur 72.70 D2 0.270 332.2Chilina CC Egasa 16.70 D2 0.278 342.1

Sur

Zona Propietario MW Combustible

Norte

Centro

CV(US$/MW.h)Central

Parque Térmico

C.T Kallpa TG2 con 192 MWC.T Chilca 1 TG3 con 193 MWC.T Oquendo con 30 MW

Nueva demanda eléctrica en la Zona Sur


Proyecto MW 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Tía María 120 0 0 0 70 0 0 0 0 0 50 0 0 0

Antapaccay 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ampliación Tintaya 126 0 6 0 0 120 0 0 0 0 0 0 0 0

Expansión SPCC 76 0 1 5 70 0 0 0 0 0 0 0 0 0Cerro Verde 60 0 0 0 0 60 0 0 0 0 0 0 0 0Quellaveco 100 0 0 0 0 0 0 100 0 0 0 0 0 0

Los Chancas 100 0 0 0 0 0 83 0 0 0 17 0 0 0Las Bambas 120 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0 0 0

Quechua 40 0 0 0 0 0 0 0 0 40 0 0 0 0Opaban 120 0 0 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0Total 862 0 7 5 140 180 83 100 120 40 187 96 106 117

Proyectos Mineros


Proyecto MW 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020La Joya 10 0 0 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Machupicchu 71 0 0 0 71 0 0 0 0 0 0 0 0 0Santa Teresa 110 0 0 0 0 0 0 110 0 0 0 0 0 0San Gabán I 120 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0 0 0

Pucara 130 0 0 0 0 0 0 0 0 130 0 0 0 0Tarucani I 49 0 0 0 0 49 0 0 0 0 0 0 0 0Tarucani II 49 0 0 0 0 0 49 0 0 0 0 0 0 0

Lluclla 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 180 0 0Lluta 114 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 114 0

Lluclla I 90 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 90Total 923 0 0 0 81 49 49 110 120 130 0 180 114 90

Nueva oferta hidráulica en la Zona Sur


Proyecciones Medias de la Demanda Eléctrica

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038Avenida 872 936 1,008 1,087 1,176 1,276 1,387 1,512 1,645 1,786 1,934 2,091 2,256 2,429 2,610 2,799 2,994 3,197 3,407 3,623 3,844 4,071 4,301 4,535 4,772 5,011Estiaje 877 942 1,014 1,094 1,183 1,284 1,396 1,521 1,655 1,796 1,946 2,104 2,270 2,444 2,626 2,815 3,012 3,217 3,427 3,645 3,867 4,095 4,327 4,563 4,801 5,041Total 875 939 1,011 1,091 1,180 1,280 1,391 1,517 1,650 1,791 1,940 2,098 2,263 2,436 2,618 2,807 3,003 3,207 3,417 3,634 3,856 4,083 4,314 4,549 4,787 5,026

Avenida 2,926 3,113 3,319 3,548 3,803 4,087 4,403 4,755 5,125 5,512 5,916 6,337 6,773 7,225 7,690 8,169 8,659 9,159 9,668 10,184 10,704 11,228 11,752 12,274 12,792 13,304Estiaje 2,944 3,131 3,339 3,570 3,826 4,111 4,429 4,783 5,155 5,545 5,952 6,375 6,814 7,268 7,737 8,218 8,711 9,214 9,726 10,245 10,769 11,295 11,822 12,348 12,869 13,384Total 2,935 3,122 3,329 3,559 3,815 4,099 4,416 4,769 5,140 5,528 5,934 6,356 6,794 7,247 7,714 8,194 8,685 9,187 9,697 10,215 10,737 11,262 11,787 12,311 12,831 13,344



Norte

Centro

Sur

Total


Proyección de la Potencia Instalada

2013 470 741 1,211 2,156 4,112 6,268 591 1,460 2,051 3,217 6,312 9,5292014 570 1,041 1,611 2,356 4,112 6,468 701 1,760 2,461 3,627 6,912 10,5392015 570 1,041 1,611 2,356 4,212 6,568 821 2,060 2,881 3,747 7,312 11,0592016 770 1,441 2,211 2,556 4,212 6,768 951 2,060 3,011 4,277 7,712 11,9892017 770 1,441 2,211 2,556 4,312 6,868 951 2,360 3,311 4,277 8,112 12,3892018 970 1,441 2,411 2,756 4,612 7,368 1,131 2,660 3,791 4,857 8,712 13,5692019 970 1,541 2,511 2,756 4,812 7,568 1,245 2,960 4,205 4,971 9,312 14,2832020 1,170 1,541 2,711 2,956 5,112 8,068 1,335 2,960 4,295 5,461 9,612 15,0732021 1,470 1,541 3,011 3,256 5,612 8,868 1,335 3,260 4,595 6,061 10,412 16,4732022 1,770 1,541 3,311 3,556 6,112 9,668 1,335 3,560 4,895 6,661 11,212 17,8732023 2,070 1,541 3,611 3,856 6,612 10,468 1,335 3,860 5,195 7,261 12,012 19,2732024 2,370 1,541 3,911 4,156 7,112 11,268 1,335 4,160 5,495 7,861 12,812 20,6732025 2,670 1,541 4,211 4,456 7,612 12,068 1,335 4,460 5,795 8,461 13,612 22,0732026 2,970 1,541 4,511 4,756 8,112 12,868 1,335 4,760 6,095 9,061 14,412 23,4732027 3,270 1,541 4,811 5,056 8,612 13,668 1,335 5,060 6,395 9,661 15,212 24,8732028 3,570 1,541 5,111 5,356 9,112 14,468 1,335 5,360 6,695 10,261 16,012 26,2732029 3,870 1,541 5,411 5,656 9,612 15,268 1,335 5,760 7,095 10,861 16,912 27,7732030 4,170 1,541 5,711 5,956 10,112 16,068 1,335 6,160 7,495 11,461 17,812 29,2732031 4,470 1,541 6,011 6,256 10,612 16,868 1,335 6,560 7,895 12,061 18,712 30,7732032 4,770 1,541 6,311 6,556 11,112 17,668 1,335 6,960 8,295 12,661 19,612 32,2732033 5,070 1,541 6,611 6,856 11,612 18,468 1,335 7,360 8,695 13,261 20,512 33,7732034 5,370 1,541 6,911 7,156 12,112 19,268 1,335 7,760 9,095 13,861 21,412 35,2732035 5,670 1,541 7,211 7,456 12,612 20,068 1,335 8,160 9,495 14,461 22,312 36,7732036 5,970 1,541 7,511 7,756 13,112 20,868 1,335 8,560 9,895 15,061 23,212 38,2732037 6,270 1,541 7,811 8,056 14,112 22,168 1,335 8,960 10,295 15,661 24,612 40,2732038 6,570 1,541 8,111 8,356 14,612 22,968 1,335 9,360 10,695 16,261 25,512 41,773

CENTRO

HIDRAULICA TERMICA

TOTAL SEIN

HIDRAULICA TERMICA TOTAL TOTAL AÑO

HIDRAULICA TERMICA TOTAL

NORTE

TOTAL TERMICA

SUR

HIDRAULICA


Proyección del consumo de GN en el Sur en el Mercado Eléctrico

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

(MMPCD)

Proyección de Consumo de Gas Natural en el SurGenerador Eléctrico

Media Max Mìn


Proyección total de la demanda

Capacidad total en cifras nominales: 6 250 728 MMPC

NO GGEE GGEE TOTAL NO GGEE GGEE TOTAL

2013 0 0 0 0 0 0 0 02014 113 200 330 120478 95 140 252 921092015 117 233 378 138047 99 163 286 1045532016 121 235 426 155615 102 165 321 1169972017 125 291 430 157075 105 204 324 1181652018 129 293 523 190753 108 205 389 1418852019 139 308 533 194403 116 216 397 1448052020 144 348 582 212336 120 244 432 1575412021 150 372 632 230635 125 260 467 1705692022 155 399 637 232460 129 279 471 1720292023 161 446 683 249314 134 312 504 1840462024 166 490 688 251139 138 343 508 1855062025 170 542 692 252599 141 379 511 1866742026 177 584 739 269818 147 409 545 1989832027 182 625 744 271643 151 438 549 2004432028 187 662 749 273468 155 463 553 2019032029 187 663 790 288177 155 464 581 2122042030 187 663 790 288177 155 464 581 2122042031 187 663 830 302841 155 464 610 2224692032 187 663 850 310250 155 464 624 2276552033 187 663 850 310250 155 464 624 2276552034 187 663 850 310250 155 464 624 2276552035 187 663 850 310250 155 464 624 2276552036 187 663 850 310250 155 464 624 2276552037 187 663 850 310250 155 464 624 2276552038 187 663 850 310250 155 464 624 227655

Demanda de Capacidad Demanda de Volumen (Consumo)

Año Capacidades Reservadas TOTAL ANUAL

Consumo Diario (MMPCD) TOTAL ANUAL

4% mayor que Kuntur


Evolución de la Capacidad estimada

Factor de Utilización Promedio: 65%

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037

Cap

acid

ades

con

trata

das

(MM

PCD)

Año

Capacidades Contratadas (MMPCD) Osinergmin vs Kuntur

OSINERGMIN NO GGEE

OSINERGMIN GGEE

OSINERGMIN TOTAL

KUNTUR NO GGEE

KUNTUR GGEE

KUNTUR NO GGEE


Volumen de GN requerido por el proyecto

050100150200250300350400450500550600650700750800850900

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Capa

cida

des

Cont

rata

das

(MM

PCD)

Año de operación

CAPACIDADES CONTRATADAS TOTALES ‐OSINERGMIN

4,48 TCF

Ducto lleno al año 2028

050100150200250300350400450500550600650700750800850900

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Capa

cida

des

Cont

rata

das

(MM

PCD)

Año de operación

CAPACIDADES CONTRATADAS TOTALES ‐ KUNTUR

4,43 TCF

Ducto lleno al año 2032

41

Estimación del Costo del Servicio


Conformación del Costo del Servicio


CAPEX•Costos Unitarios

•Costos unitarios de tuberías

•Costos Unitarios de compresores

•Costos unitarios de otros componentes

•Capital de Inversión Inicial•Capital de Inversión de Nuevas Instalaciones

OPEX•Operacionales

• Servicios de operación y mantenimiento

• Seguros

• Servicio de consultoría profesional

•Administrativos

• Consultoría profesional

• Costos laborales

• Asesoría legal• Impuestos a las transacciones

financieras

CAPEX – Costos de Inversión - Tuberías


Costos CIF de Importación de Tuberias de Acero - TGP y PERU LNG2002 - 2008

500

700

900

1 100

1 300

1 500

1 700

1 900

mar-02

may-02

jul-02

dic-02

ene-03

may-03

dic-07

feb-08

mar-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

ago-08

set-08

oct-08

(US$/Ton)

CIF (US$/Ton)

• Evaluación de los precios CIF de las tuberías importadas por TGP y PerúLNG


Evolución de Costos CIF de Tuberías

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

ene-

03

abr-0

3

jul-0

3

oct-0

3

ene-

04

abr-0

4

jul-0

4

oct-0

4

ene-

05

abr-0

5

jul-0

5

oct-0

5

ene-

06

abr-0

6

jul-0

6

oct-0

6

ene-

07

abr-0

7

jul-0

7

oct-0

7

ene-

08

abr-0

8

jul-0

8

oct-0

8

US$

/ To

n

Indice Material Indice Tubo Importaciones

CAPEX – Costos de Inversión - TuberíasOSINERGMIN

FOB 1,268Flete 179Seguro 2CIF 1,449Advalorem 0Imp. Municipal 29

Total 1,478

Componente


Nominal Normalizado OSINERGMIN3'' 3.5'' 16.664'' 4.5'' 23.736'' 6.625'' 41.738'' 8.625'' 62.8010'' 10.75'' 89.0412'' 12.75'' 109.0114'' 14'' 120.0216'' 16'' 137.6418'' 18'' 155.2620'' 20'' 229.0422'' 22'' 252.5324'' 24'' 343.1926'' 26'' 372.5528'' 28'' 401.9230'' 30'' 431.2832'' 32'' 506.0634'' 34'' 538.3836'' 36'' 621.04

Diámetro (pulg)

CAPEX – Costos de Inversión - Tuberías


Capacidad Instalada 72,000 HPCosto Total 150 MMUS$Costo Unitario 2,083 US$/HP

Estación de compresión de Chiquintirca ‐TGP

CAPEX – Costos de Inversión – Estaciones de Compresión

Benchmarking con compresores de TGP


CAPEX – Costos de Inversión – Inversión Inicial

Materiales para InstalaciónTubería API 5L X70 360,2 462,8Otros (Trampas de raspadores, Válvulas, etc.) 10,8 15,0

Sub Total 371,0 477,9 29%ConstrucciónInstalación de tubería de acero 862,1 507,1Compensación por diferencia de Longitud 30,8Otros costos de construcción 303,9

Sub Total 892,9 810,9 ‐9%Sub Total Construcción de Ductos 1.263,9 1.288,8 2%Estación de Compresión InicialMateriales para Instalación 32,5 32,3Construcción 48,8 45,7

Sub Total Estación de Compresión 81,3 78,0 ‐4%Costos Indirectos Activos fijos no productivos (AFNP) 37,9 68,3Otros (Costos de desarrollo, Line Pack y otros) 28,0 143,0Sub Total Costos Indirectos 65,9 211,4 221%Total Capital de Inversión Inicial 1.411,0 1.578,2 12%

Descripción KUNTUR

CAPITAL DE INVERSION INICIAL (MMUS$)

OSINERGMIN %


CAPEX – Costos de Inversión – Nuevas Instalaciones

Estación de Compresión 2017 2025 Total

EC1 12.50 12.50 25.00EC2 18.75 25.00 43.75EC3 25.00 18.75 43.75EC4 43.75 43.75Total OSINERGMIN (MM US$) 56.25 100.00 156.25Total KUNTUR (MM US$) 54.00 96.00 150.00Diferencia (%) ‐4% ‐4% ‐4%

Nuevas Inversiones en Compresión (MM US$)


CAPEX – Costos de Inversión Total

Capital de Inversión Inicial Contrucción de ductos 1.263,9 1.288,8Estaciones de compresión 81,3 78,0Costos Indirectos 65,9 211,4

Sub Total 1.411,0 1.578,2 12%Capital de Nuevas Inversiones Nuevas inversiones en compresión 156,3 150,0

Sub Total 156,3 150,0 ‐4%

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$) 1.567,3 1.728,2 10%

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)

Descripción OSINERGMIN KUNTUR %


CAPEX – Costos de Inversión Total

1,5671,728

1,598

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

OSINERGMIN KUNTUR QUANTUM

CAPITAL DE INVERSION TOTAL(MM US$)

Capital de Inversión Inicial Capital de Nuevas Inversiones CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)


OPEX – Costos de Explotación

• Costos de operación y mantenimiento

• Administración

• Comercialización

Se consideró como referencia a TGP



CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008COSTO DEL SERVICIO 19,217 74,239 94,840 102,957 109,388 Servicios de operación y mantenimiento 5,012 32,138 45,461 50,475 54,135 Depreciación 10,357 26,246 28,473 35,099 40,581 Servicios de comprensión 1,570 2,319 2,346 3,319 3,718 Contribuciones al organismo regulador 1,098 1,870 1,847 1,917 1,795 Seguros 760 1,749 2,009 2,349 2,170 Provisiones por litigios, sanciones e imprevistos de operación 8,055 7,731 2,785 2,357 Servicio de consultoría profesional 649 5,301 4,564 1,346 Otros 420 1,212 1,672 2,449 3,286

CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008GASTOS DE ADMINISTRACION 20,330 10,551 13,080 11,249 11,648 Consultoría profesional 6,300 2,624 5,371 3,765 2,601 Costos laborales 2,045 1,635 2,000 2,108 2,623 Asesoría legal 6,428 983 982 871 810 Impuestos a las transacciones financieras 950 552 520 571 470 Depreciación 439 222 177 187 352 Donaciones y acciones comunitarias 785 1,433 606 1,011 3,289 Otros 3,383 3,102 3,424 2,736 1,503

Costos de Operación y Mantenimiento y Comercialización de TGP

Costos de Administración de TGP



CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008Costo Total OyM de TGP 21.5 40.3 61.6 64.7 64.2 Servicios de operación y mantenimiento 5.0 32.1 45.5 50.5 54.1 Otros Costos OyM 16.5 8.2 16.2 14.2 10.0Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Costo Total OyM del Sistema de Transporte de Liquidos 6.7 12.5 19.1 20.1 19.9 Servicios de operación y mantenimiento 1.6 10.0 14.1 15.6 16.8 Otros Costos OyM 5.1 2.5 5.0 4.4 3.1

Costos eficientes de TGP reconocidos por Osinergmin

• 70% Sistema de Transporte de Gas Natural

• 30% Sistema de Transporte de Líquidos


OPEX – Costos de Explotación - Resultados CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Longitud del Gasoducto de TGP (KM) 730.0 730.0 730.0 730.0 730.0Longitud del Gasoducto de KUNTUR (KM) 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4Factor de Reajuste 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5Costos Total OyM Reajustado par KUNTUR 16.5 38.4 57.4 61.2 62.0 Servicios de operación y mantenimiento 5.1 32.7 46.3 51.4 55.1 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Promedio 2005 ‐ 2008 54.7

• Costos de Explotación ascienden a 3,88% de la Inversión

• Kuntur (4,1%)

• Consultor Quantum propuso US$ 54,02 Millones


Inversión y OyM

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

‐5 ‐4 ‐3 ‐2 ‐1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Inversión y O&M (millón US$)

Inversión O&M

56

Determinación de la Tasa de Actualización


Premisas• El Reglamento fija una tasa de 12% y se aplica a toda la industria.• OSINERGMIN puede modificar la tasa si así lo considera, teniendo en

cuenta:• La tasa se aplica al régimen futuro.• La estimación de la tasa parte por analizar la información histórica para proyectar

como será el futuro.• La tasa definida en el Reglamento de Transporte es aquella que se ajusta a la

Metodología WACC• El WACC sólo incluye riesgos sistemáticos (de la industria).• Los riesgos específicos de la industria deben ser cubiertos por la gestión de las

empresa (impredictibilidad de la demanda, aseguramiento de reservas, competitividad del precio final del gas natural, y otras previsiones)

• El inversionista analiza los riesgos específicos del proyecto en su estudio de factibilidad técnico – económica antes de solicitar la concesión.


Premisas• Resolución dejada sin efecto consideró:

• Kuntur solicitó elevar la tasa de 12% a 15,8%• Osinergmin revisó los cálculos efectuados y

modificó algunos parámetros en la estimación del WACC.

• Se uso un porcentaje de Deuda y Capital del 40% y 60%.

• Se quitaron riesgos específicos.• Se uso lo recomendado por Quantum.• No se tuvo en cuenta el “grado de inversión” del

país.

• Definió un Periodo de Regulación Inicial de 1 año con el objeto de revisar todos los factores (inversión, demanda y tasa).

• Nuestra área legal recomendó no incluir Factores de Ajuste por demanda, inversión y Tasa de Actualización.

• Proyecto de Resolución• OSINERGMIN revisó los cálculos realizados

anteriormente y consideró los criterios utilizados en los estudios de revisión de la tasa del sector eléctrico.

• Los nuevos cálculos consideraron:• Se utilizará un nuevo Periodo de Regulación Inicial de

8 años.• Se utilizará un porcentaje de Deuda y Capital del 60%

y 40% que normalmente usa la industria.• Se quitaron riesgos específicos y factores “ad-hoc”.• Se tuvo en cuenta el “grado de inversión” obtenido por

el país recientemente.• Se observo que los factores relevantes de riesgo país y

tasa de préstamos tienen tendencia decrecientes.• Sólo se recogió el riesgo sistemático, no los riesgos

específicos (demanda, reservas).• El programa de amortización es directamente

proporcional a la demanda.



Tasa de ActualizaciónSe utiliza el WACC (Costo Promedio Ponderado del Capital) después de impuestos

WACC = rd x D/(D+E) x (1-T) + re x E/(D+E)

Para determinar el Costo de Capital (re) se utiliza el CAPM (Capital Asset Pricing Model) – Definido en el Reglamento

rd = Costo o Tasa de la Deudare = Costo o Tasa del Capital Propio (Equity)D = Monto de la DeudaE = Monto del Capital Propio (Equity)T = Impuesto


re = rf + B x (rm – rf) + rp + rt

Costo del Capital PropioCapital Asset Pricing Model (CAPM)

re = Costo del Capital Propiorp = Riesgo PaísB = Factor que relaciona la componente de riesgo no

diversificable Act/Merc.rf = Tasa libre de riesgorm - rf = Riesgo de mercadort= Riesgo por tamaño


Costo del Capital Propiorf: Se ha adoptado el rendimiento

de Bonos del Tesoro de los EE.UU a 30 años.

rp: Se ha adoptado el valor del Índice de Bonos de Mercados Emergentes (EMBIG) calculado por J.P. Morgan.

Periodo Ene-1999 a Dic-2009.

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

Feb‐89 Nov‐89 Sep‐90 Jul‐91 May‐92Mar‐93 Ene‐94 Nov‐94 Ago‐95 Jun‐96 Abr‐97 Feb‐98 Dic‐98 Oct‐99 Ago‐00May‐01Mar‐02 Ene‐03Nov‐03 Sep‐04 Jul‐05 May‐06Feb‐07 Dic‐07 Oct‐08 Ago‐09

Información histórica de la Tasa de Riesgo País (EMBIG) y la Tasa Libre de Riesgo

Treasury 30

EMBIG Perú

Libor 1 año

Lineal (Treasury 30)

Lineal (EMBIG Perú)

Factor Osinergmin Kuntur Res. 194Rf 5.0% 6,3% 5,4%Rp 3,9% 3,4% 3,7%

(Rm - Rf) 5,6% 5,9% 5,6%


Costo del Capital PropioBeta: Industria de distribución de gas natural de Estados Unidos de Norteamérica (USA).

Información de Damodaran.Beta del equity, luego se debe realizar un ajuste para calcular el Beta del activo en el Perú.

rt: Prima por tamaño. Toma el beta de las empresas americanas y la prima de riesgode mercado de USA, el reporte incluye a las 500 empresas más grandes de USA.

Beta activo = Beta equity / (1+D*(1 - tc)/E)

Donde:

Beta activo = Beta del activoBeta equity = Beta del equityD = DeudaE = Equity (Activos)Tc = Tasa imponible

BETA: 1,51

Rt: 1,8%

EstructuraDeuda / Capital

60% / 40%


Revisión de la estructura Deuda / Capital de TGPPASIVO Y PATRIMONIO 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008

Pasivos

Pasivo Corriente 93.825 52.577 43.554 53.352 56.263 95.646

Pasivo no Corriente 500.142 658.161 661.566 665.392 751.411 796.617

Total Pasivos 593.967 710.738 705.120 718.744 807.674 892.263

%D - sobre Total Inversión 74% 79% 77% 77% 78% 79%

Patrimonio Neto

Capital 208.300 208.300 208.300 208.300 208.300 208.300

Resultado por Traducción 1.638 1.638 1.638 1.638 1.638 1.638

Reserva Legal 586 1.033 1.807

Resultados Acumulados -12 -18.101 5.857 9.738 17.028 31.897

Total Patrimonio Neto 209.926 191.837 215.795 220.262 227.999 243.642

%E - sobre Total Inversión 26% 21% 23% 23% 22% 21%

Total Pasivo y Patrimonio Neto 803.892 902.575 920.916 939.006 1.035.673 1.135.905

Fuente: EE.FF TGP

80%

20%


Costo del Capital PropioConcepto Osinergmin

E = 60%QuantumE = 60%

KunturE = 60%

OsinergminE = 50%

QuantumE = 50%

KunturE = 50%

OsinergminE = 40%

QuantumE = 40%

KunturE = 40%

OsinergminE = 30%

QuantumE = 30%

KunturE = 30%

OsinergminE = 20%

QuantumE = 20%

KunturE = 20%

Prima de Riesgo País (1) 3.9% 3.7% 3.4% 3.9% 3.7% 3.4% 3.9% 3.7% 3.4% 3.9% 3.7% 3.4% 3.9% 3.7% 3.4%

Tasa Libre de Riesgo (2) 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3%

Prima de Riesgo de mercado (EE.UU.) (3) 5.6% 5.6% 5.9% 5.6% 5.6% 5.9% 5.6% 5.6% 5.9% 5.6% 5.6% 5.9% 5.6% 5.6% 5.9%

Coeficiente BETA activos (EE.UU.) (4) 0.53 0.74 0.80 0.53 0.74 0.80 0.74 0.74 0.80 0.53 0.74 0.80 0.53 0.74 0.80Equity Empresa 60.0% 60.0% 60.0% 50.0% 50.0% 50.0% 40.0% 40.0% 40.0% 30.0% 30.0% 30.0% 20.0% 20.0% 20.0%Deuda Empresa 40.0% 40.0% 40.0% 50.0% 50.0% 50.0% 60.0% 60.0% 60.0% 70.0% 70.0% 70.0% 80.0% 80.0% 80.0%Tasa impositiva (Promedio simple) 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0% 30.0%

Coeficiente BETA empresas transporte del Perú 0.77 1.08 1.17 0.90 1.26 1.36 1.51 1.51 1.64 1.39 1.94 2.10 2.00 2.81 3.04

Prima por Tamaño 1.8% 1.8% 1.1% 1.8% 1.8% 1.1% 1.8% 1.8% 1.1% 1.8% 1.8% 1.1% 1.8% 1.8% 1.1%Prima por riesgo Devaluatorio 0.0% 0.0% 0.9% 0.0% 0.0% 0.9% 0.0% 0.0% 0.9% 0.0% 0.0% 0.9% 0.0% 0.0% 0.9%Prima por Riesgo Comercial 0.0% 0.0% 1.5% 0.0% 0.0% 1.5% 0.0% 0.0% 1.5% 0.0% 0.0% 1.5% 0.0% 0.0% 1.5%Prima por Riesgo Regulatorio 0.0% 0.0% 1.0% 0.0% 0.0% 1.0% 0.0% 0.0% 1.0% 0.0% 0.0% 1.0% 0.0% 0.0% 1.0%Prima por riesgo de Liquidez 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 0.0% 0.5%

Costo del Equity 15.0% 17.1% 21.6% 15.7% 18.1% 22.7% 19.2% 19.5% 24.4% 18.5% 21.9% 27.1% 21.9% 26.8% 32.6%

Regulaciones en otros países:Chile: Tarifas que no generen más del 5% sobre el costo de capital propio, establecido

como mínimo en 6%. (Art. 32° Ley de Servicio de Gas, Decreto Nº 323 Ministerio de Minería)


Costo de la DeudaCosto de deuda propuesto por Kuntur 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2% 10.2%

Prima de Riesgo Pais ( Bono 30 años) 3.9% 3.7% 3.4% 3.9% 3.7% 3.4% 3.9% 3.7% 3.4% 3.9% 3.7% 3.4% 3.9% 3.7% 3.4%Tasa Libre de Riesgo 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3%SS - Premio de Riesgo de crédito (Calificación BB-) 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5% 5.5%Costo de deuda propuesto por Quantum 14.4% 14.7% 15.2% 14.4% 14.7% 15.2% 14.4% 14.7% 15.2% 14.4% 14.7% 15.2% 14.4% 14.7% 15.2%

Tasa Libre de Riesgo 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3% 5.0% 5.4% 6.3%Spread Calificación BB = 4% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0%Costo de deuda con calificación de riesgo BB (6) 9.0% 9.4% 10.3% 9.0% 9.4% 10.3% 9.0% 9.4% 10.3% 9.0% 9.4% 10.3% 9.0% 9.4% 10.3%

3%Tasa LIBOR 1 Año Promedio (5) 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8% 3.8%Premio por riesgo de 3% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0%Costo de deuda LIBOR + 3% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8%




Tasa de ActualizaciónCaso de estimación Osinergmin

E = 60%QuantumE = 60%

KunturE = 60%

OsinergminE = 50%

QuantumE = 50%

KunturE = 50%

OsinergminE = 40%

QuantumE = 40%

KunturE = 40%

OsinergminE = 30%

QuantumE = 30%

KunturE = 30%

OsinergminE = 20%

QuantumE = 20%

KunturE = 20%

Deuda @ Kuntur 11.9% 13.1% 15.8% 11.4% 12.6% 14.9% 12.0% 12.1% 14.0% 10.5% 11.6% 13.1% 10.1% 11.1% 12.2%Deuda @ Quantum 13.0% 14.4% 17.2% 12.9% 14.2% 16.7% 13.7% 14.0% 16.1% 12.6% 13.8% 15.6% 12.4% 13.6% 15.0%Deuda @ calificación BB 11.5% 12.9% 15.9% 11.0% 12.3% 15.0% 11.4% 11.8% 14.1% 9.9% 11.2% 13.2% 9.4% 10.7% 12.3%Deuda @ LIBOR +3% 10.9% 12.1% 14.9% 10.2% 11.4% 13.7% 10.5% 10.7% 12.6% 8.9% 9.9% 11.5% 8.2% 9.2% 10.3%Deuda @ LIBOR +4% 11.2% 12.4% 15.1% 10.6% 11.7% 14.1% 10.9% 11.1% 13.0% 9.3% 10.4% 11.9% 8.7% 9.7% 10.9%Deuda @ LIBOR +5% 11.5% 12.7% 15.4% 10.9% 12.1% 14.4% 11.4% 11.5% 13.4% 9.8% 10.9% 12.4% 9.3% 10.3% 11.4%

Caso de estimación OsinergminE = 60%

QuantumE = 60%

KunturE = 60%

OsinergminE = 50%

QuantumE = 50%

KunturE = 50%

OsinergminE = 40%

QuantumE = 40%

KunturE = 40%

OsinergminE = 30%

QuantumE = 30%

KunturE = 30%

OsinergminE = 20%

QuantumE = 20%

KunturE = 20%

Máximo 13.0% 14.4% 17.2% 12.9% 14.2% 16.7% 13.7% 14.0% 16.1% 12.6% 13.8% 15.6% 12.4% 13.6% 15.0%Mínimo 10.9% 12.1% 14.9% 10.2% 11.4% 13.7% 10.5% 10.7% 12.6% 8.9% 9.9% 11.5% 8.2% 9.2% 10.3%Media 11.5% 12.8% 15.6% 11.0% 12.2% 14.7% 11.4% 11.6% 13.7% 9.9% 11.0% 12.8% 9.4% 10.5% 11.8%Desviación estandar 0.7% 0.8% 0.8% 0.9% 1.0% 1.0% 1.1% 1.2% 1.2% 1.3% 1.4% 1.5% 1.5% 1.6% 1.7%


Tasas de ActualizaciónFuente: Ministerio de Energía y Minas de

Colombia

Argentina


Tasa de Actualización

De los resultados obtenidos se

concluye que no hay razones de

fuerza que ameriten modificar

la tasa de actualización definida en el

Reglamento (12%)12%


Comparación de la estimación del WACCParámetro Kuntur Osinergmin

Costo Equity 21.6% 19.2%16.6% 17.4%

Prima por Tamaño 1.1% 1.8%Prima por riesgo Devaluatorio 0.9% 0.0%

Prima por Riesgo Comercial 1.5% 0.0%Prima por Riesgo Regulatorio 1.0% 0.0%Prima por riesgo de Liquidez 0.5% 0.0%

Total de Primas 5.0% 1.8%Costo de Deuda 10.2% 10.2%

Estructura Deuda / CapitalDeuda 40.0% 60.0%Capital 60.0% 40.0%

WACC 15.8% 12.0%

Rf + B x (Rm - Rf) + Rp

70

Determinación de las Tarifas Básicas


71

Esquemas Tarifarios en el Perú• Bajo Riesgo:

– Garantía en la Recuperación de Inversiones

– Reconocimiento de Baja Tasa de Retorno del Capital

– No hay preocupación por Gas Transportado (ni la Reservas a Utilizar)

– Normativa: Ley 27133 DS 040-99-EM

• Hay GRP• Hay Garantía de Capacidad al

Estado (hay retorno de inversiones)• El Costo y la Tarifa son producto de

una Licitación.

• Alto Riesgo:– No hay Garantía en la Recuperación

de Inversiones.– Se reconoce una Alta Tasa de

Retorno del Capital.– El Transportista se preocupa por el

Gas Transportado y por la ubicación de las Reservas Probadas.

– Normativa: DS 041-99-EM DS 081-2007-EM

• No hay GRP• El Inversionista define el tamaño del

Proyecto.• El Costo y la Tarifa es definida por el

Regulador.



Fijación de las Tarifas Básicas

TB = Costo del Servicio (CS)Demanda Actualizada

CS = OyM + Depreciación + Rentabilidad (Capital) + IR

Tasa de Regulación: 1% de las ventasTasa por mermas: 1% de las ventas


Fijación de las Tarifas Básicas

• Tiempo de vida esperado del proyecto: 25 años

• Depreciación: En el periodo del proyecto

• Tasa de Impuesto a la Renta: 30%

• Costo de O&M fijo: 3.88% de la inversión

• Tasa de actualización: 12% desagregado en 19,2% de Equity y 10,2% de

deuda.

• Porcentaje de deuda 60% y Capital propio 40%

• Análisis de Rentabilidad = Flujo de Caja Libre (free cash flow)


Fijación de las Tarifas BásicasInversión Inicial Año real Año Operación % Inversión Millón US$Año Operación 0 2008 -5 0.1% 0.8

Compresión 81.3 2009 -4 2.5% 35.2Gasoductos 1263.9 2010 -3 23.1% 325.7

Otros 63.2 2011 -2 22.5% 317.0Line Pack 2.7 2012 -1 23.8% 334.5

Total sin Line Pack 1,408.3 2013 0 28.1% 397.8Total con Line Pack 1,411.0 2014 1 0% 0.0

Total 1411.0

Primera Ampliación Año real Año Operación % Inversión Millón US$Año Operación 4 2014 1 0% 0.0

Compresión 56.3 2015 2 10% 5.6Gasoductos 0.0 2016 3 40% 22.5

Otros 0.0 2017 4 50% 28.1Total sin Line Pack 56.3 2018 5 0% 0.0

Total 56.3

Segunda Ampliación Año real Año Operación % Inversión Millón US$Año Operación 12 2022 9 0% 0.0

Compresión 100.0 2023 10 10% 10.0Gasoductos 0.0 2024 11 40% 40.0

Otros 0.0 2025 12 50% 50.0Total sin Line Pack 100.0 2026 13 0% 0.0

Total 100.0

Inversiones y Programa de Desembolsos

Millón US$

Millón US$

Millón US$

Resultados


TB = =

Concepto Millones

Inversión (*) 1.332

Impuesto a la Renta 484

O&M 371

Costo Total 2.187

Ingreso Total 2.187

Demanda Actualizada (8 años) = 873 572 Millón PC

2,50 US$ / Mil PC

Periodo de Regulación: 8 años

Resultados


Tarifa Básica por Capacidad o Firme = 2,50 US$ / Mil PC

Tarifas Básicas Interrumpibles:

Tarifa Interrumpible = TB Firme Factor de Carga

Generadores Eléctricos: Factor de Carga 70%Otros Consumidores: Factor de Carga 80%

Tarifa Básica Interrumpible Otros = 3,13 US$ / Mil PC

Tarifa Básica Interrumpible GE = 3,58 US$ / Mil PC


Resultados: Kuntur – Osinergmin y Proinversión

Concepto Unidades Kuntur Osinergmin Proinversión

City Gates

Quillabamba, Urcos, Juliaca, Arequipa,

Matarani, Moquegua, Tacna e Ilo

Quillabamba, Urcos, Juliaca, Arequipa,

Matarani, Moquegua, Tacna e Ilo

Quillabamba, Cusco, Juliaca, Puno, Arequipa, Mollendo, Moquegua, Ilo,

y TacnaLongitud km 1076 1076 1047Diámetro promedio Pulgadas 23.7 23.7 23.4Capacidad MMPCD 850 850 400Inversión Millones US$ 1728 1567 2565

US$ / PCD 2.0 1.8 6.4US$ / Pulg‐m 67.8 61.4 104.7

Costo del acero US$ / TM 1410 1478 1800Factor de utilización % 69% 60% 95%Tasa de Actualización % 15.8% 12.0% 12.0%Periodo de regulación años 25 8 25Tarifa US$ / Mil PC 2.96 2.5 2.09

Ratio de inversión


Análisis de metodologías

Inversión O&M Impuesto a la Renta

Pago de la Deuda

Ingresos por Deuda

Costo Total Demanda Tarifa

Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón pc US$ / KPC

Flujo de Caja Libre WACCdi 12.0% 1,332 371 484 2,187 873,572 2.50

Flujo de Caja del Equity Tasa Equity 19.2% 1,769 301 183 665 -1,246 1,672 692,528 2.41

Flujo de Caja del Capital Tasa Media 13.8% 1,450 351 243 2,044 820,637 2.49

Anualidades de Inversión WACCdi 12.0% 1,143 371 1,514 873,572 1.73

Anualidades de Inversión WACCai 17.1% 1,452 318 1,771 738,102 2.40

Nota: Los valores mostrados son Valores Presentes calculados a la Tasa de Actualización del Método.Para el Flujo de Caja Libre el Impuesto a la Renta se calcula sin el efecto del pago de la Deuda.El Método de Anualidades de Inversión se aplica en el sector eléctrico y en la distribución del Gas Natural.

Tasa de ActualizaciónMétodos de Valuación

Tarifa en función del Método de Valuación de la EmpresaDatos del Proyecto Kuntur


Análisis de metodologías

2.50

2.41

2.49

1.73

2.40

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0

Flujo de Caja Libre

Flujo de Caja del Equity

Flujo de Caja del Capital

Anualidades de Inversión (di)

Anualidades de Inversión (ai)

Tarifa según Método de Valuación (US$ / KPC)

Notas Finales de la Fijación de Tarifas


• Las tarifas propuestas son PRELIMINARES.• La aplicación de factores de ajuste a la demanda, inversión, tasa de

actualización, dentro del periodo de regulación no están permitidos de acuerdo a la interpretación legal del Reglamento.

• Las inversiones a ser amortizadas en el Periodo de regulación establecido de 8 años representan el 22,1% del total invertido en dicho periodo.

• La Tasa de Actualización es la señalada en el Reglamento y su estimación se ajusta al modelo de evaluación de la rentabilidad (flujo de caja libre).

• El concesionario debe haber efectuado su estudio de pre-factibilidad antes de firmar el contrato de concesión, que incluye una fianza considerable, y antes de solicitar la Tarifa.

• OSINERGMIN no ha cambiado en nada las condiciones básicas prevalecientes a la firma del Contrato de Concesión de Kuntur.

Cronograma de Fijación de Tarifas - Kuntur

81Febrero 2010 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur

Observaciones al Proyecto de Resolución


Osinergmin•Av. Canadá 1460 San Borja – GART (Lima)

•Av. Bernardo Monteagudo 222 Magdalena del Mar (Lima)

•FAX: 01 – 224-0491 (Lima)

•Correo electrónico: [email protected] Asunto: Tarifa Gasoducto

Andino del Sur

•Cualquiera de las Oficinas Regionales de Osinergmin

Fecha y Hora Límite: Viernes 12 de febrero a las 06:00 pm


Muchas Gracias

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