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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N° 015-2004-OS/CD

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

* AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA ( 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe OSINERG-GART/DGN N° 015-2004

Tarifas Finales para las “Otras Redes” de Distribución de Gas

Natural de Lima y Callao . Periodo Agosto 2004 – Julio 2008

Lima, 20 de mayo de 2004

Informe OSINERG-GART/DGN N° 015-2004 Página 2 de 96

Indice General

1. RESUMEN EJECUTIVO. ...................................................................................... 6 1.1 ANTECEDENTES.- ....................................................................................................................................... 6 1.2 CATEGORÍAS DE CONSUMIDORES............................................................................................................ 7 1.3 MECANISMO DE CÁLCULO TARIFARIO.-.................................................................................................. 7

1.3.1 Principales diferencias con la propuesta tarifaria de GNLC.- ......................................................... 8 1.3.2 Evaluación de la Demanda.- .................................................................................................................. 9 1.3.3 Criterios de asignación de costos.-.......................................................................................................10 1.3.4 Análisis de las inversiones de las Otras Redes .- ...............................................................................11 1.3.5 Análisis de los Costos de O&M de las Otras Redes .- .....................................................................12

1.4 TARIFA DE DISTRIBUCIÓN.-.................................................................................................................... 12 1.4.1 Cálculo del Costo Medio .- ....................................................................................................................12 1.4.2 Determinación de precios finales al Consumidor.- ...........................................................................12 1.4.3 Resultados Tarifarios.- ...........................................................................................................................14

1.5 COMPARACIÓN TARIFARIA..................................................................................................................... 15 1.6 COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL ................................................................................................... 16

2. OBJETIVO............................................................................................................. 17

3. MARCO LEGAL Y ANTECEDENTES ............................................................. 18

4. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA ................................................... 19 4.1 PRINCIPALES OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DE GNLC............................................................. 20 4.2 ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES................................................................................................ 21 4.3 PREPUBLICACIÓN DE LA FIJACIÓN TARIFARIA .................................................................................... 21 4.4 OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA PREPUBLICACIÓN......................................................... 22 4.5 ANÁLISIS DEL OSINERG RESPECTO A LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS DE LA EMPRESA A LA PREPUBLICACIÓN .................................................................................................................................................... 25

5. MODELO TARIFARIO....................................................................................... 27

5.1 CRITERIO Y METODOLOGÍA GENERAL DEL REGLAMENTO................................................................ 27 5.2 CRITERIOS ADICIONALES AL REGLAMENTO......................................................................................... 28 5.3 METODOLOGÍA DE COMPETITIVIDAD.................................................................................................... 30

5.3.1 Resultados.................................................................................................................................................34

6. CRITERIOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS .................................................... 36 6.1 DEMANDA MEDIA POR CATEGORÍA....................................................................................................... 36 6.2 CRITERIOS DE ASIGNACIÓN DE COSTOS ENTRE RED PRINCIPAL Y OTRAS REDES ......................... 41 6.3 INVERSIONES DE ACTIVO FIJO DE LAS OTRAS REDES........................................................................ 43

6.3.1 Redes de acero -.......................................................................................................................................44 6.3.2 Redes de Polietileno .- ............................................................................................................................46 6.3.3 Estaciones de Regulación......................................................................................................................47 6.3.4 Total costos de inversión de activo fijo de las Otras Redes .............................................................48 6.3.5 Inversiones Fijas No productivas y Capital de Trabajo ...................................................................49 6.3.6 Inversiones Totales de Otras Redes......................................................................................................50

6.4 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (O&M) ............................................................................................ 51 6.4.1 Costos de O&M de Distribución...........................................................................................................51 6.4.2 Costos de O&M de Comercialización..................................................................................................51 6.4.3 Costos de O&M de Administración......................................................................................................52 6.4.4 Otros Costos de O&M.............................................................................................................................52


6.4.5 Costos Total de O&M.............................................................................................................................53 6.4.6 Costos Total de O&M de Otras Redes.................................................................................................53

6.5 COSTO DE ACOMETIDA........................................................................................................................... 54 6.5.1 Costo de Acometida Residencial...........................................................................................................55 6.5.2 Costo de Acometida Comercial.............................................................................................................55

6.6 PARTICIPACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS NACIONALES E IMPORT ADOS............................................ 56

7. RESULTADOS DEL CÁLCULO TARIFARIO ................................................ 58

7.1 CATEGORÍAS DE CONSUMIDORES.......................................................................................................... 58 7.2 MARGEN DE DISTRIBUCIÓN.................................................................................................................... 58

7.2.1 Costos de Inversión.................................................................................................................................58 7.2.2 Cálculo del Margen de Distribución....................................................................................................59

7.3 MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN......................................................................................................... 59 7.4 TOPES MÁXIMOS DE LAS ACOMETIDAS................................................................................................ 60 7.5 ACTUALIZACIÓN DE LA TARIFA DE DISTRIBUCIÓN Y DEL TOPE MÁXIMO DE LA ACOMETIDA....... 61 7.6 TARIFA DE GAS NATURAL...................................................................................................................... 62

ANEXOS.-...................................................................................................................... 64

ANEXO 1: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA POR CATEGORÍAS......................................................................... 65 ANEXO 2: DETALLE DE LOS COSTOS UNITARIOS DE INVERSIÓN.................................................................... 67 ANEXO 3: PLAN ANUAL DE INVERSIONES Y DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO..................................... 84 ANEXO 4: COSTO DE ACOMETIDAS.................................................................................................................... 87

Indice de Figuras

Figura 1. 1 : Comparación de Demanda ..........................................................................8 Figura 1. 2: Comparación de Inversiones ........................................................................9 Figura 1. 3: Costos de Operación y Mantenimiento.........................................................9 Figura 1. 4: Criterio de asignación de costos de O&M..................................................11 Figura 1. 5: Precios de sustitutos ...................................................................................13 Figura 1. 6: Modelo para estimar costos medios por categoría.....................................13 Figura 1. 7: Modelo: Costos fijos y variables por categoría ...........................................14 Figura 1. 8: Competitividad del gas natural....................................................................16

Figura 4. 1: Procedimiento de Fijación tarifaria “Otras Redes” Lima y Callao ..............19

Figura 5. 1: Categoría de Consumidores .......................................................................31 Figura 5. 2: Modelo para estimar costos medios por categoría.....................................32 Figura 5. 3: Modelo Ingresos de la empresa por categorías .........................................32 Figura 5. 4: Modelo Costos fijos y variables por categoría ............................................33 Figura 5. 5: Economía de los clientes de Lima..............................................................34 Figura 5. 6: Competitividad del Gas Natural ..................................................................35 Figura 5. 7: Ahorro con el uso del Gas Natural ..............................................................35

Figura 6. 1: Demanda “Otras redes” – Participación por categorías .............................36 Figura 6. 2: Comparación de la Demanda Proyectada – Categoría A..........................37 Figura 6. 4: Comparación de la Demanda Proyectada – Categoría B ..........................38 Figura 6. 6: Comparación de la Demanda Proyectada – Categoría C..........................39 Figura 6. 8: Comparación de la Demanda Proyectada – Categoría D..........................40 Figura 6. 10: Comparación Demanda GNV ...................................................................41


Figura 6. 12: Asignación de los Costos de Operación y Mantenimiento .......................43 Figura 6. 14: Costos Unitarios – Tuberías de Acero (Media Presión) ...........................45 Figura 6. 16: Costos Unitarios – Tuberías de Acero (Baja Presión)..............................45 Figura 6. 17: Benchmarking Costos Unitarios Tubería de Acero ..................................46 Figura 6. 19: Costos Unitarios Tubería de Polietileno ...................................................47 Figura 6. 20: Benchmarking Costos Unitarios Tubería de Polietileno ...........................47 Figura 6. 22: Costos Unitarios de Estaciones de Regulación........................................48 Figura 6. 24: Participación de las Inversiones ...............................................................49 Figura 6. 25: Esquema de Acometida Residencial ........................................................54

Indice de Cuadros

Cuadro 1. 1: Categorías de Consumidores......................................................................7 Cuadro 1. 2: Demanda Actualizada................................................................................10 Cuadro 1. 3: Valor Presente de las Inversiones (millones US$) ...................................11 Cuadro 1. 4: Costos de O&M..........................................................................................12 Cuadro 1. 5 : Cuadro Tarifario Final ...............................................................................14 Cuadro 1. 6: Cuadros Tarifarios .....................................................................................15 Cuadro 1. 7: Pliego Tarifario...........................................................................................16 Cuadro 1. 8: Ahorro con el uso del Gas Natural ............................................................16

Cuadro 5. 1: Competitividad del Gas Natural en Lima...................................................34 Cuadro 5. 2: Ahorro con el uso del Gas Natural ............................................................35

Cuadro 6. 2: Comparación de demanda ........................................................................36 Cuadro 6. 4: Comparación de Demanda Residencial....................................................37 Cuadro 6. 6: Comparación de Demanda Comercial......................................................38 Cuadro 6. 8: Comparación de Demanda Industrial........................................................39 Cuadro 6. 10: Comparación Demanda Gran Industria y GNV.......................................39 Cuadro 6. 12: Comparación Demanda GNV..................................................................40 Cuadro 6. 13: Asignación de los Costos de Inversión ...................................................42 Cuadro 6. 15: Comparación de Costos Unitarios - Tuberías de Acero .........................44 Cuadro 6. 17: Costos Unitarios de Tubería de Polietileno Instalada (US$/m)..............46 Cuadro 6. 18: Costos Unitarios de de Estaciones de Regulación (US$/und) ...............48 Cuadro 6. 20: Total Costos de Inversión de Activo Fijo (millón US$)............................49 Cuadro 6. 22: Activos Fijos No Productivos y Capital de Trabajo .................................50 Cuadro 6. 23: Inversiones Totales de “Otras redes”......................................................50 Cuadro 6. 26: Ratios de Costos de O&M de Distribución..............................................51 Cuadro 6. 28: Ratios de Costos de O&M de Comercialización.....................................51 Cuadro 6. 30: Ratios de Costos de O&M de Administración.........................................52 Cuadro 6. 32: Otros Costos de O&M .............................................................................52 Cuadro 6. 33: Criterios de Costos de O&M....................................................................53 Cuadro 6. 34: Costos totales de O&M............................................................................53 Cuadro 6. 35: Costos de O&M de Otras Redes.............................................................54 Cuadro 6. 38: Topes máximos de Costos de Acometida Residencial...........................55 Cuadro 6. 42: Topes máximos de Costos de Acometida Comercial.............................55 Cuadro 6. 47: Coeficientes de participación de materiales importados y nacionales de

distribución...............................................................................................................56 Cuadro 6. 50: Coeficientes de participación de materiales importados y nacionales de

comercialización ......................................................................................................56 Cuadro 6. 52: Coeficientes de participación de materiales importados y nacionales de

Acometidas ..............................................................................................................57


Cuadro 7. 1: Rango de consumo por categoría .............................................................58 Cuadro 7. 2: VPN de las Inversiones .............................................................................59 Cuadro 7. 3: Margen de Distribución..............................................................................59 Cuadro 7. 4: Margen de Comercialización.....................................................................60 Cuadro 7. 5: Topes Máximos de Acometida en dólares ................................................60 Cuadro 7. 6: Topes Máximos de Acometida en nuevos soles.......................................61 Cuadro 7. 7: Resumen de coeficientes ..........................................................................62 Cuadro 7. 8: Estructura Tarifaria al Consumidor final ....................................................63


1. Resumen Ejecutivo. El presente informe, es el resultado del análisis y revisión de la propuesta tarifaria presentada por la Empresa Gas Natural de Lima y Callao (GNLC), Concesionario de la Distribución de Gas Natural por Ductos en Lima y Callao, a quien en adelante denominaremos “La Empresa”; el presente informe incluye el análisis de los comentarios y sugerencias presentados por la Empresa a la prepublicación del proyecto de Resolución que fija las tarifas de las “Otras Redes” del sistema de distribución de gas natural en Lima y Callao.

1.1 Antecedentes.- Como antecedentes a la presente fijación tarifaria, cabe indicar que la empresa, al amparo de la Tercera Disposición Transitoria del Reglamento de Distribución de gas natural por red de ductos, en adelante “El Reglamento”, solicitó al OSINERG la primera regulación tarifaria antes de la aplicación de la tarifa inicial1 de las denominadas “Otras Redes”. En respuesta a la solicitud de GNLC se publicó la Resolución OSINERG N° 1466-2002-OS/CD, con fecha 6 de Noviembre del 2002, que aprueba el Procedimiento para la elaboración de los Estudios Tarifarios del Concesionario de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao. Para la fijación de las Tarifas Reguladas del Concesionario, es aplicable la Resolución de OSINERG N° 001-2003-OS/CD que aprueba los “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, Anexos F ”, en adelante el “procedimiento”, aplicable a este proceso de fijación tarifaria, que se inició el 16 de Febrero del 2004, fecha en que la empresa presentó su propuesta tarifaria. Dentro del proceso para la fijación de las tarifas reguladas, OSINERG – GART, efectuó las observaciones técnicas a la propuesta de la Empresa, mediante oficio N° 067-2004-OSINERG-GART del 8 de marzo del 2004, dentro de los plazos señalados en el procedimiento.

1 El Decreto Supremo N° 053-2001-EM, de fecha 09.12.2001, mediante Artículo 9° modifica “El Reglamento”, cambiando el texto de la tercera disposición transitoria por el siguiente: “TERCERA.- Dentro de los tres (3) años contados a partir de la publicación del presente Reglamento el Concesionario previo acuerdo con la DGH podrá solicitar al OSINERG la primera regulación tarifaria antes de la aplicación de la tarifa inicial o de la culminación del plazo de vigencia señalado en el primer párrafo del Artículo 121° del Reglamento. Presentada la solicitud, el OSINERG coordinará con el Concesionario los procedimientos para la elaboración de los estudios tarifarios a que se refiere el Artículo 124°1 del Reglamento en un plazo máximo de dos (2) meses, estableciendo además, un plazo razonable para la elaboración y presentación de la propuesta tarifaria por parte del Concesionario”


El 05 de Abril del 2004, la Empresa presentó con documento JEQ/04/018, la absolución a las observaciones efectúadas. El 28 de Abril del 2004, el OSINERG llevó a cabo la prepublicación del proyecto de Resolución que fija la Tarifa Regulada y el 05 de mayo del mismo año presentó en audiencia pública, los criterios, la metodología y estudios que sustentan las tarifas prepublicadas. El 12 de Mayo del 2004, se recibió de parte de la empresa, opiniones, sugerencias e información adicional que permita analizar y mejorar los resultados de la prepublicación efectúada por el OSINERG el 28 de abril. El presente informe, presenta la evaluación y los últimos resultados tarifarios, sobre la base del estudio llevado a cabo por OSINERG; asimismo se presenta el análisis y evaluación de la propuesta tarifaria y la información adicional presentada por la empresa el 05 de abril y 12 de mayo últimos respectivamente. Cabe señalar que siguiendo con el proceso para la fijación de las tarifas reguladas, le corresponde al OSINERG – GART como siguiente paso, publicar la Resolución que fija las tarifas de las “Otras Redes” a más tardar el 26 de mayo próximo. 1.2 Categorías de Consumidores Según lo dispuesto por el artículo 107° del Reglamento los costos de distribución se asignarán a cada categoría de consumidor. Las Categorías de consumidores y sus correspondientes rangos de consumo, se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro 1. 1: Categorías de Consumidores

CategoríasRango de Consumo

(m3 / mes)

A Hasta 300

B 301 - 17 500

C 17 501 - 300 000

D Más de 300 000 1.3 Mecanismo de cálculo tarifario.- La Tarifa de Distribución de gas natural por ductos, corresponde a la relación de los costos de inversión y de operación y mantenimiento entre la demanda considerada. Particularmente en los costos se consideran la anualidad de la inversiones y los costos anuales de operación actualizados y en el caso de la demanda la correspondiente a la demanda anual actualizada al 12%, como se aprecia a continuación:


( )

( )∑

∑

+

+

+

=n

nn

n

nnn

iD

i

COyMaVNR

MD

1

1

1

1

Donde:

aVNRn Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones al año n

COyMn Costo anual de operación y mantenimiento año n Dn Demanda o consumo de los consumidores año n i Tasa de actualización n Periodo de cálculo.

Por lo tanto, lo relevante para fines del cálculo tarifario, es la evaluación de la demanda, las inversiones y los costos de operación y mantenimiento. 1.3.1 Principales diferencias con la propuesta tarifaria de GNLC.- Las principales diferencias entre los resultados tarifarios de la empresa y nuestra propuesta, se deben a diferencias en el pronóstico de la demanda, y a diferente criterios considerados para asignar costos entre la Red Principal y la Red de Baja Presión, toda vez que existen costos comunes que afectan a toda la concesión. Particularmente, las diferencias se presentan en los siguientes aspectos:

• El pronostico de la demanda, principalmente la demanda industrial y vehicular de acuerdo al estudio de OSINERG es ligeramente mayor.

Figura 1. 1 : Comparación de Demanda

Comparación de Demandas

0

10

20

30

40

50

60

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

Años

Mill

ón P

C/D

GNLC OSINERG

• Las Inversiones definidas por los niveles de costos unitarios considerados por

la empresa son significativamente mayores que lo considerado por OSINERG, como se aprecia en la siguiente figura:


Figura 1. 2: Comparación de Inversiones

Comparación de Inversiones

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

Años

Mill

ón U

S$

/ mes

GNLC OSINERG

• Los costos totales de operación y mantenimiento considerados por la empresa tienen los mismos niveles que los considerados por OSINERG, como se aprecia en la figura siguiente; sin embargo, los criterios de asignación de los costos de operación y mantenimiento ocasionan una diferencia en dichos costos de asignación, como se muestran en la sección 1.3.3, apartado 2.

Figura 1. 3: Costos de Operación y Mantenimiento

Comparación de O&M

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

Años

Mill

ón U

S$

/ mes

GNLC OSINERG

1.3.2 Evaluación de la Demanda.- Se han considerado cuatro categorías: A (Residencial), B ( Comercial), C ( Industrial menor ) y D ( Industrial Mayor). La demanda considerada para cada una de las cuatro categorías definidas tanto por GNLC como por OSINERG son las siguientes:


Cuadro 1. 2: Demanda Actualizada

DEMANDA ACTUALIZADA (millón m3)

A 175 122 44%B 68 25 173%C 402 457 -12%D 1,226 1,095 12%

Total 1,872 1,698 10%

OSINERGCategoría GNLC Diferencia

1.3.3 Criterios de asignación de costos.- 1. Asignación de los costos de Inversión.- Para fines del desarrollo de las Otras Redes, la empresa construye 4 “cluster” industriales; dichos clusters comprenden la construcción de un conjunto de redes para el suministro de gas natural a un amplio sector industrial que comprende también a los 6 clientes iniciales. En este caso, para fines de determinar los costos de inversión para la atención de los clientes iniciales, discriminarlos de las Otras Redes y asignarlos a la Red Principal, se ha efectúado el diseño de los ramales necesarios para simular el suministro exclusivo a dichos clientes iniciales y la valorización correspondiente, la que se descuenta de la valorización de los cluster a fin de determinar las inversiones de las Otras Redes. Los costos de inversión asignables a las Otras Redes resultan en 68% del costo total de las inversiones. El detalle de cálculo de tales costos de inversión se presentan en el acápite 6.4, a continuación se presenta un resumen de la valorización de tales costos:

INVERSIONES EN "OTRAS REDES" (millones US$)

DescripciónValorización

TotalCorrespondiente a Red Principal

Asignación "Otras Redes"


(%)

Clusters Industriales 4.1 1.2 2.9 71%

Av. Argentina / Av. Venezuela 1.4 0.3 1.1 80%

Av. Gambetta 0.7 0.03 0.6 96%

Av. Evitamiento / S.J.Lurigancho 0.7 0.3 0.4 53%

San Martín de Porres 1.3 0.6 0.8 57%

Estaciones de Regulación Clusters 0.3 0.2 0.1 44%

Extensiones Norte y Sur 4.2 0.0 4.2 100%

Otras Estaciones de Regulación 0.8 0.0 0.8 100%

Redes de Polietileno 45.7 0.0 45.7 100%

Total 55.0 1.4 53.7 Cabe señalar que los costos arriba indicados corresponden a valores presupuestados y cotizados a la fecha y no son valores actualizados como se presentan en el cuadro 1.2. 2. Asignación de los costos de Operación y Mantenimiento (O&M).- A fin de determinar los costos de Operación y Mantenimiento correspondientes a las “Otras Redes”, se efectúa por benchmarking el costo total de operación y mantenimiento del sistema de distribución que comprende la Red Principal y las Otras Redes. Dicho costo total obtenido por comparación considera la dimensión de las empresas de distribución de referencia y el ajuste correspondiente a la dimensión del sistema de


distribución de Lima y Callao. Para fines de determinar los costos que corresponden a las Otras Redes y a la Red Principal, se ha calculado por comparación los costos de la Red Principal simulando un gasoducto de transporte, cuyo costo de operación y mantenimiento resulta en 2% del costo de inversión involucrado. A partir de la definición de dicho costo se determina por diferencia los costos de costos de operación y mantenimiento de las Otras Redes que alcanzan el 82.6% de los costos totales.

Figura 1. 4: Criterio de asignación de costos de O&M

COyM = 38.8 Millones US$ 100%

COyM RP = 10,627 US$/Km x 85 Km x 7.91 = 7.1 Millones US$ 18%

Ratio de Empresa Transportadora de

Argentina Red Principal + ramales a clientes

iniciales

Factor

Valor Actualizado a 20 años

COyM Otras Redes = 31.7 Millones US$ 82%

En base a Benchmarking + Otros Costos Recurrentes (Pérdidas, Incobrables, OSINERG, Costos

de Desarrollo)

% de Asignación

+

=COyM = 38.8 Millones US$ 100%




iniciales

Factor




de Desarrollo)

% de Asignación

+

=

1.3.4 Análisis de las inversiones de las Otras Redes .- Para fines del cálculo tarifario, consideramos que las inversiones asignadas a las Otras Redes, de acuerdo al criterio anterior, se llevan a cabo conforme a un plan de inversiones durante el horizonte de evaluación de 20 años y se determina la anualidad de los costos de inversión actualizados, a una tasa de descuento del 12%. Los valores presentados por GNLC y los determinados por OSINERG se presentan en el siguiente cuadro:

Cuadro 1. 3: Valor Presente de las Inversiones (millones US$)

Und Diferencia

Acero Millón US$ 4.6 5.8 -21%

Polietileno Millón US$ 21.0 25.4 -17%

ERM Millón US$ 0.4 0.7 -43%

AFNP Millón US$ 0.2 1.8 -86%

Capital de Trabajo Millón US$ 0.1 1.5 -92%

Total Millón US$ 26.3 35.2 -25%

Descripción OSINERG GNLC


1.3.5 Análisis de los Costos de O&M de las Otras Redes .-

De acuerdo a los criterios de asignación de los costos de operación y mantenimiento, explicados arriba, se determinan los Costos totales de Operación y mantenimiento para las Otras Redes, considerando el valor presente de los costos anuales de Operación al 12%; tales valores finales se presentan en el siguiente cuadro:

Cuadro 1. 4: Costos de O&M

OPEXOTRAS REDES

Valor Actual Mio. de US$

CO&M Distribución 5.8CO&M Comercialilzación 8.8Administración 4.9Total O&M 19.5Costo Financiero del Gas 0.3Pérdidas 4.1Incobrables 3.9Alícuota OSINERG 0.5Costos de Desarrollo - Tubo de conexión 2.2Costos de Desarrollo - Inspección 1.1

Valor Presente OPEX - OSINERG 31.7

OSINERG

1.4 Tarifa de Distribución.- 1.4.1 Cálculo del Costo Medio .- El resultado del cálculo tarifario efectúado por OSINERG, como costo medio de las Otras Redes, que se desarrolla para la Concesión de Distribución de Lima y Callao, se determina a partir de los valores de costos y demanda definidos en los puntos anteriores, considerando los valores actualizados de costos y demanda, como se aprecia a continuación.

Inversion + Op & Mtto 26.3 31.7 31 US$/mil m31872Demanda

1.4.2 Determinación de precios finales al Consumidor.-

El costo medio definido en el numeral 1.4.1 anterior, representa el costo medio para el total de las Otras Redes de Distribución; dicho valor corresponde al promedio de los costos medios de cada una de las Categorías de Consumidores.

El criterio seguido para la definición de los costos medios de cada categoría, toma en cuenta los precios de los respectivos sustitutos, considerando el GLP en balones de 10 kilos, GLP a granel, Diesel y Residual como sustitutos del gas natural para las categorías A, B, C y D respectivamente. Dicho criterio considera que los costos


medios, deben estar asociadas a un mismo nivel de ahorro para cada una de las Categorías de Consumidores y proporcional al nivel de precio del sustituto respectivo.

Lo señalado aquí se presenta en las siguientes figuras:

Figura 1. 5: Precios de sustitutos

Pass-trought

Pre

cio

de

la E

ner

gía

A B C DCategorías de Consumidores

Precio del Sustituto

Saldo que permite cubrir las Otras Redes y la

Conversión

Figura 1. 6: Modelo para estimar costos medios por categoría

Pre

cio

de

la E

ner

gía


Se define una curva de ajuste que permite obtener un ingreso medio igual al

Costo Medio

Saldo = Sustituto menos

Pass-through

La curva superior de la figura 1.6, representa el precio de los combustibles sustitutos y la curva inferior representa los precios del gas natural a los usuarios o los costos medios de cada una de las respectivas categorías de consumidores. Por lo tanto, el


margen entre las dos curvas representa el ahorro que tendrá cada consumidor por el uso del gas natural. Como se puede apreciar, mediante este diseño tarifario, se determinan los costos medios de cada usuario a partir del costo medio total determinado previamente en 31 US$/mil m3, los niveles de precios de los sustitutos y un ahorro proporcional al precio de los sustitutos. El modelo considera un valor del pass-through, que incorpora los posibles reajustes al precio del gas y a la Tarifa de la Red Principal; con lo cual determinamos los costos medios correspondientes a las Otras Redes para cada categoría tarifaria, discriminado en Un Costo Fijo y un Costo Variable, que son definidos gráficamente a partir de la siguiente figura:

Figura 1. 7: Modelo: Costos fijos y variables por categoría

Ing

reso

s d

e la

Em

pre

sa


Puntos de Tangencia

Límite económico entre una y otra categoría

Costo Fijo

Costo Variable definido por la

Pendiente

Se aprecia que los costos fijos para cada categoría se definen por la intersección de las tangentes con la curva de ingreso y los costos variables se determinan por la pendiente de dichas tangentes. 1.4.3 Resultados Tarifarios.-

Cuadro 1. 5 : Cuadro Tarifario Final

US$/Cl US$/(m3-día)/mes US$/mil m3

A 0.85 119.70B 10.67 52.67C 0.144 18.98D 0.087 11.50

Cargo Variable de DistribuciónCategoría de usuario

Rango de Consumo Cargo Fijo de Comercialización

m3/mes

Hasta 300301 - 17,500

17,501 - 300,000más de 300,000


1.5 Comparación Tarifaria La comparación de los resultados tarifarios finales se aprecian en los siguientes cuadros, que presentan las categorías de consumidores, la participación de mercado de cada categoría en la segunda columna, los costos medios presentados por la empresa y nuestra propuesta de costos medios en la tercera y cuarta columna, respectivamente. Cabe señalar que en la primera parte del cuadro 1.6, se aprecia los costos medios de la propuesta original de la empresa y en la segunda parte dichos costos medios ajustados a partir de información adicional que la empresa presenta. Se observa que los costos medios de OSINERG representan 31 US$/1000 m3 versus 58.6 y 41.6 US$/m3 propuestos por la empresa. Las variaciones se resumen en el mismo Cuadro 1.6 siguiente:

Cuadro 1. 6: Cuadros Tarifarios

CategoríasEstructura de

MercadoGNLC* Propuesta Variación

A 9.4% 245.6 150.0 -39%

B 3.6% 194.2 66.0 -66%

C 21.5% 63.5 23.8 -63%

D 65.5% 22.7 14.4 -37%

Total 100.0% 58.6 31.0 -47%

Nota: Propuesta de Tarifa Original - No hay nueva propuesta impresa

CategoríasEstructura de

MercadoGNLC** Propuesta Variación

A 9.4% 174.3 150.0 -14%B 3.6% 137.8 66.0 -52%C 21.5% 45.1 23.8 -47%D 65.5% 16.1 14.4 -10%

Total 100.0% 41.6 31.0 -25%

Nota: Ajuste de la propuesta original a la pretención máxima de GNLC

Adicionalmente se presenta en el siguiente Cuadro 1.7, la comparación de los resultados tarifarios de OSINERG y la propuesta original de GNLC y como referencia las tarifas determinadas para Lima y Callao, según la Resolución P/CTE 014-99, incluyendo los costos fijos y variables para cada caso:


Cuadro 1. 7: Pliego Tarifario

A B C D A B C D A B C D

Margen de Distribución

MD US$/mil m3 75.9 7.5 4.2 2.3 119.7 52.7 19.0 11.5 213.4 189.2 45.2 4.4

Margen de Comercialización

US$/Cl-mes 0.7 0.7 0.7 0.7 0.85 10.67 0.90 4.00

US$/m3/día-mes 0.14 0.09 0.55 0.55

Tarifa de Distribución Parametros

Tarifa Inicial ( 014-99) OSINERG GNLC

MCF

Unidad

1.6 Competitividad del gas natural

La competitividad del gas natural se refleja en los cuadros siguientes, frente a los sustitutos para cada categoría y se muestra el margen de ahorro del consumidor

Cuadro 1. 8: Ahorro con el uso del Gas Natural

Competitividad del Gas Natural en LimaUS$ / millón BTU

Categorías Pass-through Tarifa Total Sustituto AhorroA 4.4 4.2 8.6 17.2 50%B 4.4 1.9 6.2 15.0 59%C 4.4 0.7 5.0 8.2 39%D 4.4 0.4 4.8 5.9 19%

Promedio 4.4 0.9 5.2 7.8 33%

Figura 1. 8: Competitividad del gas natural

Competitividad del Gas Natural

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

A B C D

Categorías

US

$ / m

illó

n B

TU

Pass-through Tarifa Ahorro


2. Objetivo Establecer la fijación tarifaria para las “Otras Redes” del sistema de distribución de Lima y Callao, para fines de su aprobación por el Consejo Directivo del OSINERG y su publicación antes del 26 de mayo de 2004.


3. Marco legal y Antecedentes 1. El Marco legal esta constituido por la Ley N° 26221: Ley Orgánica de

Hidrocarburos; El Reglamento de distribución de gas natural por red de ductos, aprobado con Decreto Supremo N° 042-99-EM, en adelante el Reglamento.

2. La Empresa, ha presentado su Propuesta Tarifaria el 16-02-2004, en concordancia

con la Resolución OSINERG N° 1466-2002-OS/CD, de fecha 6 de Noviembre del 2002, que aprueba el Procedimiento para la elaboración de los Estudios Tarifarios del Concesionario de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao, válido para la primera regulación tarifaria.

3. El proceso de Fijación Tarifaria, sigue los lineamientos de la Resolución de

OSINERG N° 001-2003-OS/CD que aprueba los “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, Anexo F” (el procedimiento).

4. El Proceso de regulación tarifaria se inició el 16 de febrero de 2004 con la

presentación de la propuesta tarifaria de Gas Natural de Lima y Callao (GNLC) mediante el Estudio Tarifario para la Distribución de Gas Natural en Lima y Callao “Procedimiento para la Primera Regulación Tarifaria antes de la aplicación de la Tarifa Inicial “Otras Redes”.

5. Dentro del Procedimiento se convocó y llevó a cabo una audiencia pública, el 26

de febrero de 2004. En esta audiencia GNLC tuvo la oportunidad de sustentar su propuesta de fijación de tarifas, recibió los comentarios y observaciones de los asistentes y dio una primera respuesta a las observaciones recibidas.

6. El 8 de marzo del 2004, mediante oficio N° 067-2004-OSINERG-GART y dentro

del plazo que establece el procedimiento, el OSINERG remitió a la empresa GNLC, el oficio con las observaciones encontradas al Estudio Técnico Económico señalado anteriormente.

7. El 05 de abril del 2004, La empresa presentó con documento JEQ/04/018, la

absolución a las observaciones efectúadas e información adicional requerida por el OSINERG-GART, de conformidad y dentro de los plazos que establece el procedimiento.

8. El 28 de Abril del 2004, el OSINERG llevó a cabo la prepublicación del proyecto de

Resolución que fija la Tarifa Regulada y el 05 de mayo del mismo año lleva a cabo el sustento respectivo en audiencia pública

9. El 12 de mayo, la empresa presentó con documento BCE/04/026, opinión y

sugerencias respecto a la prepublicación e información adicional que sustenta nuevos costos unitarios de inversión.

10. En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la

información recolectada a lo largo del proceso descrito, incluyendo la opinión e información adicional presentada por la empresa el 12 de mayo último.


4. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de Fijación de Tarifas de las “Otras Redes” del sistema de Distribución de gas natural para Lima y Callao se realiza de conformidad con lo establecido en las Leyes que gobiernan el proceso, en aplicación de la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. Dentro de dicho proceso se incluye, la publicación de la resolución que fija la tarifa para el 26 de mayo próximo como fecha limite. En el siguiente esquema se resume el proceso. Las fechas indicadas corresponden a la presente fijación de tarifas, donde a partir de la etapa “h” representan fechas límites que pueden variar en caso de adelantarse la fecha de término de alguna de las etapas. Cabe señalar que el esquema ilustrado, obedece a las disposiciones legales vigentes y establece un ambiente abierto de participación y transparencia donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las Tarifas de Distribución de gas natural por ductos.

Figura 4. 1: Procedimiento de Fijación tarifaria “Otras Redes” Lima y Callao


4.1 Principales Observaciones a la Propuesta de GNLC Para llevar a cabo el cálculo tarifario, se han analizado las consideraciones y cálculos tarifarios presentados tanto por la empresa GNLC, así como los estudios que ha efectúado OSINERG con el apoyo de la empresa consultora COSANAC, tanto para la determinación de la demanda como para la determinación de los costos de inversión y de operación y mantenimiento, que han servido de base para el desarrollo de nuestro análisis tarifario. Las Observaciones efectúadas por el OSINERG a la propuesta de GNLC como parte del procedimiento de fijación de tarifas se efectuó El 8 de marzo del 2004, mediante oficio N° 067-2004-OSINERG-GART. Cabe señalar en este acápite las observaciones mas relevantes que la Gerencia de Regulación tarifaria destacó en su oportunidad: 1. El resultado del cálculo tarifario debe tener sustento en lo señalado en el

Reglamento de Distribución de gas natural por red de ductos, D.S. 042-99-EM, cuya base comprende fundamentalmente el análisis y la determinación de costos eficientes asignados a cada categoría de consumidor. Dichos costos eficientes junto a la demanda involucrada, determinarán la racionabilidad de las tarifas y la viabilidad económica de atender las diversas áreas y distritos de Lima y Callao, con características de densidad poblacional y de demanda particulares. En tal sentido, el análisis comparativo con los combustibles substitutos debe servir como señal de competitividad y definición de los segmentos de mercado y áreas geográficas de viabilidad económica y no como referencia tarifaria.

2. Se requiere aclarar a qué corresponden los costos fijos presentados en el cuadro

tarifario inicial. Adicionalmente se pide aclarar si el cargo mensual de 14.51 US$/MMBTU/día para las categorías C y D ha sido considerado como un cargo por capacidad o es simplemente el promedio mensual de los volúmenes diarios durante el mes de cálculo, lo que lo convertiría en un cargo variable cada mes.

3. La propuesta de GNLC en su pagina 14 indica que el modelo de GNLC incorpora

todos los costos necesarios para proveer el servicio. En general se requiere el sustento con mayor nivel de detalle de tales costos necesarios para proveer el servicio, y demostrar que estos corresponden al de una empresa eficiente. No es suficiente señalar que la empresa operará al mínimo costo con la mejor tecnología disponible en el momento y los estándares de calidad de servicio exigidos por la regulación peruana en materia de gas natural. Tal aseveración debe ser consistente y sustentable con un diseño de redes óptimo, con una relación óptima entre costos de inversión y de operación, con indicadores de demanda y benchmarking correspondientes a realidades comparables con Lima y Callao.

4. No queda claro cual ha sido el criterio seguido por GNLC para la segmentación y

la definición de las categorías de clientes y los rangos de consumo establecidos para cada categoría de consumidor.

5. En el anexo 4 de la propuesta de GNLC, no se muestran los elementos de diseño;

es decir las propiedades del gas, características de las tuberías, tabla de nodos, consumos por nodos, presiones y resultados de cálculos hidráulicos para cada clúster. En tal sentido GNLC, muestra los resultados finales de diámetros de


tubería, longitudes y presiones pero no se tiene el sustento del diseño correspondiente.

6. Sin el sustento del caso de parte de GNLC y a partir de nuestra propia evaluación,

los gasoductos de 8” de extensión norte y de 12” a 6” de extensión sur, se aprecian sobredimensionados. Adicionalmente las inversiones para el primero de ellos se efectúan del 2004 al 2007, para el gasoducto de extensión sur se efectúan durante el periodo del 2010 al 2022. se debe sustentar que dichas inversiones efectúadas gradualmente y por etapas, sería lo mas eficiente en términos de costos.

7. Los costos operativos de la tabla 23 ( OPEX ) deben tener un sustento mayor.

Particularmente el costo por seguros se aprecia elevado, adicionalmente precisar cual es el costo unitario de odorización.

8. Los costos de la Gerencia de administración y Gerencia comercial se estiman “en

base a la experiencia internacional de Tractebel”, tales costos deben ser mejor precisados.

9. Dentro de los costos de desarrollo se incluye US$ 155 /cliente para los primeros

70000 clientes conectados. Este costo debe ser sustentado. 10. Aclarar si el costo de habilitación, corresponde al costo de convertir los equipos del

cliente residencial; de ser así, este costo corresponde ser pagado por el cliente; si GNLC lo asume, no puede incorporarlos en la base tarifaria.

11. El pass through debe considerar el traslado de costos eficientes, es decir el

concesionario no podría trasladar costos por volúmenes pagado y no usados por efecto de su contrato take or pay con el productor.

12. En la fórmula de actualización de la tarifa, no queda claro cómo obtienen los

coeficientes de participación de productos importados y el coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales.

4.2 Absolución de las Observaciones El 05 de abril del 2004, La empresa presenta con documento JEQ/04/018, la absolución a las observaciones efectúadas e información adicional requerida por el OSINERG-GART, de conformidad y dentro de los plazos que establece el procedimiento. Dicho documento de absolución a las observaciones se encuentra publicado en su totalidad en la pagina web de OSINERG.

En el caso de las observaciones al Estudio Técnico-Económico de GNLC que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, corresponde al OSINERG establecer los valores finales y fijar las tarifas dentro de los márgenes que se señalan en la Ley y Reglamento. 4.3 Prepublicación de la Fijación Tarifaria La prepublicación del proyecto de Resolución que fija las tarifas de las “Otras Redes” se publicó el 18 de abril del 2004, de conformidad con el proceso de fijación de las tarifas y recoge la evaluación de la información hasta aquí recibida de GNLC tanto en el Informe de Propuesta Tarifaria inicial como en el informe remitido en respuesta a las


observaciones fórmuladas a su Estudio Técnico Económico para la fijación de las Tarifas de Distribución. El OSINERG publicó en la fecha referida en el párrafo anterior en el Diario Oficial el Peruano y en su página WEB, dicho Proyecto de Resolución que fija las Tarifas de Distribución mencionada y la relación de información que la sustenta. 4.4 Opiniones y sugerencias respecto a la prepublicación Con documento BCE/04/026 del 12 de mayo del 2004 respecto a las “Observaciones a la prepublicación de la Resolución que fija las Tarifas de Otras Redes“, la empresa presenta información adicional de sustento y modifica los costos unitarios presentados, no obstante no presentar una nueva propuesta tarifaria; esta nueva información permite al OSINERG efectúar una nueva evaluación de la propuesta tarifaria de la empresa y la revisión de los costos unitarios, la demanda vehicular y los criterios de asignación de los costos de operación y mantenimiento entre la Red Principal y las Otras Redes. No obstante lo anterior, la empresa presenta como cuerpo principal de sus comentarios y observaciones en los siguientes terminos: “ 1. Introducción

Luego de haber analizado detalladamente el Proyecto de Resolución y el Informe OSINERG-GART/DGN No. 013-2004, que contiene el “Estudio para la fijación de tarifas de las Otras Redes de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao” de fecha 27 de abril de 2004, procederemos a desarrollar nuestras observaciones de carácter económico financiero a los documentos mencionados, en cumplimiento de lo establecido en el procedimiento para la fijación de las tarifas de distribución de gas natural por red de ductos.

2. De la razonabilidad de la Tarifa Propuesta

Una de las formas más apropiadas para evaluar la razonabilidad global de la propuesta tarifaria fórmulada por GNLC el 16 de Febrero del 2004 (“Propuesta”), consiste en efectúar un análisis comparativo internacional. Tomando como referencia las tarifas correspondientes a empresas Distribuidoras comparables que operan en mercados semejantes correspondientes a otras ciudades del contexto latinoamericano, puede apreciarse que la Propuesta daría lugar a un valor que se encontraría en un nivel inferior al internacional. También puede apreciarse que la Tarifa Prepublicada se encuentra excesivamente por debajo del promedio internacional . Es incluso muy inferior al valor de Metrogas (Argentina), empresa con decenas de años de antigüedad y una gran demanda con 2.000.000 de clientes conectados (GNLC proyecta contar con menos de 200.000 clientes conectados). - Distribuidora Metrogas (Chile) 159 $/1000 m3 - Distribuidora Gas N.Bogotá (Colombia) 91 $/1000 m3 - Distribuidora Comgas (Brasil) 87 $/1000 m3 - Distribuidora Metrogas (Argentina) 42 $/1000 m3 ____________________________________________________ - Promedio Internacional 95 $/1000 m3


Promedio Propuesta GNLC 59 $/1000m3 Promedio Prepublicación 24 $/1000m3 Cabe agregar además que aquellas Distribuidoras que tienen muchos años en operación, pueden, naturalmente, operar con costos medios inferiores respecto a lo que podría lograr en sus primeros años una Distribuidora que recién inicia sus actividades desde cero, como es el caso de GNLC.

3. Análisis de los datos y supuestos empleados en la Tarifa Prepublicada En vista de que la Tarifa Prepublicada se encuentra en un nivel muy inferior al nivel internacional comparable, hemos procedido a analizar la información brindada por el OSINERG, referida a la base de datos y a los supuestos utilizados para efectúar el cálculo de la Tarifa Prepublicada.

En función de dicho análisis, solicitamos se revisen los datos y supuestos utilizados, en lo referido a los temas que se indican a continuación: a) Demanda proyectada

Demanda Residencial: El consumo mensual proyectado resulta muy elevado en comparación con mercados comparables (Ejemplo : Colombia).

Demanda Comercial: El consumo de los Restaurantes aparece como muy elevado en función de los estudios de demanda disponibles. Demanda GNV: El porcentaje del parque de taxis que se proyecta convertir resulta superior al observado en otras ciudades (Ejemplo : Buenos Aires)

b) Costos operacionales proyectados

Costos Unitarios : Los niveles de costos unitarios comparables (benchmarks), que en otros países se alcanzaron al cabo de más de 20 años de operación, en el estudio de OSINERG se postula que GNLC los alcance desde el primer año de operación. Asignación de Costos entre Red Principal y Otras Redes: Discrepamos con respecto al criterio que corresponde utilizar.

c) Costo de las inversiones proyectadas

Surgen diferencias relevantes entre los costos unitarios estimados por GNLC y OSINERG para las inversiones proyectadas. En algunos casos las diferencias responden a las estimaciones de los costos unitarios esperados, mientras que en otros casos las especificaciones técnicas consideradas por OSINERG difieren de las propuestas por GNLC. Incluso, en algunos sucede que las especificaciones técnicas consideradas por OSINERG no están en línea con las exigencias mínimas reglamentarias.

d) Parámetros de ajuste de las Tarifas resultantes


Dado el alto grado de incertidumbre respecto a la evolución futura de ciertas variables relevantes para el cálculo tarifario (como por ejemplo respecto a la demanda potencial del mercado de gas natural en la ciudad de Lima y Callao), proponemos analizar la conveniencia de incluir parámetros que permitan ajustes parciales de las tarifas en función del comportamiento real del mercado, con una frecuencia inferior a los cuatro años. Por otra parte, consideramos necesaria la revisión de la fórmula propuesta para el ajuste tarifario dado que, desde nuestro punto de vista, es necesario agregar el factor que considera la inflación en dólares y la expresión en la fórmula de la variable Tipo de Cambio.

e) Capital de Trabajo

Estimamos que no pueden dejarse de considerar los costos derivados del tiempo necesario para recuperar el IGV devengado con las Inversiones. También debe incluirse la incidencia derivada de las diferencias entre las fechas de pago a los proveedores (Productores de Gas, Transportista, etc.) y la fecha de cobro a los clientes.

Además, cabe señalar que consideramos necesario esclarecer este cálculo, pues ambos conceptos tienen un valor presente superior al indicado por OSINERG.

f) Cargos extratarifarios

Las actividades de distribución incluyen tareas que son conexas con la actividad propia, por lo cual se ha presentado, junto con la propuesta del 16 de Febrero pasado, un listado de cargos a ser aplicados según la actividad en particular de que se trate. Dado que la lista no ha sido parte de la prepublicación de Tarifas deseamos conocer si éstas serán publicadas junto con las tarifas el día 26 de Mayo próximo ó, si serán parte de un proceso posterior de análisis.

4. Consideraciones finales

GNLC necesita iniciar su actividad comercial con una tarifa que le permita lograr una ecuación económico-financiera adecuada, tal como surge de la letra y espíritu del Contrato de Concesión, y de toda la normativa dictada para la promoción del desarrollo del gas de Camisea.

Como sabemos, la Tarifa Prepublicada se encuentra muy distante de la Tarifa Propuesta. Por ello, consideramos que de publicarse la misma como Tarifa Definitiva, GNLC no podrá alcanzar la tasa de rentabilidad mínima (tasa regulada, denominada “Tasa de Actualización” en la normativa) prevista en el marco regulatorio, por lo que reiteramos nuestra solicitud de que se revisen los datos y supuestos empleados teniendo en cuenta la información aquí proporcionada.

También cabe recordar que el OSINERG tiene amplias facultades para recibir y monitorear en forma permanente la evolución de GNLC, y además dispondrá cada 4 años de un nuevo cuadro tarifario, durante los 33 años de vigencia de la Concesión. Con lo cual podrá ir adecuando en el tiempo los supuestos a las


realidades que se verifiquen en los primeros años de este nuevo mercado, contribuyendo así a encauzar su propicia evolución.

Debe tenerse siempre presente los grandes desafíos que deberán enfrentarse para lograr insertar el gas natural por ductos, como producto nuevo, en la matriz energética de Lima y Callao. La exitosa implementación inicial del gas natural en Lima y Callao, permitirá asimismo brindar un valioso efecto demostrativo que posibilite encarar a futuro, con buenas expectativas, emprendimientos similares en otras ciudades del país.

Quedamos a vuestra entera disposición para brindar de inmediato toda información aclaratoria y/o adicional que el OSINERG estime conveniente respecto a los

temas indicados y los detalles brindados. “ 5. Información Adicional

La empresa presenta como anexos información adicional respecto a los temas indicados, particularmente información complementaria de demanda, de costos unitarios desagregados de acuerdo a los formatos preparados por OSINERG, especificaciones técnicas de diseño de redes y de acometidas y el estudio de impacto ambiental del proyecto.

4.5 Análisis del OSINERG respecto a las Opiniones y sugerencias

de la Empresa a la prepublicación

1. La empresa presenta un nuevo análisis de benchmarking de tarifas medias referida a empresas de la región sudamericana, señalando que el promedio internacional es de 95$/1000 m3, mientras que la propuesta de GNLC es de 59 $/1000 m3 y la prepublicación del OSINERG es de 24 $/1000 m3. Al respecto el OSINERG ha efectúado el análisis correspondiente, y establece que dichos promedios ponderados dependen directamente de la estructura de mercado de cada ciudad. Por ejemplo en el caso de la distribuidora Metrogas de Argentina la tarifa promedio es de 42 $/1000 m3 con un participación de la categoría A (Residencial ) del 30% del mercado, lo que levanta el promedio ponderado de todas las categorías; mientras que para Lima y Callao hemos considerado un 9% de participación de mercado de la categoría A y 77% para las categorías C y D, lo que hace que dicho promedio total para el caso de Lima sea mucho menor y cercano a los niveles tarifarios de dichas categorías C y D, debido al elevado nivel de participación de estas últimas, frente a la menor participación de la categoría A.

2. Se ha efectúado un mayor análisis de la demanda proyectada, particularmente

del gas natural vehicular, considerando que las proyecciones efectúadas tanto por OSINERG como por la Empresa, se basan en supuestos de crecimiento basados en el parque actual convertible a gas natural y en esquemas de crecimiento del gas natural vehicular en diferentes ciudades latinoamericanas; y que tales proyecciones dependen de algunas variables como el ISC que puede afectar la futura demanda vehicular y que escapa al control de las proyecciones efectúadas. En tal sentido el OSINERG ha considerado su


escenario conservador para el crecimiento de la demanda vehicular y en general se ha incorporado en el modelo tarifario una fórmula de ajuste de la demanda a aplicarse después de 2 años de la puesta en operación comercial sobre la base de nueva información de demanda que se disponga, después de dicho periodo.

3. La empresa presenta nueva información de costos unitarios, ajustados con

respecto a su propuesta original y con mayor detalle de acuerdo a lo requerido por OSINERG. La empresa presenta los costos unitarios de las obras civiles cotizadas por los Contratistas postulantes a la ejecución de tales obras; dichos costos se aprecian menores a los presentados originalmente y permiten deducir un nuevo costo medio de 41.6 US$/1000 m3, versus el 58.6 US$/1000m3 requerido originalmente. Por su parte el OSINERG incorpora un ajuste en el modelo de costos unitarios, incluyendo el costo de un supervisor con un rendimiento más conservador en la instalación del polietileno y costos de stock y gastos generales del contratista, adicionalmente efectúa una comparación con los costos incurridos en obras civiles en el sector eléctrico peruano, obteniendo resultados muy cercanos a los obtenidos con el modelo de costos unitarios.

4. Se analiza e incorpora en la fórmula de actualización de las tarifas el índice

PPI (Producer Price index) que refleja la inflación americana; se incorpora dicho factor considerando que el cálculo de las tarifas se efectúa en Dólares Americanos y a fin de mantener su valor real.

5. Se ha llevado a cabo un análisis mayor de los costos de Operación y

Mantenimiento asignables al negocio de las “Otras Redes”, basado en un análisis de benchmarking de costos de operación de un sistema de distribución y un gasoducto modelo cuyos costos de operación serían replicables al sistema de distribución de Lima y Callao y a la Red Principal, respectivamente. Definido por este medio dichos costos, se obtiene por diferencia los costos asignables de las Otras Redes de Distribución de Lima y Callao, que alcanzan el 82.6% de los costos totales.

6. Se ha considerado como costo de desarrollo, dentro de los costos de

distribución de las Otras Redes, el costo correspondiente a una fracción de la conexión para cada cliente residencial, equivalente a US$ 41 por cliente. Este costo es considerado promocional y aplicable a los primeros 70000 clientes residenciales.


5. Modelo Tarifario 5.1 Criterio y metodología general del Reglamento El Título V del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos establece los criterios y procedimientos generales a emplearse en la determinación de la tarifa de distribución de gas natural por red de ductos. Dichos criterios generales del Reglamento establecen en el artículo 104° que el sistema de distribución de gas natural por red de ductos estará compuesto por: 1. Estación de Regulación de Puerta de Ciudad (City Gate); 2. Las Redes de Distribución de Alta y Baja Presión; y 3. Las Estaciones Reguladoras. La propiedad de la Acometida y de las instalaciones internas será del consumidor; adicionalmente el articulo 118° señala que los cargos por Acometida serán asumidos por el Consumidor, sin embargo se considerará como cargo a facturar al consumidor cuando sea financiada por el Concesionario, según lo indicado por el articulo 106°. Los cargos serán asumidos por el Consumidor y fijados libremente con el Concesionario mediante negociación directa, dentro de los topes máximos que fije el OSINERG.

El Reglamento señala en su artículo 106°, que la tarifa de distribución es la retribución máxima que recibirá el concesionario, aplicable al consumidor y que dicha tarifa estará compuesta por: 1. El Margen de Distribución; y 2. El Margen de Comercialización Asimismo, establece que los cargos a facturar al consumidor comprenden: 1. El Precio del Gas Natural; 2. La Tarifa por Transporte; y 3. La Tarifa de Distribución. 4. El costo de la Acometida, cuando ésta sea vendida al Consumidor a través del

Concesionario. El artículo 107º del Reglamento establece que los costos de distribución se asignarán a cada categoría de consumidor. Las categorías de consumidores serán propuestas por el Concesionario para aprobación del OSINERG. El artículo 108º del Reglamento establece que el Margen de Distribución se basará en una empresa eficiente y considerará el valor presente de los siguientes componentes:


1. Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones destinadas a prestar el servicio de distribución (redes de ductos de acero y polietileno, estaciones reguladoras, etc.);

2. Costo estándar anual de operación y mantenimiento de las redes y estaciones reguladoras;

3. Demanda o consumo de los consumidores, según corresponda; y 4. La tasa de actualización que defina el OSINERG, teniendo en cuenta la propuesta

del Concesionario, según artículo 115° del Reglamento. De acuerdo al Articulo 109°, la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones representa la retribución anual que garantice la recuperación y la rentabilidad de las inversiones destinadas a prestar el servicio de distribución. Dicha anualidad será calculada tomando en consideración la tasa de actualización y un periodo de recuperación de la inversión asociada a la vida útil de los activos, la que se considera de treinta (30) años. De acuerdo al Articulo 112°, los costos de operación y mantenimiento corresponderán a costos eficientes de la distribución y comercialización, según sea el caso, comparables con valores estándares internacionales aplicables al medio. El artículo 116º del Reglamento establece que el Margen de Comercialización se basará en una gestión comercial eficiente y comprende: 1. La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo que se requiere para el desarrollo de

la actividad comercial. 2. Los costos de operación y mantenimiento asociados a la atención del consumidor. 3. Los costos de facturación y cobranza (lectura, procesamiento, emisión de recibos,

reparto y cobranza). 5.2 Criterios adicionales al Reglamento De acuerdo a lo señalado en el acápite anterior, la metodología presentada en el Reglamento es bastante genérica y no incluye entre otros, los criterios de asignación de costos entre las diferentes, negocios, actividades y servicios de la empresa, podemos entender aquí, que la atención a cada categoría de cliente representa un servicio distinto por cuanto los recursos que se destinan tanto durante la inversión como durante la operación y mantenimiento son diferentes para cada categoría de clientes. Por lo tanto, la determinación de las tarifas por el uso de una red común, sea esta de gas natural, electricidad, agua potable o telecomunicaciones, es un problema muy complejo ya que podría elaborarse muchos criterios para asignar los costos, pero al final siempre quedará la pregunta si esto generará tarifas razonables y coherentes entre las categorías. Si revisamos la experiencia del OSINERG en el cálculo de tarifas eléctricas, y en especial la determinación de los márgenes de distribución, veremos que al final es claro la determinación de dos costos medios, el Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT) y el Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT), y por consiguiente los clientes deberían pagar según su ubicación en la red.


Luego de la determinación de los costos medios de electricidad (VAD), mediante criterios de asignación respecto al uso de la electricidad en la hora punta y fuera de punta se determina la asignación de dicho costo medio a lo largo de las horas del día. Pero, luego de haber determinado los precios finales de la electricidad, no se realiza una verificación de la eficiencia de los precios, de tal forma de evitar que el cliente no pague los costos fijos que le corresponde. Este tema es importante ya que si por el criterio de asignación de costos entre la hora punta y la fuera de punta, las tarifas de potencia (los que pagan la capacidad) terminan siendo muy elevadas, lo que incentivará a muchos clientes a operar grupos electrógenos (con Diesel e ISC) por 5 horas diarias con el objeto de no pagar estos costos fijos. Entonces la pregunta subyacente sería: ¿es conveniente que algunos clientes eviten un costo fijo por un error de asignación al momento de construir la tarifa?, ciertamente, la respuesta cae tanto en el ámbito legal como técnico, ya que por un lado las leyes y reglamentos establecen que las redes de transporte son costos de capacidad y por consiguiente pueden ser evitables y no deja espacio al regulador para un mejor diseño tarifario. En el caso del gas natural, el diseño tarifario no es rígido y por lo tanto deja en manos del regulador la responsabilidad de un diseño tarifario que permita o satisfaga los siguientes criterios:

• Remuneren correctamente los costos de la empresa y permita una recuperación de las inversiones a la tasa establecida.

• Refleje los costos de desarrollo de la red. • Refleje un grado de competitividad del gas natural que permita la conversión de

los clientes objetivos (los que forman la base tarifaria). • Eviten la discrecionalidad en la asignación tarifaria y se acerquen lo más

posible a un funcionamiento de mercado. A estos criterios podemos agregar uno básico que se encuentra en la discusión de todo diseño de tarifas y es la aplicabilidad de la tarifa “tipo incremental” o de la tarifa “tipo roll-in”. Es conveniente señalar que unos países adoptan el modelo “incremental” y otros el “roll-in”, pero en la mayoría de diseños de tarifas de distribución, el de mayor uso es el “roll-in”. El modelo “incremental” consiste en determinar el costo de desarrollo de una extensión del sistema (costo marginal) y este costo se asigna al nuevo cliente (posiblemente mediante un pago extratarifario). El modelo “roll-in” consiste en determinar el costo total de las redes existentes y nuevas y asignarlas a todos los clientes con un criterio de uniformidad o a prorrata, con lo que esto se convierte en un costo medio de largo plazo. En la forma de determinar los costos medios de la red de distribución, el Reglamento señala que lo primero en hacer es anualizar las inversiones de tal forma que una parte lo pagan los consumidores actuales y la otra los futuros consumidores, de tal forma que con el crecimiento de la red y la incorporación de nuevos clientes, el costo medio debería ir decreciendo a lo largo de tiempo. En esta situación es claro que en nuestra legislación la tarifa no refleja el costo medio de los primeros años sino el promedio ponderado de todos los costos medios, lo que al final significa un costo medio de largo plazo.


En conclusión, la tarifa de distribución se basa en un criterio de tipo “roll-in” que va cambiando conforme la red se amplia y de acuerdo al desarrollo de los clientes. En periodos inter-regulatorios (dentro de los 4 años de cada fijación) la tarifa de alguna categoría podría ser inferior al costo incremental de dicha categoría, por lo que la mayoría de países establece mecanismos de compensación entre el cliente y la empresa de tal forma de compensar este mayor costo. A estos mecanismos se les denomina extratarifarios y se enmarcan en criterios de aceptación o rechazo de nuevos clientes. Considerando que la Concesión de Lima y Callao se encuentra en proceso de expansión y que las inversiones tienen un periodo de recuperación de largo plazo, se vio por conveniente crear un mecanismo de diseño tarifario que permita ofrecer a los clientes un producto competitivo y que a la vez evite la discrecionalidad no técnica al momento del diseño tarifario. El modelo tarifario refleja el comportamiento de una empresa que en ausencia de regulación trataría de obtener la mayor renta de los clientes, situando los precios finales ligeramente por debajo del sustituto energético. Como la concesión de Lima y Callao se enmarca dentro del modelo general de desarrollo de Camisea, y teniendo en cuenta que dicho modelo tiene un contrato garantizado por parte de los clientes eléctricos bajo el concepto de la GRP (Garantía por Red Principal) que permite cubrir el desarrollo de la Red Principal (troncal de alta presión que atraviesa Lima), entonces es razonable pensar que existirán excedentes del consumidor mayores de los que hubieran existido sin la GRP. En consecuencia, la nueva interrogante sería: ¿Cómo diseñar una tarifa que permita asignar a todos los mayores márgenes producto de la GRP?. Ante esta interrogante, y considerando la naturaleza del negocio, se presenta esta metodología que define un beneficio proporcional para todos los clientes de tal forma que los ahorros producidos por la GRP sean alcanzados por todos. 5.3 Metodología de competitividad La metodología parte por determinar el margen que existe entre el precio de los sustitutos (GLP, Diesel y Residual) y el costo del Pass-through (precio del gas en Camisea más los costos de la Red Principal). Resulta claro que por cada tipo de consumidor existirá un margen que definirá hasta donde se puede asignar el costo de la distribución de tal forma que cada tipo de cliente tenga la oportunidad de consumir el gas natural y a la vez ser competitivos (reducción de sus costos).


Figura 5. 1: Categoría de Consumidores

Pass-trought

Pre

cio

de

la E

ner

gía


Precio del Sustituto

Saldo que permite cubrir las Otras Redes y la

Conversión

Una vez determinado el margen anterior, se procede a definir una curva de ajuste que permita tener el margen en función del volumen de consumo. La curva en mención es de tipo potencial y se muestra a continuación:

b

:

Margen: expresado en US$ por millón de BTU

X: Volumen mensual en millón de BTU o metros cúbicos

a y b: parámetros

Margen = a XDonde

∗

El margen define el máximo de excedente del consumidor, sin considerar los costos de conversión, que podría ser asignado a los costos de distribución, por lo tanto existe un factor de ajuste de esta curva que nos permitiría determinar los precios de distribución. Esta nueva curva se denomina costo medio del cliente (CMe) y se grafica a continuación:

b

:

Margen: expresado en US$ por millón de BTU


a y b: parámetros

f: factor de ajuste que define el ahorro potencial de cada c

CMe = Margen f = a f XDonde

∗ ∗ ∗

onsumidor.


Figura 5. 2: Modelo para estimar costos medios por categoría

Pre

cio

de

la E

ner

gía


Se define una curva de ajuste que permite obtener un ingreso medio igual al

Costo Medio

Saldo = Sustituto menos

Pass-through

El factor de ajuste “f” permite trasladar los beneficios del esquema de Camisea a todos los consumidores por igual, de tal forma que la tarifa media sea asignada a cada consumidor de acuerdo con su grado de ahorro (competitividad) respecto del sustituto. En siguiente paso es determinar la función de ingresos de la empresa, para lo cual partiendo de las ecuaciones anteriores se define una curva de ingresos igual al producto del costo medio (CMe) por el volumen.

b+1

:


a y b: parámetros

f: factor de ajuste que define el ahorro potencial de cada consumidor.

Ingreso = CMe X

Ingreso = a f XDonde

∗

∗ ∗

Figura 5. 3: Modelo Ingresos de la empresa por categorías

Ing

reso

s d

e la

Em

pre

sa


Se determina una función de ingresos que varía según el

consumo del cliente


A partir de la curva de ingresos se puede determinar los costos variables y costos fijos, tal como se muestra en las siguientes ecuaciones:

B

B-1

B

B

:

A = a f

B = b+1

X: Volumen mensu

Ingreso Total (IT)

IT = A XCosto Variable (CV)

ITCV = A*B X

XIngreso Variable (IV)

IV = CV X = A*B X B ITCosto Fijo (CF)

CF = IT - IV = A (1-B) XCF = (1-B) ITDonde

∗

∗

∂= ∗

∂

∗ ∗ = ∗

∗ ∗∗

al en millón de BTU o metros cúbicos

a y b: parámetros de la regresión.

f: factor de ajuste que define el ahorro potencial de cada consumidor. De las ecuaciones se demuestra que la curva de ingresos proporciona un reparto entre costos fijos y variables proporcional a la elasticidad del ingreso (parámetro B). En la siguiente figura se muestra el esquema de operación:

Figura 5. 4: Modelo Costos fijos y variables por categoría

Ingr

esos

de

la E

mpr

esa


Puntos de Tangencia

Límite económico entre una y otra categoría

Costo Fijo

Costo Variable definido por la

Pendiente


5.3.1 Resultados En los siguientes cuadros y figuras se muestran la determinación del margen (saldo) que existe entre el sustituto y el pass-through del gas natural. El precio del sustituto es el determinado a mayo del 2004 y toma en cuenta la media de combustibles que usan cada tipo de consumidores. En el caso de la categoría A y B el combustible sustituto es el GLP, mientras que para la categoría “C” el precio corresponde al Diesel N° 2. En la categoría “D” se ha tomado al Residual como combustible sustituto, aunque parte de la demanda lo constituye el parque vehicular. El valor del pass-through se ha determinado sumando el precio del gas natural más las tarifas de la Red Principal. Para tomar en cuenta los altos precios de los sustitutos, se ha supuesto un factor de reajuste del precio del gas natural de acuerdo a lo señalado en los contratos.

Cuadro 5. 1: Competitividad del Gas Natural en Lima


Categorías Pass-through Saldo Sustituto

A 4.4 12.8 17.2

B 4.4 10.7 15.0

C 4.4 3.8 8.2

D 4.4 1.5 5.9

Promedio 4.4 3.4 7.8

56% 44% 100%

Figura 5. 5: Economía de los clientes de Lima

Economía de los Clientes de Lima

02468

101214161820

A B C D

Categorías

US

$ / M

illó

n B

TU

Pass-through Saldo


Cuadro 5. 2: Ahorro con el uso del Gas Natural


Categorías Pass-through Tarifa Total Sustituto AhorroA 4.4 4.2 8.6 17.2 50%B 4.4 1.9 6.2 15.0 59%C 4.4 0.7 5.0 8.2 39%D 4.4 0.4 4.8 5.9 19%

Promedio 4.4 0.9 5.2 7.8 33%

Figura 5. 6: Competitividad del Gas Natural


0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

A B C D

Categorías

US

$ / m

illó

n B

TU


Figura 5. 7: Ahorro con el uso del Gas Natural


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

A B C D

Categorías



6. Criterios técnicos y económicos Para llevar a cabo el cálculo tarifario, se han analizado las consideraciones y cálculos tarifarios presentados por la empresa GNLC; sobre esta base la empresa Consultora COSANAC en coordinación con la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, revisó el estudio y plantea en base a su propio análisis los resultados de demanda y de costos que presentamos como resultado final. 6.1 Demanda media por categoría 1. Se han considerado cuatro categorías: A (Residencial), B (Comercial), C (Industrial

menor) y D (Industrial Mayor). 2. La demanda considerada para cada una de las cuatro categorías definidas tanto

por GNLC como por OSINERG son las siguientes:

Cuadro 6. 1: Comparación de demanda

DEMANDA ACTUALIZADA (millón m3)

A 175 122 44%B 68 25 173%C 402 457 -12%D 1,226 1,095 12%

Total 1,872 1,698 10%

OSINERGCategoría GNLC Diferencia

Figura 6. 1: Demanda “Otras redes” – Participación por categorías

DEMANDA OSINERG

D66%

C21%

A9% B

4%

DEMANDA GNLC

D65%

C27%

A7%

B1%


Los valores de demanda considerada por OSINERG se determinan sobre la base del “Estudio sobre el uso de la energía en el sector residencial”, a partir del cual la empresa Consultora de OSINERG desarrolló el estudio de demanda correspondiente a los segmentos B, C y D, sobre la base de encuestas a comercios e industrias de Lima y Callao.

Adicionalmente de la experiencia en otros países, no todos los usuarios potenciales se conectan a los anillos laterales de polietileno, y se estima que el nivel de viviendas conectadas en el sexto año a partir de la puesta en operación comercial alcanza el 70% del mercado capaz de ser convertido, valor en el que se coincide con la empresa GNLC y que hemos usado para determinar la demanda efectiva, aplicada en el cálculo tarifario.

Para la categoría A, constituida básicamente por el sector residencial se muestran en el siguiente cuadro y figura las respectivas demandas finales consideradas por GNLC y por el OSINERG.

Cuadro 6. 2: Comparación de Demanda Residencial

GNLC 19 122OSINERG 28 175

variación (%) 45% 44%

Categoría A Demanda MensualValor presente de

la demanda

La primera columna representa la demanda mensual correspondiente en m3/mes, mientras que la segunda columna representa la demanda total en millones m3, del horizonte de 20 años considerado y actualizado al 12% . Adicionalmente en la siguiente figura se aprecia las demandas en millones m3 correspondiente al horizonte de 20 años considerado.

Figura 6. 2: Comparación de la Demanda Proyectada – Categoría A

Comparación de la Demanda Proyectada Categoría A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Años

mill

ón

m3

OSINERG GNLC


Para la categoría B, constituida básicamente por el sector Comercial, que incluye la demanda de restaurantes, hoteles, hospitales, etc., se muestra en el siguiente cuadro y figura las respectivas demandas finales consideradas por OSINERG y por GNLC. Como en el caso anterior, la primera columna representa la demanda mensual correspondiente en m3/mes, mientras que la segunda columna representa la demanda total en millones m3, del horizonte de 20 años considerado y actualizado al 12% .

Cuadro 6. 3: Comparación de Demanda Comercial

GNLC 294 25OSINERG 800 68

variación (%) 175% 173%

Categoría B Demanda MensualValor presente de

la demanda

Adicionalmente en la siguiente figura se aprecia las demandas en millones m3 correspondiente al horizonte de 20 años considerado.

Figura 6. 3: Comparación de la Demanda Proyectada – Categoría B

Comparación de la Demanda Proyectada Categoría B

0

5

10

15

20

25

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Años

mill

ón m

3

OSINERG GNLC

Para la categoría C, constituida básicamente por la pequeña y mediana industria, se muestra en el siguiente Cuadro y figura las respectivas demandas consideradas por OSINERG y por GNLC.


Cuadro 6. 4: Comparación de Demanda Industrial

GNLC 92253 457OSINERG 125379 402

variación (%) 38% -11%

Categoría C Demanda MensualValor presente de

la demanda

Figura 6. 4: Comparación de la Demanda Proyectada – Categoría C

Comparación de la Demanda Proyectada Categoría C

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Años

mill

ón m

3

OSINERG GNLC

Para la categoría D, constituida básicamente por la gran industria y el sector vehicular, se muestra en el siguiente cuadro y figura las respectivas demandas consideradas por OSINERG y por GNLC.

Cuadro 6. 5: Comparación Demanda Gran Industria y GNV

Categoría D Demanda MensualValor presente de la

demanda

GNLC 428,137 1,095OSINERG 610,556 1,226

variación (%) 43% 12%


Figura 6. 5: Comparación de la Demanda Proyectada – Categoría D

Comparación de la Demanda Proyectada Categoría D

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Años

mill

ón

m3

OSINERG GNLC

La demanda del horizonte de proyección de 20 años considerado para cada una de la categoría se adjunta en el Anexo 1.

Cuadro 6. 6: Comparación Demanda GNV

AñoTaxis a

Gasolina y GLP

Tasa de Conversión

Número de Taxis

convertidos

Taxis convertidos Acumulados

Consumo Facturado

(10^6 m3/Año)OSINERG

Tasa Evolución OSINERG

(%)

Consumo Facturado

(10^6 m3/Año)GNLC

Tasa Evolución

GNLC (%)

2004 171,289 5

2005 174,715 2.0% 3,494 3,494 9 8

2006 178,210 1.9% 3,423 6,917 27 198% 14 76%

2007 181,774 1.8% 3,348 10,265 45 65% 28 94%

2008 185,409 1.8% 3,269 13,534 63 39% 46 62%

2009 189,117 1.7% 3,185 16,719 80 27% 62 36%

2010 192,900 1.6% 3,097 19,816 96 21% 62 0%

2011 196,758 1.5% 3,003 22,819 112 17% 82 33%

2012 200,693 1.4% 2,905 25,724 128 14% 128 55%

2013 204,707 1.4% 2,801 28,525 143 12% 147 15%

2014 208,801 1.3% 2,692 31,217 157 10% 164 11%

2015 212,977 1.2% 2,578 33,795 171 9% 177 8%

2016 217,236 1.1% 2,458 36,253 184 8% 186 5%

2017 221,581 1.1% 2,332 38,585 197 7% 194 4%

2018 226,013 1.0% 2,201 40,786 209 6% 202 4%

2019 230,533 0.9% 2,063 42,849 220 5% 211 4%

2020 235,144 0.8% 1,918 44,767 231 5% 220 4%

2021 239,847 0.7% 1,767 46,534 240 4% 229 4%

2022 244,644 0.7% 1,609 48,143 249 4% 238 4%

2023 249,536 0.6% 1,445 49,588 257 3% 247 4%

2024 254,527 0.5% 1,273 50,861 264 3% 257 4%


Figura 6. 6: Comparación Demanda GNV

Comparación de la Demanda Proyectada - GNVCategoría D

0

50

100

150

200

250

30020

04

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Años

mill

ón

m3

OSINERG GNLC

6.2 Criterios de Asignación de costos entre Red Principal y Otras

Redes Es importante señalar los criterios usados para asignar los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento entre la Red Principal y las “Otras Redes” del sistema de distribución. El sistema de Distribución esta constituida por la Red Principal y Las Otras Redes; la primera consiste en la Red troncal de 20 pulgadas de diámetro y los ramales a los 6 clientes iniciales, las Otras Redes están definidas en el Contrato y consisten en la infraestructura adicional a la Red Principal. Aquí es importante señalar que las inversiones y los costos a considerar para fines del presente cálculo tarifario deben ser discriminadas de aquellas correspondientes a la Red Principal de Distribución. En efecto, sólo debemos considerar las inversiones de las “Otras Redes” correspondiente a la infraestructura adicional a la Red de Distribución, constituida por las Obras del Plan de Crecimiento Comprometido3, es decir las extensiones o ramales de la red de distribución no consideradas como parte de las Obras Comprometidas, así como las demás instalaciones para la prestación del servicio, que la Sociedad Concesionaria construya y opera de conformidad con el Reglamento y Leyes aplicables. 1. Asignación de los costos de Inversión.- Para fines del desarrollo de las Otras Redes, la empresa construye 4 “cluster” industriales; dichos clusters comprenden la construcción de un conjunto de redes para el suministro de gas natural a un amplio

3 Es la parte el sistema de distribución que deberá estar construida en los plazos y estar en condiciones de prestar el servicio, en concordancia con el factor de penetración que el OSINERG establezca; factor que será considerado en los respectivos cálculos tarifarios por lo menos:

• A los 2 años, a 10,000 consumidores • A los 4 años, a 30,000 consumidores • A los 6 años, a 70,000 consumidores


sector industrial que comprende también a los 6 clientes iniciales. En este caso, para fines de determinar los costos de inversión para la atención de los clientes iniciales, discriminarlos de las Otras Redes y asignarlos a la Red Principal, se ha efectúado el diseño de los ramales necesarios para simular el suministro exclusivo a dichos clientes iniciales y la valorización correspondiente, la que se descuenta de la valorización de los cluster a fin de determinar las inversiones de las Otras Redes. Los costos de inversión asignables a las Otras Redes resultan en 68% del costo total de las inversiones. El detalle de cálculo de tales costos de inversión se presentan en el acápite 6.4, a continuación se presenta un resumen de tales costos:

Cuadro 6. 7: Asignación de los Costos de Inversión

INVERSIONES EN "OTRAS REDES" (millones US$)

DescripciónValorización

TotalCorrespondiente a Red Principal



(%)

Clusters Industriales 4.1 1.2 2.9 71%

Av. Argentina / Av. Venezuela 1.4 0.3 1.1 80%

Av. Gambetta 0.7 0.03 0.6 96%

Av. Evitamiento / S.J.Lurigancho 0.7 0.3 0.4 53%

San Martín de Porres 1.3 0.6 0.8 57%

Estaciones de Regulación Clusters 0.3 0.2 0.1 44%

Extensiones Norte y Sur 4.2 0.0 4.2 100%

Otras Estaciones de Regulación 0.8 0.0 0.8 100%

Redes de Polietileno 45.7 0.0 45.7 100%

Total 55.0 1.4 53.7 2. Asignación de los costos de Operación y Mantenimiento.- A fin de determinar los costos de Operación y Mantenimiento correspondientes a las “Otras Redes”, se efectúa por benchmarking el costo total de operación y mantenimiento del sistema de distribución que comprende la Red Principal y las Otras Redes. Dicho costo total obtenido por comparación considera la dimensión de las empresas de distribución de referencia y el ajuste correspondiente a la dimensión del sistema de distribución de Lima y Callao. Para fines de determinar los costos que corresponden a las Otras Redes y a la Red Principal, se ha calculado por comparación los costos de la Red Principal simulando un gasoducto de transporte, cuyo costo de O&M resulta en 2% del costo de inversión involucrado. A partir de la definición de dicho costo se determina por diferencia los costos de costos de operación y mantenimiento de las Otras Redes que alcanzan el 82.6% de los costos totales.


Figura 6. 7: Asignación de los Costos de Operación y Mantenimiento

COyM = 38.8 Millones US$ 100%




iniciales

Factor




de Desarrollo)

% de Asignación

+

=COyM = 38.8 Millones US$ 100%




iniciales

Factor




de Desarrollo)

% de Asignación

+

=

6.3 Inversiones de Activo Fijo de las Otras Redes

Los activos fijos están divididos en productivos y no productivos, los activos fijos productivos son aquellos constituidos por la infraestructura mayor requerida para dar el servicio de distribución, y esta comprendida por las redes de acero y de polietileno y las estaciones de regulación. Para fines de la determinación de los costos de inversión de dicha infraestructura esta es manejada a partir del análisis de los costos de materiales, obras civiles y mano de obra. De acuerdo al Contrato de Concesión, la distribución a través de las “Otras Redes”, según sus características, podrá ser en alta presión y/o en baja presión. Quedan incluidas dentro de las “Otras redes” como parte de las instalaciones para la prestación del servicio, las estaciones de regulación que puedan eventualmente ser requeridas para atender a los usuarios o zonas cuyos requerimientos de gas correspondan a una menor presión que aquella de la Red de Distribución (de alta presión), las redes principales o troncales de acero o polietileno, los anillos de polietileno para abastecer por lo general a los sectores Comercial y Residencial, las conexiones a los usuarios finales, etc. El área geográfica de Concesión, con carácter de exclusividad, esta enmarcada dentro de la delimitación política del departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao y cuenta aproximadamente con ocho (8) millones de habitantes, de los cuales los mayores consumidores potenciales residenciales y comerciales se concentran en las zonas urbanas de Lima y Callao. La proyección de crecimiento de las “Otras Redes” considera cuatro “cluster” industriales a lo largo de la ruta del ducto principal, a partir de los cuales se proyecta el crecimiento de las otras redes, con inversiones correspondientes a una infraestructura compuesta por redes de acero, redes de polietileno y estaciones de regulación, cuyos costos de inversión considerados para fines tarifarios se desarrolla a continuación:


6.3.1 Redes de acero - En concordancia con lo señalado en los párrafos precedentes, los costos que se presentan a continuación constituyen los costos correspondientes exclusivamente a las Otras Redes, habiéndose descontado los costos de la red de acero asociados a la Red Principal. Dichos costos de inversión de las redes de acero consideradas por GNLC, difieren de los calculados por OSINERG, los mismos que se muestran comparativamente en la figura 6.11, junto a costos unitarios determinados en otros países de la región. Cabe resaltar que a diferencia de algunos de dichos países donde se añade a los costos unitarios un monto por permisos de paso y servidumbres, en el Perú según el Artículo 90º del D.S. No. 041-99-EM, el Concesionario está facultado a usar a título gratuito el suelo, subsuelo, y aires de caminos públicos, calles, plazas y demás bienes de dominio público, así como para cruzar ríos, puentes, vías férreas, líneas eléctricas y de comunicaciones. Sin embargo los costos por permisos municipales previstos por GNLC por éste concepto, se consideran como un parámetro a considerar en aquellos distritos de Lima y Callao que por alguna razón excepcional incluyan dicho tributo; en tal sentido dicho costo, de existir, pasaría a formar parte de los costos de operación de la empresa y serían recuperados a través de un cargo adicional a la tarifa aplicable en aquellos distritos que incluyan dicho tributo. En el siguiente cuadro y figura se aprecian los costos que el OSINERG considera razonables y válidos, frente a los costos finales de GNLC.

Cuadro 6. 8: Comparación de Costos Unitarios - Tuberías de Acero

OSINERG GNLC Diferencia OSINERG GNLC Diferencia

2 '' 65.5 104.3 -37% 58.0 82.5 -30%

3 '' 81.5 112.4 -27% 67.5 87.6 -23%

4 '' 95.9 125.2 -23% 78.9 96.2 -18%

6 '' 123.1 151.9 -19% 97.0 113.9 -15%

8 '' 153.2 177.1 -14% 117.6 133.5 -12%

10 '' 181.2 205.9 -12% - - -12 '' 208.3 233.3 -11% - - -

Diámetros MEDIA PRESIÓN (MP) BAJA PRESIÓN (BP)


Figura 6. 8: Costos Unitarios – Tuberías de Acero (Media Presión)

Costos de Tuberías de Acero Instaladas (MP)

233

206

177

152

125112 104

208

181

153

123

9682

66

0

50

100

150

200

250

12 '' 10 '' 8 '' 6 '' 4 '' 3 '' 2 ''

US

$/m

GNLC MP OSINERG MP

Figura 6. 9: Costos Unitarios – Tuberías de Acero (Baja Presión)

Costos de Tuberías de Acero Instaladas (BP)

134

114

9688 83

118

97

7968

58

0

20

40

60

80

100

120

140

160

8 '' 6 '' 4 ' ' 3 '' 2 ' '

US

$/m

GNLC BP OSINERG BP

En la siguiente figura se aprecia los costos unitarios usados por OSINERG frente a otros costos unitarios de benchmarking de diferentes empresas de la región.


Figura 6. 10: Benchmarking Costos Unitarios Tubería de Acero

Costos de Tuberías de Acero Instaladas (Baja Presión)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

8" 6" 4" 3" 2"

US

$/m

GNLC OSINERG Energas Chile CREG Colombia Metrogas Chile

6.3.2 Redes de Polietileno .- La tuberías de polietileno están orientadas a la distribución del gas natural a presiones menores a 6 bars, y principalmente orientadas hacia los segmentos residencial y comercial. Dicha redes deben suministrar gas natural al total de clientes según las proyecciones de demanda consideradas. Los costos comparativos finales considerados por OSINERG y GNLC se aprecian en el siguiente cuadro:

Cuadro 6. 9: Costos Unitarios de Tubería de Polietileno Instalada (US$/m)

DESCRIPCIÓN OSINERG GNLC Diferencia Participación

63 mm 23.6 28.9 -18.3% 95%

110 mm 31.5 38.4 -18.0% 3%

160 mm 46.3 49.7 -6.8% 2%


Figura 6. 11: Costos Unitarios Tubería de Polietileno

COMPARACIÓN COSTOS UNITARIOS DE PE (US$/m)

49.7

38.4

28.931.5

23.6

46.3

0

10

20

30

40

50

60

160 mm 110 mm 63 mm

GNLC OSINERG

La siguiente figura muestra comparativamente los niveles de costos unitarios determinados por GNLC respecto a los obtenidos por OSINERG y por otros países de la región.

Figura 6. 12: Benchmarking Costos Unitarios Tubería de Polietileno

Costos de Tuberías de PE Instaladas

0

10

20

30

40

50

60

160 mm 110 mm 63 mm

US

$/m

GNLC Energas - Chile OSINERG Metrogas - Chile CREG - Colombia

6.3.3 Estaciones de Regulación Respecto a los costos de Estaciones de Regulación, OSINERG considera precios estándares de equipos de acuerdo a los niveles que se manejan en el mercado internacional. A continuación se muestra los resultados obtenidos frente a los correspondientes de GNLC.


Cuadro 6. 10: Costos Unitarios de de Estaciones de Regulación (US$/und)

Zonas CaracterísticasCapacidad

(m3/hr)GNLCUS$

OSINERGUS$

Av. Argentina / Av. Venezuela * 50 bar / 10 bar 17,243 288,000 91,980

Aeropuerto / San Martin 50 bar / 19 bar 7,478 100,000 66,490

Gambetta 50 bar / 10 bar 8,791 85,750 80,880

S.J.Lurigancho/ Evitamiento * 50 bar / 10 bar 6,260 206,000 77,830

Estaciones Distritales 10 bar / 4 bar 5,000 49,700 67,950

Estación San Borja 50 bar / 19 bar 90,000 172,250 172,300

* No incluye Scada

Figura 6. 13: Costos Unitarios de Estaciones de Regulación

Costos Unitarios de Estaciones de Regulación

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

Av. Argentina /Av. Venezuela *

Aeropuerto /San Martin

Gambetta S.J.Lurigancho/Evitamiento *

EstacionesDistritales

Estación SanBorja

US

$

GNLC OSINERG

6.3.4 Total costos de inversión de activo fijo de las Otras Redes El detalle de los costos considerados por OSINERG se muestra en el siguiente cuadro:


Cuadro 6. 11: Total Costos de Inversión de Activo Fijo (millón US$)

Diferencia

Acero 4.6 5.8 -20.6%

Polietileno 21.0 25.4 -17.4%

ERM 0.4 0.7 -42.9%

Total 26.0 31.9 -18.5%


Figura 6. 14: Participación de las Inversiones

INVERSIONES OSINERG

Polietileno80%

Acero18%

ERM2%

INVERSIONES GNLC

Polietileno80%

Acero18%

ERM2%

6.3.5 Inversiones Fijas No productivas y Capital de Trabajo Las Inversiones fijas no productivas, son los activos requeridos para el montaje de una oficina, que esté en capacidad de llevar el control de la operación y tener capacidad de respuesta a las emergencias y solicitudes de los clientes y permitir el manejo de la información depurada y actualizada para una atención adecuada a los clientes. GNLC considera costos de inversiones fijas no productivas, basados en índices de costos que sustentan en base a su experiencia; por su parte OSINERG obtiene dichos índices por benchmarking, a partir de un grupo de empresas Argentinas cuya gestión es considerada eficiente. Adicionalmente, el Capital de Trabajo ha sido determinado considerando dos aspectos: Capital de Trabajo para soportar la actividad de Distribución y Capital de Trabajo para la actividad de Comercialización. El Capital de trabajo para la actividad de comercialización considera un requerimiento de capital para sobrellevar un nivel de inventarios calculado en 2% de los Costos de Operación y Mantenimiento de la actividad de comercialización, así como el costo financiero entre el pago a los proveedores (pago por el suministro y transporte del gas


natural) y el efectivo recupero de dichos montos a través de la cobranza a clientes, diferencia estimada en 20 días. El Capital de trabajo para la actividad de distribución considera las necesidades de inventario, estimadas en un 2% de los gastos anuales en Operación y Mantenimiento. Por su parte GNLC considera los costos por Capital de Trabajo para cubrir los siguientes requerimientos : i) Cubrir financieramente el lapso promedio entre el pago al productor/transportista y la cobranza a clientes, estimado en 15 días. ii) Cubrir los montos pagados por IGV sobre las Inversiones, que serán recuperados con el IGV cobrado a los clientes. iii) Soportar las necesidades de inventario, estimadas en 2% de los gastos anuales de Operación y Mantenimiento. iv) Por otro lado, los pagos de O&M y Gestión & Administración, además de las facturas por inversiones, disminuyen sus requerimientos de Capital de Trabajo. El resultado de los costos considerados se presenta a continuación:

Cuadro 6. 12: Activos Fijos No Productivos y Capital de Trabajo

Item Unid. GNLC OSINERG Diferencia

AFNP Millón US$ 1.8 0.2 -86%Capital de Trabajo Millón US$ 1.5 0.1 -92%TOTAL Millón US$ 3.3 0.4 -89%

6.3.6 Inversiones Totales de Otras Redes Las inversiones totales de la Otras Redes, consideradas por GNLC y el OSINERG se muestran a continuación:

Cuadro 6. 13: Inversiones Totales de “Otras redes”

Und Diferencia

Acero Millón US$ 4.6 5.8 -21%

Polietileno Millón US$ 21.0 25.4 -17%

ERM Millón US$ 0.4 0.7 -43%

AFNP Millón US$ 0.2 1.8 -86%

Capital de Trabajo Millón US$ 0.1 1.5 -92%

Total Millón US$ 26.3 35.2 -25%


El desagregado de los costos de inversión de las Otras Redes


6.4 Operación y Mantenimiento (O&M) OSINERG determina los costos de Operación y mantenimiento del sistema de distribución, a partir de índices obtenidos de empresas Argentinas. Tales índices se presentan en los siguientes cuadros para la operación de distribución, de comercialización y la administración del sistema de distribución. 6.4.1 Costos de O&M de Distribución Los costos de operación y mantenimiento en distribución corresponden a los costos necesarios para el sostenimiento de las Otras Redes, el mantenimiento de las redes de acero, las redes de polietileno y las estaciones de regulación; asimismo los costos variables de odorización. Corresponden principalmente a gastos de protección catódica, pintura y cambio de elementos, accesorios y filtros, señalizaciones de seguridad, etc.. Asimismo, se consideran los sueldos del personal mínimo requerido para llevar a cabo el control de las actividades de distribución, monitoreo del sistema de despacho, recorrido de redes, control de fugas, etc.. Para la operación de distribución se obtiene un valor de US$ 1281 por cada kilómetro de red instalado, como costo promedio del total de la empresas argentinas de distribución de gas natural; adicionalmente obtiene un valor de US$ 871 por cada kilómetro de red instalado, de las dos empresas argentinas más eficientes, valor que se toma como objetivo a ser alcanzado al décimo año de operación. Los resultados comparativos se presentan en el siguiente cuadro:

Cuadro 6. 14: Ratios de Costos de O&M de Distribución

US$/Km - Red 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 - 2023

GNLC 1572 1458 1308 1249 1209 1183 1183 1154 1126 950

OSINERG 1281 1227 1176 1126 1079 1034 990 949 909 871

6.4.2 Costos de O&M de Comercialización Los costos de operación y mantenimiento en Comercialización corresponden a los costos necesarios para el sostenimiento de las actividades de marketing, facturación y cobranza y del servicio postventa a los clientes. Considera los sueldos del personal mínimo requerido para llevar a cabo las actividades de comercialización, promoción del servicio, manejo informático de ventas y nuevas conexiones de clientes, etc OSINERG obtiene los costos de operación y mantenimiento de comercialización, como en el caso anterior de un análisis de benchmarking de empresas argentinas, cuyo resultado comparado con los valores reportados por GNLC se muestra a continuación:

Cuadro 6. 15: Ratios de Costos de O&M de Comercialización

US$/Cliente 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 - 2023

GNLC 426 83 42 29 23 20 19 17 18 16 - 12

OSINERG 38 36 34 32 30 28 26 25 23 22 - 12


6.4.3 Costos de O&M de Administración Los Costos Compartidos de Administración para una empresa como GNLC comprenden los Gastos de Personal y los Gastos Generales. Estos han sido calculados como US$ 381000 anuales por gastos de personal y US$ 483000 anuales en gastos generales. A partir de la información anterior y la demanda definida anteriormente OSINERG determina los costos por cliente para una empresa como GNLC:

Cuadro 6. 16: Ratios de Costos de O&M de Administración

US$/Cliente 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 - 2023

GNLC 273 84 41 28 22 18 16 16 15 15 - 10

OSINERG 82 65 32 21 16 13 11 11 10 10 - 6

6.4.4 Otros Costos de O&M Adicionalmente a los costos señalados en los acápites anteriores, se han considerado los costos siguientes, correspondientes a costos financieros; costo por pérdidas equivalentes al 2% del volumen adquirido por el Concesionario en el City Gate; un nivel de incobrables equivalente al 1.5% del volumen anterior; la Alícuota a los Organismos Reguladores (OSINERG) que considera el 1% del monto correspondiente al Servicio de Distribución; Costos de Desarrollo que incluyen para los primeros 70000 clientes Residenciales como medida de promoción US$ 41 por cliente como parte del Costo de Conexión, ya considerados en el sistema de distribución. Los valores actualizados en millones de dólares se aprecian en el cuadro adjunto:

Cuadro 6. 17: Otros Costos de O&M


Costo Financiero del Gas 0.3Pérdidas 4.1Incobrables 3.9Alícuota OSINERG 0.5Costos de Desarrollo - Tubo de conexión 2.2Costos de Desarrollo - Inspección 1.1

Cabe señalar a continuación, a manera de resumen, los criterios considerados para la determinación de los costos de Operación y Mantenimiento involucrados en el presente informe:


Cuadro 6. 18: Criterios de Costos de O&M

CriterioITEM

Benchmarking de empresas argentinasCOyM Distribución

Benchmarking de empresas argentinas

COyM Comercialización

Costo financiero del Gas a una tasa del 3% por un período de 15 díasCosto Financiero del Gas

Costos de la tubería de conexión y de la inspección

Costos de Desarrollo

No se consideróMantenimiento de Acometidas

1% de la Facturación de Otras RedesAporte OSINERG

1.5% de la FacturaciónIncobrables

2% de la DemandaPérdidas

Cálculos propiosAdministración

CriterioITEM

Benchmarking de empresas argentinasCOyM Distribución

Benchmarking de empresas argentinas

COyM Comercialización

Costo financiero del Gas a una tasa del 3% por un período de 15 díasCosto Financiero del Gas

Costos de la tubería de conexión y de la inspección

Costos de Desarrollo

No se consideróMantenimiento de Acometidas

1% de la Facturación de Otras RedesAporte OSINERG

1.5% de la FacturaciónIncobrables

2% de la DemandaPérdidas

Cálculos propiosAdministración

6.4.5 Costos Total de O&M

Los costos totales de operación y mantenimiento, correspondiente al sistema de distribución, que consolida los costos señalados en los ítems anteriores, se presenta en el cuadro siguiente.

Cuadro 6. 19: Costos totales de O&M




6.4.6 Costos Total de O&M de Otras Redes De acuerdo a los criterios de asignación de los costos de operación y mantenimiento, explicados en el acápite 6.2, corresponde a las Otras Redes el 82% de los Costos totales determinados de Operación y mantenimiento, cuyos valores finales se presentan en el siguiente cuadro:


Cuadro 6. 20: Costos de O&M de Otras Redes

OPEX

OTRAS REDESValor Actual Mio. de US$



OSINERG

6.5 Costo de Acometida.

De acuerdo al Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, Articulo 71° y 118°, los cargos por la Acometida e Instalación Interna no son regulados, sin embargo el OSINERG debe establecer los topes máximos de la Acometida. En tal sentido se ha determinado los costos de acometidas para usuarios sobre la base de los consumos promedios cons iderados en la proyección de la demanda.

Figura 6. 15: Esquema de Acometida Residencial

Red Interior

Empalme

Red de PE

Tapinng tee

Copla de reducción

Tubería de PE

Copla de reducción

Griper

Cajilla

CONEXIÓN DEL CLIENTE

Tubo Cu ó AcCinta de seguridad

MEDICIÓN Y REGULACIÓN

Medidor

Valvula de servicio

Regulador de presión


6.5.1 Costo de Acometida Residencial

En el caso de los consumidores Residenciales, en el Anexo 4 se presentan los costos de acometidas determinados por OSINERG, de acuerdo al tipo de medidor y arreglo (fachada). Cabe señalar que dichos costos consideran mano de obra local.

Para el caso de un cliente residencial con medidor G 1.6 adosado tenemos los siguientes resultados de los costos determinados tanto por OSINERG como por GNLC.

Cuadro 6. 21: Topes máximos de Costos de Acometida Residencial

Acometida Residencial TMA1 (*) TMA2 (**)

OSINERG 110 64

GNLC 100 155

Diferencia 10% -59%

(*) Tope Máximo 1 por la acometida, el cual incluye el medidor a diafragma, los equipos de regulación y accesorios así como la caja de protección. Se expresa en US$.

(**) Tope Máximo 2 de la conexión, el cual comprende la tubería de conexión entre la red del Distribuidor y la Caja de medición. Se expresa en US$.

6.5.2 Costo de Acometida Comercial

De la misma manera para el sector comercial, en el Anexo 4 se presenta los costos de las acometidas determinados por OSINERG, de acuerdo al tipo de medidor. Seguidamente se ha efectúado la comparación de los costos tanto por OSINERG como por GNLC para un cliente comercial con medidor G 16.

Cuadro 6. 22: Topes máximos de Costos de Acometida Comercial

Acometida Comercial TMA1 (*) TMA2 (**)

OSINERG 511 151

GNLC 425 286

Diferencia 20% -47%




6.6 Participación de bienes y servicios nacionales e importados Con el fin de establecer las fórmulas de ajustes tarifarias, se requiere determinar el grado de participación del componente nacional y el importado en los gastos de inversión y de operación y mantenimiento, que tienen una influencia directa en la definición de los márgenes de distribución, comercialización y en los costos de las acometidas. El establecimiento de tales coeficientes como fracción de los costos totales, permitirá en el futuro, con la variación de estos, hacer los ajustes a los parámetros tarifarios, tales como el MD, MCV, MCF, etc.. Definiremos el Coeficiente “a” como la fracción de los gastos totales que corresponden a bienes y servicios importados. Y el coeficiente “b” como la fracción de los gastos totales que corresponden a bienes y servicios nacionales. 1. Margen de Distribución.- Se indica en el cuadro 6-31, la determinación de los

coeficientes correspondientes al Margen de Distribución (MD).

Cuadro 6. 23: Coeficientes de participación de materiales importados y nacionales de distribución

Distribución und Importado Nacional Total

Redes de Acero millones US$ 2.60 2.03 4.64

Redes de Polietileno millones US$ 12.15 8.82 20.97

Estaciones de Regulación millones US$ 0.34 0.06 0.40

Total millones US$ 15.09 10.92 26.01

a b a+b0.5802 0.4198 1.00

Coeficientes en Distribución (MD)

2. Margen de Comercialización Fijo (MCF).- En este caso todos los costos

corresponden al personal adicional que requiere la empresa para las actividades de comercialización por cada 1000 clientes adicionales. Cabe señalar que se ha tomado en cuenta como costo variable total el Valor presente de los costos variables anuales.

Cuadro 6. 24: Coeficientes de participación de materiales importados y nacionales de comercialización

Importado Nacional Total

a b a+b

0.0000 1.0000 1.00

Comercialización Fijo

Coeficientes en Comercialización Fijo (MC)

En el siguiente cuadro se determina los respectivos coeficientes para las acometidas de cada una de las categorias tarifarias.


Cuadro 6. 25: Coeficientes de participación de materiales importados y nacionales de Acometidas

Categoría A Importado Nacional TotalERM 42.14 67.69 109.83

38.37% 61.63% 100.00%a b a+b

0.3837 0.6163 1.0000

Conexión 47.18 16.82 64.0073.71% 26.29% 100.00%

a b a+b0.7371 0.2629 1.0000

Categoría B Importado Nacional Total

ERM 438.13 72.82 510.9585.75% 14.25% 100.00%

a b a+b0.8575 0.1425 1.0000

Conexión 112.44 38.89 151.3474.30% 25.70% 100.00%

a b a+b0.7430 0.2570 1.0000

TMA1

TMA2

TMA2

TMA1

Se debe considerar que el costo de conexión para el cliente residencial de 115,15 US$, indicado en el cuadro anterior, como valor máximo, corresponde a un factor de utilización de 1,8 clientes por línea de conexión; por lo tanto el costo de conexión por cliente será como máximo 64 US$. Cabe precisar, que como medida promocional para los primeros 70 mil clientes residenciales, se ha considerado un monto de US$ 41 dentro de los costos de operación de las Otras Redes, que cubrirá una parte de los costos de conexión por cliente. Por lo tanto dichos clientes deberán asumir solo la diferencia correspondiente a US$ 23 ( US$ 64 - US$ 41 ) por la conexión.


7. Resultados del Cálculo Tarifario 7.1 Categorías de Consumidores Según lo dispuesto por el artículo 107° del Reglamento los costos de distribución se asignarán a cada categoría de consumidor. Las Categorías de consumidores y sus correspondientes rangos de consumo, se muestran en el cuadro 7-1. En el anexo 1, se adjunta la proyección de la demanda considerada.

Cuadro 7. 1: Rango de consumo por categoría

CategoríasRango de Consumo

(m3 / mes)

A Hasta 300

B 301 - 17 500

C 17 501 - 300 000

D Más de 300 000 7.2 Margen de Distribución 7.2.1 Costos de Inversión Las inversiones de las Redes de Acero, la estación de Regulación Residencial y las redes troncales de PE, deben llevarse a cabo al inicio de la vida del proyecto. Sin embargo, las Redes laterales de polietileno pueden ser considerados activos de inversiones variables, y se ejecutan de acuerdo al crecimiento de la demanda. A continuación se presenta el valor presente de los costos de inversión totales de cada uno de los activos.


Cuadro 7. 2: VPN de las Inversiones

Und

Acero Millón US$ 4.6

Polietileno Millón US$ 21.0

ERM Millón US$ 0.4

AFNP Millón US$ 0.2

Capital de Trabajo Millón US$ 0.1

COyM Millón US$ 31.7

Total Millón US$ 58.1

Descripción OSINERG

7.2.2 Cálculo del Margen de Distribución El margen de distribución para cada una de las categorías se determina del cociente del valor actualizado de las inversiones anualizadas y el costo de operación y mantenimiento entre la demanda actualizada de la categoría correspondiente. En el siguiente cuadro se muestra el resumen de dichos márgenes.

Cuadro 7. 3: Margen de Distribución

A B C D

Margen de Distribución

MD US$/mil m3 119.7 52.7 19.0 11.5


OSINERGUnidad

Los costos de Inversión correspondientes se adjuntan en el Anexo 1. 7.3 Margen de Comercialización El margen de Comercialización para cada una de las categorías se determina del cociente del valor actualizado de las inversiones anualizadas de comercialización y el costo de operación y mantenimiento entre la demanda actualizada de la categoría correspondiente. En el siguiente cuadro se muestra el resumen de dichos márgenes.


Cuadro 7. 4: Margen de Comercialización

A B C D

Margen de Comercialización

US$/Cl-mes 0.85 10.67

US$/m3/día-mes 0.14 0.09


OSINERG

MCF

Unidad

Los costos de Inversión correspondientes se adjuntan en el Anexo 1. 7.4 Topes Máximos de las Acometidas La Inversiones en Acometidas, no son consideradas parte del sistema regulado de distribución de gas natural, el mismo que puede ser adquirido directamente por el usuario o por negociación directa con el Concesionario, dentro del tope máximo que fije el OSINERG, tal como lo señala el Articulo 118° del Reglamento. Los Topes Máximos por la Acometida (TMA), expresados en Dólares Americanos (US$) a pagar por una sola vez por los Consumidores, de acuerdo con las opciones comerciales diseñadas por el Concesionario y aprobados por el OSINERG, según lo señalado en el Artículo 118° del Reglamento, se dividen en: Tope Máximo 1 (TMA1) y Tope Máximo 2 (TMA2), aplicados a cada Categoría de Consumidor según la tabla y fórmula siguientes:

Cuadro 7. 5: Topes Máximos de Acometida en dólares

Parámetro Unidad

TMA1 (*) US$

TMA2 (**) US$



64

B

511

151

110

A

Topes Máximos de Acometidas - Categoría de Consumidor

TMA = TMA1 + TMA2

Para las categorías C y D el Concesionario presentará al OSINERG la lista de componentes que conformarían las acometidas, de acuerdo a lo señalado en el Artículo 118° del Reglamento, hasta dos meses posteriores a la publicación de ésta norma, de tal forma que el OSINERG defina y autorice los montos máximos.


En el caso de la categoría A, y como parte de los costos de promoción definidos por el OSINERG dentro de las bases de fijación de las tarifas, el Concesionario descontará del costo de conexión el valor de 41 US$ por cliente. Esta medida de promoción se aplica únicamente para los primeros 70 mil clientes. Adicionalmente, se establecen los topes máximos en Nuevos Soles, utilizando un tipo de cambio de 3.47 soles/US$.

Cuadro 7. 6: Topes Máximos de Acometida en nuevos soles

Parámetro Unidad

TMA1 S/.

TMA2 S/.

Topes Máximos de Acometidas - Categoría de Consumidor

A B

381 1773

222 525 7.5 Actualización de la tarifa de distribución y del tope máximo de la

acometida

1. Fórmula de Actualización.

La fórmula que se usará para calcular la actualización de los parámetros de la tarifa de distribución es:

( )( )

a

0 0 0

1 TA PPI IPMF1 a b1 TA PPI IPM

+= × × + ×

+

TA = c x TAA + d x TAPE

2. Coeficientes de participación de bienes nacionales e importados.-

Sobre la base de la información y criterios presentados en el punto 6.6 se muestra aquí un resumen de los resultados de cálculo de los coeficientes a y b definidos.


Cuadro 7. 7: Resumen de coeficientes

a b

MD 0.5802 0.4198

MC 0.0000 1.0000

Parámetro

Categoría A a b

TMA1 0.3837 0.6163

TMA2 0.7371 0.2629

Categoría B

TMA1 0.8575 0.1425

TMA2 0.7430 0.2570

Coeficientes

ParámetroCoeficientes

Donde: F1: Factor de Actualización a: Coeficiente de participación de los productos importados. b: Coeficiente de participación de bienes y servicios nacionales.

Un mayor detalle de estos se muestra en el Anexo 4.

3. Definición de parámetros de la fórmula de actualización: TC: Tasa de cambio TA: Tasa Arancelaria. IPM: Indice de precios al por mayor.. Los valore base al 30-09-2001 de la fórmula de actualización son: TCo: 3.47 Nuevos Soles/ dólar USA TAo: 12%. IPMo: ( Fuente INEI, correspondiente al mes de del 2004) PPIa: Definido en las Resoluciones OSINERG No. 082-2003-OS/CD y OSINERG

No. 084-2003-OS/CD. Se aplicará cada año y será el vigente al mes de mayo.

PPI0: Definido en las Resoluciones OSINERG No. 082-2003-OS/CD y OSINERG

No. 084-2003-OS/CD, y corresponde al mes de mayo de 2004. 7.6 Tarifa de Gas Natural La tarifa de gas natural aplicable al consumidor es la suma de los siguientes componentes:


1. Precio del gas en el city gate. 2. Tarifa de distribución variable, que comprende los márgenes de distribución y

comercialización. 3. El Costo fijo mensual por Operación y mantenimiento en Comercialización,

Facturación y cobranza. En el siguiente cuadro se estructura la tarifa al consumidor final.

Cuadro 7. 8: Estructura Tarifaria al Consumidor final

A B C D

Consumo por usuario m3 / mes 28 800 125,379 610,556Cargo Variable

Margen de Distribución variable US$/mil m 3 119.7 52.7 19.0 11.5

Cargo FijoCargo Fijo US$/cl-mes 0.85 10.67

US$/m3/día-mes 0.14 0.09Tarifa ReguladaCosto Promedio Mensual US$/mes 4 53 2,981 8,797Tarifa Promedio US$/mil m3 150 66 24 14


UnidadOSINERG

Cabe señalar que esta tarifa a usuario final, no incluye el Costo de la Acometida, de la Red Interna del Consumidor y el costo de conversión, costos que no son regulados, pero que para fines de evaluación de la competitividad del gas natural deben incluirse, como se considera en el siguiente punto.


Anexos.-


Anexo 1: Proyección de la Demanda por Categorías


A 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Clientes Potenciales Acumulado cl 13,160 32,899 52,638 72,378 92,117 104,907 113,935 119,809 126,017 132,567 139,478 146,771 154,464 161,991 169,938 178,319 187,161 196,488 206,326 216,704 226,792

Clientes Conectados Acumulados cl 2,632 13,160 26,977 40,795 54,612 67,040 75,241 80,929 85,108 89,522 94,179 99,093 104,278 109,630 114,983 120,633 126,592 132,878 139,509 146,504 153,710

Incorporacion Clientes Potenciales cl 13,160 19,739 19,739 19,740 19,739 12,790 9,028 5,874 6,208 6,550 6,911 7,293 7,693 7,527 7,947 8,381 8,842 9,327 9,838 10,378 10,088

Incorporacion Clientes Conectados cl 2,632 10,528 13,817 13,818 13,817 12,428 8,201 5,688 4,179 4,414 4,657 4,914 5,185 5,352 5,353 5,650 5,959 6,286 6,631 6,995 7,206

Consumo Medio m3/cl.m 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29 30 31 32 33 33 35 36 37 38 39 39

Volumen Facturado 106 m3 0.1453 2.16 5.64 9.82 14.24 18.70 22.54 25.48 27.91 30.25 32.78 35.53 38.51 41.73 45.14 48.79 52.74 57.02 61.67 66.71 40.84

B 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024

Clientes Potenciales Acumulado cl 200 501 802 1,102 1,403 1,503 1,640 1,748 1,842 1,941 2,045 2,155 2,270 2,378 2,489 2,607 2,730 2,861 2,999 3,142 3,286

Clientes Conectados Acumulados cl 8 65 200 350 550 850 1,110 1,214 1,277 1,343 1,413 1,486 1,564 1,644 1,725 1,809 1,899 1,993 2,093 2,198 2,306

Incorporacion Clientes Potenciales 200 301 301 300 301 100 137 108 94 99 104 110 115 108 111 118 123 131 138 143 144

Incorporacion Clientes Conectados 8 57 135 150 200 300 260 104 63 66 70 73 78 80 81 84 90 94 100 105 108

Consumo Medio m3/cl.m 845 847 848 849 851 852 853 855 856 857 859 860 862 863 864 866 867 868 870 871 873

Volumen Facturado 106 m

3 0.0169 0.37 1.35 2.80 4.59 7.16 10.04 11.92 12.80 13.48 14.20 14.96 15.77 16.61 17.47 18.36 19.29 20.28 21.33 22.43 13.76

C 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024

Clientes Potenciales Acumulado cl 0 8 30 35 37 37 38 39 42 44 45 47 49 51 52 55 58 59 62 64 66

Clientes Conectados Acumulados cl 0 4 19 33 36 37 38 39 41 44 45 46 49 50 52 54 57 59 61 63 65

Incorporacion Clientes Potenciales cl 0 8 22 5 2 0 1 1 3 2 1 2 2 2 1 3 3 1 3 2 2

Incorporacion Clientes Conectados cl 0 4 15 14 3 1 1 1 2 3 1 1 3 1 2 2 3 2 2 2 2

Consumo Medio m3/cl.m 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379 125,379

Volumen Facturado 106 m3 0 6.02 28.59 49.65 54.16 55.67 57.17 58.68 61.69 66.20 67.70 69.21 73.72 75.23 78.24 81.25 85.76 88.77 91.78 94.79 57.05

D 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Clientes Potenciales Acumulado cl - 6 11 13 16 19 21 23 26 28 31 33 36 38 40 43 44 46 48 49 51

Clientes Conectados Acumulados cl - 4 10 13 16 19 21 23 26 28 31 33 36 38 40 43 44 46 48 49 51

Incorporacion Clientes Potenciales cl - 6 5 2 3 3 2 2 3 2 3 2 3 2 2 3 1 2 2 1 2

Incorporacion Clientes Conectados cl - 4 6 3 3 3 2 2 3 2 3 2 3 2 2 3 1 2 2 1 2

Consumo Medio m3/cl.m 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925 610,925

Volumen Facturado 106 m

3 0 29 76 104 121 138 155 171 186 201 226 239 263 275 287 308 319 328 347 355 211

Total Clientes Conectados Cl 2,640 13,233 27,206 41,191 55,214 67,946 76,410 82,205 86,452 90,937 95,668 100,658 105,927 111,362 116,800 122,539 128,592 134,976 141,711 148,814 156,132

Total Volumen Facturado 106 m

3 0.2 37.3 111.8 166.1 194.3 219.8 244.5 266.9 288.8 311.3 340.3 359.2 390.5 408.7 427.9 456.4 476.3 494.3 521.6 538.8 322.8


Anexo 2: Detalle de los Costos Unitarios de Inversión


LONGITUDES EN REDES DE POLIETILENO Y ACERO (HORIZONTE DE 20 AÑOS)

Descripción undLong. Total

(Km)Período

Redes de Acero km 78

Gasoductos extensión Norte km 12 2004-2007

Gasoductos extensión Sur km 18 2010-2022

Redes MP - Acero (19 bar) km 13 2004

Redes BP - Acero (10 bar) km 35 2004-2024

Redes de Polietileno km 1,881

Redes de BP - PE km 1,881 2004-2024

Total de Longitud km 1,959 2004-2024

Metrados en Acero (Media y Baja Presión) - OSINERG

Diámetros Clusters Ext. Norte Ext. Sur Total

2 '' 13.3 13.3

3 '' 9.8 9.8

4 '' 8.3 8.3

6 '' 10.8 7.8 18.6

8 '' 5.6 12.0 1.2 18.8

10 '' 7.2 7.2

12 '' 1.7 1.7

Total 47.8 12.0 17.9 77.7

Longitud de Redes (km) Tuberías de Acero: participación por Diámetro

Redes de Acero

4%

Redes de Polietileno

96%

Longitudes Redes de Acero OSINERG

2"17%

3"13%

4"11%

6"24%

8"24%

10"9%

12"2%


COSTOS UNITARIOS DE POLIETILENO

COMPARATIVO TUBERÍA DE PE - 63 mmDESAGREGADO

Modelo Inicial Modelo Final Electrico Modelo Inicial Modelo FinalMaquinaria y Equipos 6.4 8.0 4.1 26.1 25.4Rotura y resane 5.7 6.4 2.5Exc y comp 1.0Union y tendido de PE 0.7Mano de Obra 2.1 3.9 5.5Rotura y resane 0.6 1.3 2.3Exc y comp 2.4Union y tendido de PE 0.8Materiales 7.3 7.3 9.1 2.5 2.5Rotura y resane 1.70 1.70 3.2Union y tendido de PE

PE 2.9 2.9 2.9 2.0 2.0Otros 2.7 2.7 3.0 0.5 0.5

Otros 1.6 4.4 4.5 1 *Stock (6.81% Materiales) 0 0.5 0.6Gastos Generales 1.6 3.9 3.9

Permisos 0 0 3 0

Permisos Municipales 0 0 0 3 0

TOTAL (US$/m) 17.4 23.6 23.2 31.6 28.9

* Considera 1 US$/m de red instalada por concepto de costo de ingeniería y replanteo

0.7

1.5

1.5

2.6

OSINERG GNLC

Comparativo tubería de PE- 63 mm (US$/m)

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

Modelo Inicial Modelo Final

OSINERG GNLC



Modelo Inicial Modelo Final Eléctrico Inicial ActualMaquinaria y Equipos 6.4 7.9 4.2 40 29.9Rotura y resane 5.7 6.4 2.5Exc y comp 1.0Union y tendido de PE 0.7Mano de Obra 2.1 3.9 5.7Rotura y resane 0.6 1.3 2.3Exc y comp 2.6Union y tendido de PE 0.8Materiales 13.5 13.5 15.2 7.5 7.5

Rotura y resane 1.70 1.70 3.2Union y tendido de PE

PE 8.5 8.5 8.5 4.5 4.5Otros 3.3 3.3 3.6 3 3

Otros 2.2 6.2 6.3 1Stock (6.81% Materiales) 0 0.9 1.0

Gastos Generales 2.2 5.2 5.2

Permisos 0 0 0 3 0

Permisos Municipales 0 0 3 0

TOTAL (US$/m) 24.2 31.5 31.3 50.5 38.4


0.7

1.5

GNLC

1.5

OSINERG

2.6


0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0


OSINERG GNLC



Modelo Inicial Modelo Final Eléctrico Inicial ActualMaquinaria y Equipos 6.4 8.0 4.3 43 33.7Rotura y resane 5.7 6.4 2.5Exc y comp 1.1Union y tendido de PE 0.7Mano de Obra 2.1 3.9 5.9Rotura y resane 0.6 1.3 2.3Exc y comp 2.8Union y tendido de PE 0.8Materiales 24.8 25.0 25.0 15.0 15.0

Rotura y resane 1.70 1.70 3.2Union y tendido de PE

PE 18.2 18.2 18.2 10.0 10.0Otros 4.8 5.1 3.6 5 5

Otros 3.3 9.4 9.1 1Stock (6.81% Materiales) 0 1.7 1.7Gastos Generales 3.3 7.7 7.4

Permisos 0 0 0 3 0

Permisos Municipales 0 0 0 3 0

TOTAL (US$/m) 36.7 46.3 44.2 61.0 49.7


GNLC

1.5

2.6

OSINERG

0.7

1.5


0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0


OSINERG GNLC


COSTOS UNITARIOS DE ACERO – BAJA PRESIÓN

COMPARATIVO TUBERÍA DE ACERO 2"

DESAGREGADOModelo Inicial Modelo Final Electrico Inicial Actual

Maquinaria y Equipos 17.0 17.0 12.0 25 69.2Faenas e Interferencias 3.8 3.8 1.7Rotura y resane 3.7 3.7 1.9Exc y comp 1.3Union y tendido de Acero 6.3Válvulas 0.8 0.8 0.8Mano de Obra 5.9 5.9 8.3Faenas e Interferencias 0.5 0.5 0.6Rotura y resane 1.3 1.3 1.7Exc y comp 3.2Union y tendido de Acero 2.7Válvulas 0.1 0.1 0.1Materiales 24.9 27.5 28.0 13.3 13.3Faenas e Interferencias 0.0 0.0 0.0Rotura y resane 1.89 1.90 2.4Union y tendido de Acero

ACERO 8.8 11.4 11.4 13.3 13.3Otros 5.8 5.8 5.8

Válvulas, P.Catódica, Pruebas 8.3 8.3 8.3Otros 4.8 7.6 11.3 6.20Stock (6.81% Materiales) 0 1.3Gastos Generales 4.8 7.6 9.9 6.2Permisos 0 0 0 3Permisos Municipales 0 0 0 3TOTAL (US$/m) 52.6 58.0 59.6 47.5 82.5* Considera 1 US$/m de red instalada por concepto de costo de invenieria y replanteo

4.1

OSINERG

4.1

8.6

GNLC

8.6

Comparativo tubería de Acero 2" (US$/m)

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0


OSINERG GNLC


BAJA PRESION




ACERO 16.3 17.5 17.5 16.4 16.4Otros 6.4 6.4 6.4

Válvulas, P.Catódica, Pruebas 9.2 9.2 9.2Otros 5.8 8.8 13.5 9.2Stock (6.81% Materiales) 0 0 1.8Gastos Generales 5.8 8.8 11.7 9.2Permisos 0 0 0 3Permisos Municipales 0 0 0 3TOTAL (US$/m) 63.3 67.5 70.4 70.7 87.6* Se corrigió considerando el promedio del costo de instalación por diámetro de tubería, presentado por los contratistas a GNLC.

GNLC

8.8

4.5

OSINERG

8.8

4.5

Comparativo tubería de Acero 3" (US$/m)

0.010.0

20.030.0

40.050.0

60.070.0

80.090.0

100.0


OSINERG GNLC


BAJA PRESION




ACERO 22.3 23.0 23.0 21.5 21.5Otros 6.9 6.9 6.9


GNLC

4.9 4.9

OSINERG

9.0 9.0

Comparativo tubería de Acero 4" Baja Presión (US$/m)

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0


OSINERG GNLC


BAJA PRESION


DESAGREGADOModelo Inicial Modelo Final Electrico Inicial Actual Actual Corregido *

Maquinaria y Equipos 17.9 17.9 13.3 84 81.6 61.3Faenas e Interferencias 3.8 3.8 1.7Rotura y resane 4.0 4.0 2.3Exc y comp 1.6Union y tendido de Acero 6.9Válvulas 0.8 0.8 0.8Mano de Obra 7.3 7.3 10.3Faenas e Interferencias 0.5 0.5 0.6Rotura y resane 1.3 1.3 2.1Exc y comp 3.9Union y tendido de Acero 3.6Válvulas 0.1 0.1 0.1Materiales 60.2 59.2 59.8 32.3 32.3 32.3Faenas e Interferencias 0.0 0.0 0.0Rotura y resane 2.29 2.29 2.9Union y tendido de Acero

ACERO 35.6 34.6 34.6 32.3 32.3 32.3Otros 8.0 8.0 8.0

Válvulas, P.Catódica, Pruebas 14.3 14.3 14.3Otros 8.5 12.7 20.4 17.9Stock (6.81% Materiales) 0 0 3.1Gastos Generales 8.5 12.7 17.3 17.9Permisos 0 0 0 3Permisos Municipales 0 0 0 3TOTAL (US$/m) 93.9 97.0 103.9 137.2 113.9 93.6* Se corrigió considerando el promedio del costo de instalación por diámetro de tubería, presentado por los contratistas a GNLC.

GNLC

5.4 5.4

OSINERG

9.3 9.3


0.020.0

40.0

60.080.0

100.0

120.0

140.0160.0


OSINERG GNLC


BAJA PRESION


DESAGREGADOModelo Inicial Modelo Final Electrico Inicial Actual Actual Corregido *

Maquinaria y Equipos 18.4 18.4 14.0 113 91.1 76.1Faenas e Interferencias 3.8 3.8 1.7Rotura y resane 4.2 4.2 2.5Exc y comp 1.7Union y tendido de Acero 7.2Válvulas 0.8 0.8 0.8Mano de Obra 7.9 7.9 11.3Faenas e Interferencias 0.5 0.5 0.6Rotura y resane 1.3 1.3 2.3Exc y comp 4.3Union y tendido de Acero 4.0Válvulas 0.1 0.1 0.1Materiales 76.4 76.1 76.8 42.4 42.4 42.4Faenas e Interferencias 0.0 0.0 0.0Rotura y resane 2.48 2.48 3.2Union y tendido de Acero

ACERO 46 46 46 42.4 42.4 42.4Otros 9.2 9.2 9.2

Válvulas, P.Catódica, Pruebas 18.7 18.7 18.7Otros 10.3 15.3 25.2 23.8Stock (6.81% Materiales) 0 0 4.0Gastos Generales 10.3 15.3 21.2 23.8Permisos 0 0 0 3Permisos Municipales 0 0 0 3TOTAL (US$/m) 112.9 117.6 127.2 182.2 133.5 118.5* Se corrigió considerando el promedio del costo de instalación por diámetro de tubería, presentado por los contratistas a GNLC.

GNLCOSINERG

6.0 6.0

9.6 9.6


0.020.0

40.060.0

80.0100.0

120.0140.0

160.0180.0

200.0


OSINERG GNLC


COSTOS UNITARIOS DE ACERO – MEDIA PRESIÓN

MEDIA PRESIONCOMPARATIVO TUBERÍA DE ACERO 2"



ACERO 8.8 18.0 18.0 21.4 21.4Otros 5.8 5.8 5.8

Válvulas, P.Catódica, Pruebas 8.3 8.3 8.3Otros 4.8 8.5 13.1 7.4Stock (6.81% Materiales) 0 0 1.8Gastos Generales 4.8 8.5 11.3 7.4Permisos 0 0 0 3Permisos Municipales 0 0 3TOTAL (US$/m) 52.6 65.5 68.0 56.8 104.3* Se corrigió considerando el promedio del costo de instalación por diámetro de tubería, presentado por los contratistas a GNLC.

OSINERG GNLC

8.6

4.1

8.6

4.1

Comparativo tubería de Acero 2" Media Presión (US$/m)

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0


OSINERG GNLC





ACERO 16.3 29.7 29.7 26.9 26.9Otros 6.4 6.4 6.4


GNLCOSINERG

8.8 8.8

4.5 4.5


0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0


OSINERG GNLC





ACERO 22.3 37.8 37.8 35.8 35.8Otros 6.9 6.9 6.9


GNLC

9.0 9.0

4.9 4.9

OSINERG


0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0


OSINERG GNLC





ACERO 35.6 57.2 57.2 54.6 54.6Otros 8.0 8.0 8.0


GNLC

9.3 9.3

5.4 5.4

OSINERG


0.0

20.040.0

60.080.0

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0


OSINERG GNLC





ACERO 46.0 76.6 76.6 72.2 72.2Otros 9.2 9.2 9.2


GNLC

9.6 9.6

6.0 6.0

OSINERG


0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0


OSINERG GNLC




Maquinaria y Equipos 18.8 18.8 14.6 135 115Faenas e Interferencias 3.8 3.8 1.7Rotura y resane 4.4 4.4 2.7Exc y comp 1.9Union y tendido de Acero 7.5Válvulas 0.8 0.8 0.8Mano de Obra 8.5 8.5 12.2Faenas e Interferencias 0.5 0.5 0.6Rotura y resane 1.3 1.3 2.5Exc y comp 4.7Union y tendido de Acero 4.4Válvulas 0.1 0.1 0.1Materiales 84.1 130.3 131.1 90.9 90.9Faenas e Interferencias 0.0 0.0 0.0Rotura y resane 2.68 2.68 3.5Union y tendido de Acero

ACERO 50.4 96.7 96.7 90.9 90.9Otros 10.3 10.3 10.3

Válvulas, P.Catódica, Pruebas 20.6 20.6 20.6Otros 11.1 23.6 40.6 34.3Stock (6.81% Materiales) 0 0 7.5Gastos Generales 11.1 23.6 33.1 34.3Permisos 0 0 0 3Permisos Municipales 0 0 0 3TOTAL (US$/m) 122.5 181.2 198.5 263.2 205.9

6.6 6.6

GNLCOSINERG

9.9 9.9


0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0


OSINERG GNLC




Maquinaria y Equipos 19.3 19.3 15.3 170 125Faenas e Interferencias 3.8 3.8 1.7Rotura y resane 4.5 4.5 2.9Exc y comp 2.0Union y tendido de Acero 7.8Válvulas 0.8 0.8 0.8Mano de Obra 8.5 8.5 12.8Faenas e Interferencias 0.5 0.5 0.6Rotura y resane 1.3 1.3 2.7Exc y comp 5.0Union y tendido de Acero 4.4Válvulas 0.1 0.1 0.1Materiales 93.7 153.4 154.2 108.3 108.3Faenas e Interferencias 0.0 0.0 0.0Rotura y resane 2.88 2.88 3.7Union y tendido de Acero

ACERO 55.9 115.6 115.6 108.3 108.3Otros 11.6 11.6 11.6

Válvulas, P.Catódica, Pruebas 23.3 23.3 23.3Otros 12.1 27.2 47.2 42.2Stock (6.81% Materiales) 0 0 8.9Gastos Generales 12.1 27.2 38.2 42.2Permisos 0 0 0 3Permisos Municipales 0 0 0 3TOTAL (US$/m) 133.6 208.3 229.5 323.5 233.3

GNLCOSINERG

10.2 10.2

6.6 6.6


0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0


OSINERG GNLC


Anexo 3: Plan Anual de Inversiones y de Operación y Mantenimiento


INVERSIONES PROYECTADAS – OSINERG

Descripción 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Gasoductos extensión Norte Mio. US$ 0.35 0.00 0.35 0.71 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Gasoductos extensión Sur Mio. US$ 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.50 0.00 0.45 0.00 0.00 0.45 0.00 0.55 0.00 0.37 0.18 0.18 0.11 0.00 0.00

Redes MP - Acero (19 bar) Mio. US$ 0.76 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Redes BP - Acero (10 bar) Mio. US$ 1.11 1.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.09 0.37 0.13 0.09 0.37 0.09 0.09

Redes BP - PE Mio. US$ 2.71 4.06 4.06 4.06 4.06 2.59 1.86 1.46 1.27 1.33 1.41 1.49 1.55 1.47 1.50 1.58 1.67 1.76 1.87 1.94 1.94

Estaciones Reguladoras Clusters Mio. US$ 0.06 0.08 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

ERP - Distritales Mio. US$ 0.07 0.00 0.00 0.07 0.00 0.00 0.17 0.00 0.07 0.00 0.07 0.00 0.07 0.00 0.07 0.00 0.07 0.00 0.07 0.00 0.07

AFNP Mio. US$ 0.12 0.00 0.01 0.00 0.01 0.11 0.01 0.00 0.01 0.00 0.12 0.00 0.01 0.00 0.01 0.11 0.01 0.00 0.01 0.00 0.01

Capital de trabajo Mio. US$ 0.00 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02

Total INVERSIONES Mio. US$ 5.18 5.15 4.44 4.86 4.09 2.72 2.56 1.48 1.82 1.36 1.62 1.96 1.66 2.04 1.69 2.45 2.09 2.06 2.45 2.05 2.13

Datos - Consideraciones 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Longitudes

Gasoductos extensión Norte km 3 - 3 6 - - - - - - - - - - - - - - - - -

12" (km) - - - - - - 1.70 - - - - - - - - - - - - - -

10" (km) - - - - - - 0.80 - 2.50 - - 2.50 - 1.40 - - - - - - -

8" (km) - - - - - - - - - - - - - 1.20 - - - - - - -

6" (km) - - - - - - - - - - - - - 0.90 - 3.00 1.50 1.50 0.90 - -

Redes de BP (Km) km 112 167 167 167 167 107 77 60 52 55 58 61 64 60 62 65 69 73 77 80 80

Estaciones Regulación Distritales und 1 - - 1 - - - - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1

Otras Estaciones de Regulación und - - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - -

Costos

Gasoductos extensión Norte( 8" ) (US$/m) 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118

12" (US$/m) 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208

10" (US$/m) 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181 181

8" (US$/m) 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153 153

6" (US$/m) 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123 123

Redes de BP - PE (US$/m) 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

Estaciones Regulación Distritales (US$/und) 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950 67,950

Otras Estaciones de Regulación (US$/und) 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300 172,300

Gasoductos extensión Sur

Gasoductos extensión Sur


COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO TOTAL PROYECTADO – OSINERG

Descripción 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

COyM Distribución 0.27 0.49 0.67 0.84 0.98 1.05 1.08 1.10 1.10 1.10 1.15 1.21 1.26 1.32 1.37 1.43 1.49 1.56 1.63 1.70 1.77

COyM Comercialización 0.10 0.47 0.92 1.31 1.65 1.91 2.02 2.05 2.02 2.00 1.98 1.96 1.95 1.92 1.90 1.88 1.85 1.83 1.81 1.79 1.87

Administración 0.22 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86

Costo Financiero del Gas 0.00 0.01 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.05 0.05 0.06 0.06 0.06 0.07 0.07 0.07 0.07 0.08 0.05

Pérdidas 0.00 0.08 0.24 0.36 0.42 0.48 0.53 0.58 0.63 0.68 0.74 0.78 0.85 0.89 0.93 1.00 1.04 1.08 1.14 1.18 0.70

Incobrables 0.00 0.08 0.24 0.35 0.41 0.46 0.51 0.56 0.61 0.66 0.72 0.76 0.82 0.86 0.90 0.96 1.00 1.04 1.10 1.13 0.68

Alícuota OSINERG 0.00 0.01 0.03 0.04 0.05 0.05 0.06 0.07 0.07 0.08 0.08 0.09 0.10 0.10 0.11 0.11 0.12 0.12 0.13 0.13 0.08

Costos de Desarrollo - Tubo de Conexión 0.11 0.44 0.57 0.57 0.57 0.52 0.34

Costos de Desarrollo - Inspección 0.06 0.23 0.30 0.30 0.30 0.27 0.18

Total 0.76 2.66 3.84 4.65 5.27 5.63 5.63 5.26 5.34 5.43 5.59 5.72 5.90 6.02 6.14 6.31 6.44 6.56 6.74 6.87 6.01


Anexo 4: Costo de Acometidas


COSTOS DE ACOMETIDA RESIDENCIAL

En el caso de los Residenciales, se presentan los costos de acometidas determinados por OSINERG, de acuerdo al tipo de medidor y arreglo (fachada). Cabe señalar que dichos costos consideran mano de obra local. En el siguiente cuadro se observa los resultados.

Cuadro Nº 1

G 1.6 G 4Cliente Residencial Adosado US$ US$Conexión 106 106Medición y Regulación 110 136

Total acometida 216 242

G 1.6 G 4Cliente Residencial Antejardín US$ US$Conexión 105 105Medición y Regulación 111 133


G 1.6 G 4Cliente Residencial Pareada US$ US$Conexión 115 115Medición y Regulación 132 154


Tipo de Medidor

Tipo de Medidor

Tipo de Medidor

Para el caso de un cliente residencial con medidor G 1.6 adosado tenemos los siguientes resultados de los costos tanto por OSINERG y GNLC.

Cuadro Nº 2

Cliente residencial (adosado) (Medidor G 1.6)

EMPRESA Conexión R&M TotalOSINERG 106 110 216GNLC 155 100 255

Diferencia -15%

Los valores del cuadro anterior se presenta gráficamente a continuación:


Figura Nº 1

0

50

100

150

200

250

300

Conexión R&M Total

US

$/it

em

OSINERG GNLC

Para el caso de un cliente residencial con medidor G 4 adosado tenemos los siguientes resultados de los costos tanto por OSINERG y GNLC.

Cuadro Nº 3

Cliente residencial (adosado) (Medidor G 4)

EMPRESA Conexión R&M TotalOSINERG 106 136 242GNLC 155 130 285

Diferencia -15%

Figura Nº 2

0

50

100

150

200

250

300

Conexión R&M Total

US

$/it

em

OSINERG GNLC


COSTOS DE ACOMETIDA COMERCIAL De la misma manera para el sector comercial, en los cuadros siguientes se presenta los costos de las acometidas determinados por OSINERG, de acuerdo al tipo de medidor.

Cuadro Nº 4

Cliente Comercial (MEDIDOR G16) US$Conexión 151Medición y Regulación 511

Total acometida 662

Cliente Comercial (MEDIDOR G25) US$Conexión 151Medición y Regulación 754

Total acometida 906 Seguidamente se ha efectúado la comparación de los costos tanto por OSINERG y GNLC para un cliente comercial con medidor G 16.

Cuadro Nº 5

Cliente Comercial (Medidor G 16)

EMPRESA Conexión R&M Total

OSINERG 151 511 662GNLC 286 425 711

Diferencia -7%


Figura Nº 3

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Conexión R&M Total

US

$/it

em

OSINERG GNLC

Adicionalmente se ha efectúado la comparación de los costos tanto por OSINERG y GNLC para un cliente comercial con medidor G 25.

Cuadro Nº 6

Cliente Comercial (Medidor G 25)

EMPRESA Conexión R&M Total

OSINERG 151 754 906GNLC 286 585 871

Diferencia 4%


Figura Nº 4

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Conexión R&M Total

US

$/it

em

OSINERG GNLC

COSTOS DE ACOMETIDA INDUSTRIAL

En el caso de los Industriales, se presenta los costos de acometidas calculadas por OSINERG de acuerdo a niveles de caudales de gas natural. Debido a que GNLC no presenta costos de acomedidas en este sector, no se presentan comparación.

Cuadro Nº 7

Cliente Industrial (MEDIDOR G250) US$Conexión 133Medición y Regulación 4,315

Total acometida 4,448

Cuadro Nº 8

Caudal Costo Modulo Regulador - Medidor

Costo Acometida Instalada

Qmax m3 std/h Unidad US$ (FOB) Unidad US$

1 450 9,000 10,9642 1,000 17,000 20,1643 1,300 20,000 23,6144 2,500 25,000 29,3645 4,200 26,000 30,5146 6,178 32,000 37,4147 10,000 34,000 39,714

Nº


DETALLE DE COSTOS DE ACOMETIDA RESIDENCIAL

Tipo: Empalme simple para casa habitada. RendimientosJornada de trabajo de: 8 hrsNº acometidas por jornada: 3

1. Conexión de clientes

1.1 Excavación Zanjado

0 MANO DE OBRA UNIDAD Jornal Cantidad Vr. TotalUS$

0.1 Supervisor jornada 66.7 0.1 6.670.2 Jornal (ayudante o auxiliar) jornada 18.9 0.85 16.03

Subtotal 22.70N° Acometidas 3

Mano obra/und. 7.6

1 EQUIPOS UNIDADTARIFA/

HCantidad

Vr/Unit TotalUS$

1.1 Herramienta Taladro Perforador hr 3.80 8.00 30.401.2 Generador Electrico hr 14.38 4.00 57.521.3 Herramientas menores de excavación hr 0.69 8.00 5.521.4 Cortadora de concreto hr 8.02 4.00 32.08

Sub total 125.52Costo x unidad 41.84

2 Materiales UNIDADTARIFA/

H Cantidad Vr/Unit Total

US$1.1 Concreto Premezclado m3 56.00 0.36 20.16


SUBTOTAL1.1. EXCAVACIÓN (POR ZANJADO) 56.13

1.2 Conexión

0 EQUIPO UNIDAD TARIFA/H

Cantidad Vr/Unit Total US$

0.1 Herramienta Menor hr 2.27 8.00 18.160.2 Equipo pegas hr 1.00 8.00 8.000.3 Planta Eléctrica hr 0.85 4.00 3.4


1 OBRA CIVIL UNIDADVr/Unit

US$ Cantidad Vr/Unit Total

US$1.1 Obra civil y cajilla und 56.50 0.00 0.00

Subtotal 0.00

2 MANO DE OBRA UNIDADJornal Total Cantidad

Vr. Total US$

2.1 Supervisor jornada 66.7 0.15 10.002.2 Soldador de Polietileno (maestro espec.) jornada 23.2 0.50 11.582.3 Jornal (ayudante o auxiliar) jornada 18.9 0.20 3.77


Mano obra/und. 8.45

3 SUMINISTRO DE MATERIALES UNIDADVr/Unit

US$Cantidad

Vr/Unit Total US$

3.1 Tubería de PE mt 0.80 4 3.203.2 Griper 3/4" und 3.02 1 3.023.3 Cañería 3/4" Fe galvanizada mt 4.00 1 4.003.4 Curva interior de 180º - Tubo 3/4" Cu L und 4.1 1 4.103.5 Válvula de bola 3/4" (HI-HI) und 3.31 1 3.313.6 Copla Fe galvanizado 3/4 und 2.53 1 2.53

Subtotal 20.16

SUBTOTAL1.2. CONEXIÓN PROPIAMENTE TAL 38.46

COSTO DIRECTO CONEXIÓN 94.59STOCK 7% 1.37GASTOS GENERALES 20% 19.19COSTO TOTAL CONSTRUCCIÓN US$ 115.15

COSTOS ACOMETIDA RESIDENCIAL: CASAS PAREADASMEDIDOR G 1.6


2. Medición y RegulaciónTipo: Empalme simple para casa habitada. RendimientosJornada de trabajo de: 8 hrsNº acometidas por jornada: 3

0 EQUIPO UNIDADTARIFA/

HCantidad

Vr/Unit Total US$

0.1 Herramienta Menor 2.27 0.00 0.000.2 Equipo pegas 1.00 0.00 0.000.3 Planta Eléctrica 0.85 0.00 0.00



US$Cantidad

Vr/Unit Total US$

1.1 Obra civil y cajilla und 56.50 1.00 56.50Subtotal 56.50

2 MANO DE OBRA UNIDADJornal Total

CantidadVr. Total

US$2.1 Supervisor jornada 66.7 0.13 8.332.2 Soldador de Polietileno (maestro espec.) 23.2 0.00 0.002.3 Gasfiter (maestro) jornada 23.2 0.66 15.282.4 Jornal (ayudante o auxiliar) jornada 18.9 0.10 1.89


Mano obra/und. 8.50


US$Cantidad

Vr/Unit Total US$

3.1 Válvula paso regulador -T und 3.31 1 3.313.1 Válvula individual casa und 3.31 1 3.313.2 Medidor G 1.6 und 23.00 1 23.003.3 Tee de unión und 9.55 1 9.553.4 Regulador de presión R1 und 16.00 1 16.00

Subtotal 55.17

COSTO DIRECTO M&R 120.17IMPREVISTOS 10% 10% 12.02COSTO TOTAL CONSTRUCCIÓN US$ 132.19


DETALLE DE COSTOS DE ACOMETIDA COMERCIAL

Tipo: Empalme comercial medidor G16RendimientosJornada de trabajo de: 8 hrsNº acometidas por jornada: 3

1. Conexión de clientes

1.1 Excavación Zanjado

0 MANO DE OBRA UNIDAD Jornal CantidadVr. Total

US$0.1 Supervisor jornada 66.7 0.1 6.670.2 Jornal (ayudante o auxiliar) jornada 18.9 0.8 15.09


Mano obra/und. 7.3

1 EQUIPOS UNIDAD TARIFA/H Cantidad Vr/Unit Total

US$

1.1 Herramienta Taladro Perforador hr 3.80 8.00 30.401.2 Generador Electrico hr 14.38 4.00 57.521.3 Herramientas menores de excavación hr 0.69 8.00 5.521.4 Cortadora de concreto hr 8.02 4.00 32.08


2 Materiales UNIDAD TARIFA/H Cantidad Vr/Unit Total

US$1.1 Concreto Premezclado m3 56.00 0.36 20.16


SUBTOTAL1.1. EXCAVACIÓN (POR ZANJADO) 55.81

1.2 Conexión

0 EQUIPO UNIDAD TARIFA/H Cantidad Vr/Unit Total

US$

0.1 Herramientas Menores hr 2.27 8.00 18.160.2 Maquina fusionadora hr 1.00 8.00 8.000.3 Generador hr 0.85 4.00 3.4


1 OBRA CIVIL UNIDAD Vr/Unit US$

Cantidad Vr/Unit Total US$

1.1 Obra civil und 37.00 0.00 0.00Subtotal 0.00

2 MANO DE OBRA UNIDAD Jornal Total

Cantidad Vr. Total US$

2.1 Supervisor jornada 66.7 0.10 6.672.2 Soldador de Polietileno (maestro espec.) jornada 23.2 0.50 11.582.3 Jornal (ayudante o auxiliar) jornada 18.9 0.33 6.22


Mano obra/und. 8.16


US$ CantidadVr/Unit Total

US$

3.1 Griper und 3.02 1.00 3.023.2 Tubería PE 63 mm mts 2.91 8.00 23.283.3 Válvula de bola (HI-HI) und 3.31 1.00 3.313.4 Copla Fe galvanizado und 2.53 1.00 2.533.5 Curva interior de cobre tipo L und 4.10 1.00 4.103.6 Tee de bronce 3/4"x3/4"x1/2" (SO-SO-HI) und 12.72 1.00 12.72

Subtotal 48.96

SUBTOTAL1.2. CONEXIÓN PROPIAMENTE TAL 66.97

COSTO DIRECTO CONEXIÓN 122.78STOCK 7% 3.33GASTOS GENERALES 20% 25.22COSTO TOTAL CONSTRUCCIÓN US$ 151.34


2. Medición y Regulación

Tipo: Empalme COMERCIALRendimientosJornada de trabajo de: 8 hrs

Nº acometidas por jornada: 3

0 EQUIPO UNIDAD TARIFA/H Cantidad Vr/Unit Total

US$0.1 Herramienta Menor 2.27 0.00 0.000.2 Equipo pegas 1.00 0.00 0.000.3 Planta Eléctrica 0.85 0.00 0.00



US$Cantidad

Vr/Unit Total US$

1.1 Obra civil und 56.50 1.00 56.50Subtotal 56.50

2 MANO DE OBRA UNIDADJornal Total

Cantidad Vr. Total

2.1 Supervisor jornada 66.7 0.2 13.332.2 Soldador de Poliet.(maestro especializado) jornada 23.2 0.0 0.002.3 Gasfiter (maestro) jornada 23.2 0.6 13.892.4 Jornal (ayudante o auxiliar) jornada 18.9 0.1 1.89


Mano obra/und. 9.70


US$Cantidad

Vr/Unit Total US$

3.1Módulo de regulación y medición RM-25 (hasta 25 m3/hr)

und 330.00 1.00 330.00

3.2 Gabinete protector metálico und 40.00 1.00 40.003.3 Fittings conexión y armado Global 28.30 1.00 28.30

Subtotal 398.30

COSTO DIRECTO M&R 464.50IMPREVISTOS 10% 10% 46.45COSTO TOTAL CONSTRUCCIÓN US$ 510.95

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