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Cali Dda
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Manual de Proyectos Saesa 2008
Derecho Publico Servicios Publicos
Enviando ChileLegislacionLey18168GeneraldeTelecomunicaciones(1982)
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Hoja Informativa y Progarama Audiencia Cálidda 09-03-09
DTO-327_10-SEP-1998 (1)
1 Ley Reglamentaria Del Servicio Ferroviario
Informe N° 0130-2014-GART
División de Gas Natural
Determinación de la Tarifa Única de
Distribución de Gas Natural aplicables a
la Concesión de Lima y Callao para el
Fecha de elaboración: 10 de marzo del 2014
RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................................ 5
OBJETIVOS ................................................................................................................................... 10
ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 10
ANTECEDENTES LEGALES ................................................................................................................. 10
ETAPAS Y ANTECEDENTES DEL PROCESO REGULATORIO ......................................................................... 11
METODOLOGÍA Y CRITERIOS GENERALES .................................................................................... 13
MARCO NORMATIVO ...................................................................................................................... 13
SOBRE EL NIVEL DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL Y DISEÑO TARIFARIO ............................. 13
DETERMINACIÓN DEL COSTO MEDIO ................................................................................................. 14
3.3.1 Determinación de la Demanda ............................................................................................. 15
3.3.2 Determinación del CAPEX ..................................................................................................... 15
3.3.3 Determinación de los Costos de Explotación ........................................................................ 16
DETERMINACIÓN DE LA TARIFA ÚNICA POR CATEGORÍA ......................................................................... 17
3.4.1 Criterios para el diseño tarifario ........................................................................................... 17
3.4.2 Métodos de asignación tarifaria por categoría .................................................................... 17
3.4.3 Metodología del diseño tarifario .......................................................................................... 18
ANÁLISIS DE LA METODOLOGÍA PRESENTADA POR CÁLIDDA .................................................................... 20
3.5.1 Metodología del Nivel de tarifas .......................................................................................... 20
3.5.2 Metodología del diseño tarifario .......................................................................................... 21
DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS TARIFARIOS COMPLEMENTARIOS ......................................................... 21
TARIFA ÚNICA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR RED DE DUCTOS DE LA CONCESIÓN DE
LIMA Y CALLAO .................................................................................................................................... 22
CATEGORÍAS TARIFARIAS ................................................................................................................. 22
ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA .......................................................................................................... 23
4.2.1 Demanda de Gas Natural de Consumidores Regulados ....................................................... 25
4.2.2 Categoría Generadores Eléctricos......................................................................................... 32
VALORIZACIÓN DE LAS INVERSIONES .................................................................................................. 36
COSTOS DE EXPLOTACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL EN LA CONCESIÓN DE LIMA Y CALLAO ........... 44
4.4.1 Costos Directos ..................................................................................................................... 45
4.4.2 Costos Indirectos ................................................................................................................... 46
4.4.3 Otros costos de operación y mantenimiento ........................................................................ 47
4.4.4 Gastos de Promoción ............................................................................................................ 49
4.4.5 Resumen de los costos de operación y mantenimiento ........................................................ 52
CALCULO DE LAS TARIFAS POR CATEGORÍAS DE CLIENTES ........................................................................ 54
4.5.1 Calculo general de la tarifa media sin promoción ................................................................ 54
4.5.2 Diseño tarifario ..................................................................................................................... 55
4.5.3 Resultados Tarifarios ........................................................................................................... 57
4.5.4 Impacto en los precios finales a los usuarios ...................................................................... 58
4.5.5 Verificación de la Competitividad de las tarifas ................................................................. 59
4.5.6 Ingresos estimados con las tarifas propuestas ................................................................... 60
4.5.7 Porcentaje de la Tarifa Única de Distribución destinado a los ingresos del mecanismo de
promoción ......................................................................................................................................... 60
FACTORES DE ACTUALIZACIÓN Y PROCEDIMIENTO DE AJUSTE .................................................... 62
CARGOS TARIFARIOS COMPLEMENTARIOS.................................................................................. 63
DERECHOS DE CONEXIÓN Y FACTOR “K” ............................................................................................. 64
CARGO POR ACOMETIDAS PARA CONSUMIDORES CON CONSUMO MENOR O IGUAL A 300 M3/MES ................ 64
CARGOS POR INSPECCIÓN, SUPERVISIÓN Y HABILITACIÓN DE LAS INSTALACIONES INTERNAS DE CONSUMIDORES
MAYORES A 300 M /MES. ............................................................................................................................ 66
CARGOS POR CORTE Y RECONEXIÓN ................................................................................................... 68
6.4.1 Cargo por Corte .................................................................................................................... 68
6.4.2 Cargo por Reconexión .......................................................................................................... 73
ANEXO N°1 INFORME “ANÁLISIS DE PROPUESTA TARIFARIA DE GAS NATURAL (TARIFA ÚNICA)
PERIODO 2014 – 2018” DEL CONSULTOR COSANAC ............................................................................. 77
ANEXO N°2 LISTA DE COSTOS UNITARIOS 2013 ................................................................................... 78
ANEXO N°3 PLANO DE LAS INSTALACIONES EXISTENTES Y PROYECTADAS PARA EL PERIODO 2014-2018
............................................................................................................................................................ 82
El 9 de octubre del 2013, la empresa Gas Natural de Lima y Callao S.A (Cálidda), concesionaria
de la distribución de gas natural en Lima y Callao, presentó a OSINERGMIN su propuesta de
Tarifa Única de Distribución (TUD), para iniciar el proceso de fijación correspondiente al
periodo 2014 – 2018. En dicha propuesta tarifaria Cálidda presentó también su propuesta de
Plan Quinquenal de inversiones y su Plan de Promoción de Conexiones Residenciales, planes
que OSINERGMIN debe aprobar dentro del proceso regulatorio señalado.
El 07 de noviembre de 2013, OSINERGMIN remitió sus observaciones a la propuesta de la TUD
y a los 2 planes antes señalados. A lo cual, el 05 de diciembre de 2013, Cálidda remitió la
absolución de las observaciones indicadas.
Corresponde a OSINERGMIN establecer la TUD por Categoría Tarifaria, de acuerdo a lo que
establece el Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de
Ductos vigente, aprobado por Decreto Supremo Nº 048-2008-EM.
En ese sentido, en el presente informe se explica la metodología y criterios principales
utilizados para la determinación de la TUD, y se sustenta la evaluación de los siguientes
aspectos relacionados a la regulación tarifaria de la distribución en la concesión de Lima y
Definición de las Categorías Tarifarias.
Tarifas Únicas de Distribución de gas natural por red de ductos.
Derechos de Conexión.
Cargo por la acometida para consumidores con consumos menores a 300 m3/mes.
Cargos por Corte y Reconexión.
Cargos por Inspección, Supervisión y Habilitación de la Instalación Interna para
consumidores mayores a 300 m3/mes.
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos.
Las Categorías Tarifarias definidas para el presente periodo regulatorio (2014-2018) para la
concesión de Lima y Callao, son las que se presentan en el siguiente cuadro. Cabe mencionar
que en la presente regulación se propone la segmentación de la Categoría A en dos: A1 y A2, y
la incorporación de la Categoría IP, orientada a instituciones públicas del Estado. La
segmentación de la categoría A obedece al criterio de focalizar mejor los gastos de promoción
a los clientes residenciales y la incorporación de la categoría IP va en línea con facilitar el
acceso al gas natural a instituciones públicas como hospitales, ministerios, instituciones
educativas entre otros.
GE Para generadores de electricidad IP Para instituciones públicas del Estado. Asimismo.Categorías Tarifarias Categorías Tarifarias Descripción Categorías por rangos de consumo (Sm3/mes) 3 A. En él se puede apreciar que el componente de mayor predominancia es la demanda de generadores eléctricos con 72%.1 Hasta 60 Sm /mes A. independiente del consumo mensual GNV Para estaciones de servicio y/o gasocentros de gas natural vehicular.5% a la demanda propuesta por el Concesionario. seguida de la demanda de los clientes del tipo GNV con 11%: Distribución de la Demanda Total Actualizada por Categoría Tarifaria Demanda Total Actualizada (Miles m3) 1% 1% 4% 8% 3% 11% 3 Fuente OSINERGMIN Miles m 22 563 820 Cálidda(*) 22 220 113 72% A B C D GNV GE E (*): Corresponde la propuesta de Cálidda reajustada a los factores de actualización empleados por OSINERGMIN Informe N° 0130-2014-GART Página 6 de 83 . centro de salud e instituciones educativas Demanda de distribución de gas natural La demanda propuesta para el presente proceso regulatorio supera los 22 miles de millones de m3. tales como hospitales.2 Desde 61 hasta 300 Sm /mes B Desde 301 hasta 17 500 Sm /mes C Desde 17 501 hasta 300 000 Sm /mes D Desde 300 001 hasta 900 000 Sm /mes E Consumidor Independiente con un consumo mayor a 900 000 Sm 3 3 3 3 3 Categorías especiales. la misma que supera en 1. el gráfico siguiente muestra la participación de la demanda por categorías.
8 34.2 -42.9% Página 7 de 83 .Cálidda (%) 42.0% 20 205 212 20 286 271 0.9 70. 36.OSINERGMIN (%) 3.35 37.8 92. 41 y 46 millones de dólares. Costos de explotación Los costos de explotación.8 25. los mismos que permitirán la conexión de 371 389 usuarios en el periodo regulatorio.81 -47% 43.1% 39. 36 millones de dólares. se ha evaluado la comparación de los ingresos de cada propuesta respecto a lo que se obtendría si se mantendría la tarifa vigente.0% 151 553 154 783 2.8% 2 151 247 2 300 967 7.53 -66% 6.6% Informe N° 0130-2014-GART A1+A2 B C+IP D GNV E GE 44.9% 24.05 25.51 229. para el presente periodo regulatorio asciende a US$ 309.7 95.8 12. determinados de acuerdo a las metodologías de Empresa Modelo Eficiente y Benchmarking respecto de empresas de distribución de gas natural extranjeras.9% 0.48 108. correspondiente a inversiones existentes al mes de junio del 2013 y valorizados a precios de setiembre del 2013.4 139.9 -18.1% 1 164 303 1 129 289 -3.9 158.1 40.7 104. El valor presente de las anualidades del costo de la inversión acumulado.6 239. resulta en valores anuales iguales a 31.4 211. 31.7% 1.2% 258.03 11% Distribución Comercial Administración Otros 71.0% 789 608 892 916 13.5 31.5% 266 210 306 105 15.1% 2 999 632 3 085 012 2.5 Ingresos según propuesta de Cálidda 705.3 Variación respecto a la tarifa vigente .3% 2.6% -1.2 265. Gastos de promoción para la conexión de clientes residenciales Los gastos de promoción propuestos resultan en valores anuales iguales a 27.9 millones.5% 92.40 -30% 97. en cada uno de los años del periodo regulatorio.4% -2.3% 24.4% 9. que comprende el VNR existente y las inversiones proyectadas.75 -40% 109.9 10. Asimismo.1 Ingresos según propuesta de OSINERGMIN 512.82 20.2% 7.OPEX (Millones US$) Valor Presente Gasto de del OPEX Promoción Ítem OPEX según propuesta de Cálidda OPEX según propuesta de OSINERGMIN Diferencia (%) 328.6 23.28 197% INVERSIÓN (Millones US$) Ítem Inversión según propuesta de Cálidda Inversión según propuesta de OSINERGMIN Diferencia (%) Valor Presente Existente a de la Inversión Dic-2013 1 065 868 -19% 542 982 524 893 -3% Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 185 182 112 236 -39% 182 910 103 076 -44% 116 060 95 361 -18% 157 285 116 812 -26% Ingresos (Millones US$) Ítem Valor Presente de los Ingresos Ingresos con Tarifa Vigente 494.6 184.6% 39.4% Costos de Operación y Mantenimiento . Resumen Comparativo entre la Propuesta de Cálidda y de OSINERGMIN Demanda (Miles m3) Ítem Demanda propuesta por Cálidda(*) Demanda propuesta por OSINERGMIN Diferencia (%) Valor Presente de la Demanda A1+A2 B C+IP D GNV E GE 22 220 113 22 563 820 1.7 44.8 millones. en cada uno de los años del periodo regulatorio.Costos de inversión Respecto a los costos de inversión.6% Variación respecto a la tarifa vigente . se tiene que el VNR calculado asciende a US$ 467. Comparación de la Propuesta de OSNERGMIN respecto a la Propuesta de Cálidda En el siguiente cuadro se muestra un resumen comparativo de los principales resultados entre la propuesta realizada por Cálidda y la propuesta de OSINERGMIN.3 49.81 37. 32.
10 129.1986 26.7 44.8 16.3 A1 A2 B C GNV D E GE A partir de las tarifas medias presentadas en el cuadro anterior se han calculado los márgenes de distribución y comercialización para cada categoría tarifaria así como los cargos fijos y variables.3669 18. se presenta en el siguiente cuadro: Informe N° 0130-2014-GART Página 8 de 83 .31 Aplica los márgenes de comercialización y distribución de la Categoría Tarifaria C Impacto en los precios finales a los usuarios y Competitividad El impacto de las tarifas propuestas sobre el precio final por categorías.76 0.2679 36.17 500 46.52 D 300 001 .Tarifa Única de Distribución Las tarifas medias que pagaría cada categoría tarifaria se muestran en el siguiente cuadro: Tarifas Medias de Distribución por Categoría Tarifaria Categorías Tarifarias Consumo Mensual TUD Media m3 16 119 1 841 83 109 217 603 468 853 3 312 167 30 186 628 US$/Mm3 195.60 0.93 139.89 B 301 .0 86.8 139.2746 16.73 E Más de 900 000 0.05 GNV Estaciones GNV 0.29 A2 61-300 1.28 C e IP 17 501 .0671 0.73 61.300 000 0.3 18.9 38. Estos resultados se presentan en el siguiente cuadro: Tarifas Únicas de Distribución (TUD) Periodo 2014-2018 Categorí a Tarifaria Rango de Consumo Margen de Comercialización Margen de Distribución Fijo 3 Variable 3 US$/Mil Sm3 Sm3/Cliente-mes US$/mes A1 0 .2268 30.0 33.0897 GE GGEE Instituciones Públicas IP US$/(Sm /d)-mes Fijo US$/(Sm /d)-mes 0.900 000 0.
Impacto en los precios finales del gas natural a los usuarios
La medición de la competitividad del gas natural por Categoría Tarifaria se ha efectuado
mediante la comparación del ahorro que tendría, como energético, frente a los combustibles
sustitutos más baratos con los que compite, en cada categoría. Por tanto, le evaluación del
ahorro no considera la conversión de equipos ni el margen de intermediación de los
gasocentros.
Con las tarifas propuestas el nivel de competitividad, expresado en ahorro por la comparación
del precio final del gas natural respecto al precio del combustible sustituto, para cada
categoría se presentan en el siguiente cuadro:
Competitividad del Gas Natural según Porcentaje de Ahorro
Ahorro respecto al
* Para el GNV el ahorro calculado no incluye el margen de la estación del GNV, de considerarse dicho margen los
ahorros estarían entre 15% y 25%.
Cargos Tarifarios Complementarios
Los Cargos Tarifarios Complementarios que se aprueban en la presente regulación son los
Derecho de Conexión,
Acometida para usuarios menores a 300 m3/mes,
Inspección, Supervisión y Habilitación para clientes mayores a 300 m3/mes, y
Determinar de la Tarifa Única de Distribución por Categorías Tarifarias de la
Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao.
Determinar de los Cargos Tarifarios Complementarios como Derechos de
Conexión; Topes Máximos de Acometida para Consumidores Menores a 300
m3/mes; Corte y Reconexión; y, por la Inspección, Supervisión y Habilitación de las
 En el año 2000, se suscribió el Contrato BOOT de Concesión de la Distribución de Gas
Natural por Red de Ductos en Lima y Callao (en adelante el “Contrato BOOT”), siendo el
actual concesionario la empresa Gas Natural de Lima y Callao (Cálidda).
 Mediante Decreto Supremo Nº 040-2008-EM, se aprobó el Texto Único Ordenado del
Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos (en adelante el
 Inicialmente el Contrato BOOT de Distribución contemplaba la existencia de una Tarifa
por Red Principal de Distribución y otra por las Otras Redes (redes adicionales a la Red
Principal); no obstante, mediante Decreto Supremo N° 048-2008-EM, se sustituyó
ambas tarifas y fueron unificadas en un solo sistema denominado Tarifa Única de
Distribución (TUD) para cada categoría tarifaria.
 En el año 2006, mediante Resolución OSINERG Nº 371-2006-OS/CD, se fijaron los cargos
máximos por corte y reconexión del servicio de distribución de gas natural en la
Concesión de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao.
 En el año 2007, con Resolución OSINERGMIN Nº 013-2007-OS/CD, se fijaron los costos
unitarios de tuberías en la evaluación de la expansión de redes de distribución de gas
natural de Lima y Callao y se precisaron que a todos los solicitantes de las Categorías
Tarifarias reguladas, les corresponde la aplicación del procedimiento de viabilidad
técnica económica establecida mediante Resolución OSINERG Nº 263-2005-OS/CD
(reemplazada hoy por la norma aprobada con Resolución OSINERGMIN Nº 056-2009OS/CD).
 En el año 2008, se introdujeron diversas modificaciones al Reglamento, una de ellas
consistió en la introducción de las definiciones de Plan Anual y Plan Quinquenal de
Inversiones, entendiéndose por el primero al programa de inversiones de las obras que
desarrollará el Concesionario para los próximos 12 meses; y por Plan Quinquenal de
Inversiones al programa anual de obras para la expansión del Sistema de Distribución
para un período de 5 años.
 Mediante Resolución OSINERGMIN N° 659-2008-OS/CD, publicada el 30 de noviembre
del 2008, OSINERGMIN aprobó el “Procedimiento para la elaboración de estudios
tarifarios sobre aspectos regulados de la distribución de gas natural” (en adelante
“Norma Estudios Tarifarios”), el cual establece que el Concesionario debe presentar a
OSINERGMIN, dentro de su propuesta tarifaria, el Plan Quinquenal de Inversiones con el
respectivo pronunciamiento de la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de
Energía y Minas (en adelante DGH).
 Mediante Resolución OSINERGMIN Nº 261-2009-OS/CD, publicada el 17 de diciembre
del 2009, se fijó la TUD para la concesión de Lima y Callao correspondiente al periodo
2009 - 2013; aprobándose además el Plan Quinquenal de Inversiones, los topes máximos
de acometida, y demás conceptos establecidos en el Reglamento.
 Mediante Decreto Supremo Nº 009-2012-EM se introdujo en el Reglamento el artículo
112a, en el cual se establece el concepto y los criterios aplicables al Mecanismo de
Promoción por la conexión de consumidores residenciales (en adelante “Mecanismo de
Promoción”), el cual se refiere al beneficio que tendrán por la conexión al gas natural los
consumidores residenciales de los niveles socioeconómicos que establezca el Ministerio
de Energía y Minas (en adelante “MINEM”); para tal efecto, el Reglamento establece
que el concesionario propondrá al OSINERGMIN el Plan de Conexiones residenciales a
beneficiarse con los gastos de promoción (en adelante “Plan de Promoción”), el cual
será aprobado por OSINERGMIN dentro del Procedimiento para la fijación de Tarifas de
Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, Acometida y Cargos de Mantenimiento,
 Mediante la Resolución OSINERGMIN N°199-2012-OS/CD se modificó el procedimiento
aprobado con la Resolución 659-2008. En esta modificación se incluyó la presentación
de la propuesta del plan de conexiones de clientes residenciales
 Mediante la Resolución Ministerial N° 533-2012-MEM/OM, modificada mediante
Resolución Ministerial N° 146-2013-MEM/OM, el MINEN dispuso la aplicación del
Mecanismo de Promoción a los niveles socioeconómicos de los estratos Medio, Medio
Bajo y Bajo según el Plano Estratificado a nivel de manzana por ingreso per cápita del
hogar, desarrollado por el INEI.
Etapas y Antecedentes del Proceso Regulatorio
 Mediante Resolución OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD, se aprobó la Norma para la
fijación de precios regulados, en cuyo Anexo C.2 se encuentra el “Procedimiento para
Fijación de las Tarifas de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, Acometidas y
Cargos de Mantenimiento Corte y Reconexión” (en adelante “Procedimiento”), con la
finalidad de establecer las etapas y plazos aplicables al procedimiento regulatorio de la
Tarifa Única de Distribución.
 Mediante Carta s/n de fecha 17 de julio de 2013, Cálidda presentó a la DGH el Plan
Quinquenal de Inversiones 2014-2018, conforme a lo estipulado en el artículo 63c del
 Mediante Oficio N° 0909-2013-MEM/DGH, la DGH remitió al OSINERGMIN el
mencionado Plan Quinquenal a efectos que emita su pronunciamiento sobre el mismo.
 Mediante Oficio N° 0644-2013-GART, el OSINERGMIN comunicó a la DGH, que resultaba
necesario solicitar a Cálidda que presente información adicional a efectos de poder
verificar el cumplimiento de los criterios y requisitos mínimos de elaboración del Plan
 Mediante Oficio N° 0986-2013-MEM/DGH, la DGH corrió traslado a Cálidda de la
solicitud realizada por el OSINERGMIN, con la finalidad de que levante las observaciones
 Mediante Oficio N° 0676-2013-GART, el OSINERGMIN remitió a la DGH el Informe N°
0387-2013-GART, respecto al análisis del cumplimiento de los criterios y contenido
mínimo del Plan Quinquenal.
 Mediante Oficio N° 1081-2013-MEM/DGH, la DGH corrió traslado a Cálidda del Informe
N° 0387-2013-GART, con la finalidad de que levante las observaciones formuladas.
 Mediante Carta s/n de fecha 13 de setiembre de 2013, Cálidda remitió a la DGH
información complementaria, que fuera solicitada por el OSINERGMIN, con la finalidad
de levantar las observaciones formuladas.
 Mediante Oficio N° 1082-2013-MEM/DGH, la DGH corrió traslado al OSINERGMIN de la
información complementaria del Plan Quinquenal, a fin que sea evaluada y considerada
en su pronunciamiento sobre el cumplimiento de los criterios y contenido mínimo del
 Mediante Carta s/n del 07 de octubre de 2013, Cálidda solicitó a la DGH su
pronunciamiento sobre el Plan Quinquenal antes presentado.
 Mediante Oficio N° 0710-2013-GART del 09 de octubre del 2013, el OSINERGMIN remitió
a la DGH el Informe N° 0423-2013-GART, sobre la revisión de la información
complementaria del Plan Quinquenal, respecto al análisis del cumplimiento de los
criterios y contenido mínimo del mismo.
 El 9 de octubre del 2013, Cálidda presentó mediante Documento s/n recibido según
Tramite GART N° 8095, su propuesta tarifaria, a efectos de iniciar el proceso de
regulación tarifaria correspondiente al periodo 2014 – 2018, en cumplimiento de la
etapa a) del Procedimiento.
 El 16 octubre de 2013, de acuerdo a lo establecido en la etapa b) del Procedimiento, se
efectuó la convocatoria a la Audiencia Pública Descentralizada con la finalidad de que el
Concesionario realice el sustentó de su propuesta tarifaria. Dicha Audiencia se realizó el
23 y 24 de octubre de 2013, en las ciudades de Lima y Cañete, respectivamente,
cumpliéndose de esta forma con la etapa c) del Procedimiento.
 Mediante oficio Nº 0742-2013-GART del 18 de octubre de 2013, OSINERGMIN remitió a
Cálidda la solicitud de información complementaria para elaborar el Informe de
Observaciones a su Propuesta Tarifaria.
 Mediante oficio N° 1205-13-MEM/DGH del 24 de octubre del 2013, la DGH remitió a
Cálidda el Informe Técnico Legal N° 011-2013-MEM-DGH/GGN, en el cual emiten el
pronunciamiento sobre el Plan Quinquenal presentado por el Concesionario.
mediante Documento s/n recibido según Trámite GART N° 9717.1 Marco normativo Los criterios y metodología empleados en el presente informe son los establecidos en las siguientes normas y/o procedimientos: 3. Mediante Oficio Nº 0780-2013-GART del 07 de noviembre de 2013.2  Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos. al respecto. El nivel de las tarifas debe estructurarse de modo tal que se cumpla con las exigencias y parámetros establecidos en el marco normativo vigente. Como parte de las observaciones. que establece los conceptos para calcular las Tarifas Únicas de Distribución para la Concesión. que el Concesionario debió adjuntar a la propuesta tarifaria conforme lo dispone el Artículo 63c del Reglamento. que señala lo siguiente: Informe N° 0130-2014-GART Página 13 de 83 .  El 05 de diciembre de 2013. y al correspondiente Plan de Promoción. mientras que el diseño tarifario será tratado en el punto 3. en este 1 El artículo 105° del TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos. al Plan de Promoción y al Plan Quinquenal de Inversiones. se ha identificado que una de las primeras condiciones dispuestas en el Reglamento consiste en que las tarifas de distribución de gas natural deben remunerar los costos eficientes de la empresa1. aprobado con Decreto Supremo Nº 040-2008-EM. OSINERGMIN remitió a Cálidda sus observaciones a la Propuesta tarifaria.4 del presente informe. aprobado con Decreto Supremo Nº 040-99-EM. de acuerdo a la etapa d) del Procedimiento. 3 Metodología y Criterios Generales 3.  Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural. que establece los criterios y procedimientos generales a emplearse en la determinación de la tarifa de distribución de gas natural por red de ductos. se explica la metodología que se emplea para determinar el nivel de las tarifas. Sobre el nivel de las tarifas de distribución del gas natural y diseño tarifario El establecimiento de tarifas en la distribución de gas natural comprende dos etapas: en la primera se determina el nivel de las tarifas que permite garantizar el equilibrio económico financiero de la empresa regulada. se consideró la falta del pronunciamiento de la DGH respecto del Plan Quinquenal de Inversiones propuesto. Cálidda remitió la absolución de las observaciones a su Propuesta Tarifaria. mientras que en la segunda se realiza la asignación del nivel de las tarifas a cada Categoría Tarifaria (diseño tarifario). al Plan Quinquenal de Inversiones. A continuación. publicada el 30 de noviembre de 2008. que aprobó la Norma “Procedimiento para la elaboración de estudios tarifarios sobre aspectos regulados de la distribución de gas natural” y sus modificatorias respectivas. en cumplimiento de la etapa e) del Procedimiento.  Resolución OSINERGMIN N° 659-2008-OS/CD.
situación que es óptima cuando la empresa debe autofinanciarse. que comprende el Valor Nuevo de Reemplazo existente más las inversiones proyectadas acumuladas al año “i”2 Costo anual de operación y mantenimiento al año “i” “Artículo 105°. Informe N° 0130-2014-GART Página 14 de 83 . La fórmula que expresa lo indicado es la siguiente: Donde: aCIi COyMi Anualidad (a 30 años) del Costo de Inversión (CAPEX). Establece que las tarifas deben ser fijadas en base a los Costos Medios de Largo Plazo.” 2 De acuerdo al Artículo 109° del TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural.La Tarifa de Distribución deberá proveer al Concesionario los recursos para cubrir los costos eficientes de la prestación del servicio. y el valor presente de la demanda. al igual que la regulación por “Price Cap”. telecomunicaciones y saneamiento.. y son los costos de esta empresa los que se utilizan para fijar las tarifas. La empresa regulada tiene la posibilidad de obtener ganancias si es capaz de aumentar su eficiencia dentro de cada periodo tarifario. el método que nos permite alcanzar este objetivo es el establecimiento de una Empresa Modelo Eficiente. A través de la regulación por Empresa Modelo Eficiente se crea una empresa referencial que produce al mínimo costo con la tecnología necesaria.sentido. La existencia de períodos fijos y exentos de revisiones tarifarias incentiva la reducción de costos por parte de la empresa regulada (eficiencia productiva) y optimiza el desarrollo de las inversiones (limitación del efecto Averch-Johnson). Determinación del Costo Medio En base a los costos obtenidos de la Empresa Modelo Eficiente se puede lograr alcanzar la eficiencia productiva mediante una aproximación al costo marginal de largo plazo usando el costo medio de una red eficiente para abastecer la demanda dentro de los próximos 4 años. Según el Artículo 28° de la Norma Estudios Tarifarios.3 La Empresa Modelo Eficiente creada representa los costos eficientes de inversión y explotación. Este tipo de modelo presenta las siguientes ventajas:     3. el costo medio se determina como el cociente de la suma de los valores presentes de los costos de inversión (CAPEX) y los costos de explotación (OPEX). La regulación por Empresa Modelo Eficiente se encuentra dentro de los esquemas de regulación por incentivos y ha sido ampliamente aplicada en Chile y otros países desde la década de los ochenta del siglo pasado en los sectores eléctrico.
Comercializador o Concesionario.  Demanda de Consumidores Regulados3: resulta de la revisión del número de clientes actuales y proyectados propuestos por el Concesionario. no correspondiéndole una asignación por el nivel volumétrico de consumo. en los cuales se indica que dicho VNR debe representar el costo de renovar las obras y bienes físicos para prestar el servicio de distribución a precios y tecnología vigentes.Di r N 3. para estimar la proyección de demanda de los consumidores regulados se tiene en cuenta la proyección del número de clientes y los consumos unitarios asociados en el horizonte de análisis. Adicionalmente. costos financieros. y de los consumos unitarios medios por tipo de cliente obtenidos a partir de información estadística histórica.3. Para el caso particular de los Generadores Eléctricos (pertenecen a la categoría especial GE5). toma en consideración los valores eficientes de las inversiones asociadas. se verifican los 3 Consumidores Regulados: Consumidor adquiriente del gas natural con Contrato de Suministro de un concesionario 3 de distribución. según la definición dada en el Reglamento.1 Demanda o consumo de los consumidores al año “i” Tasa de Actualización Periodo de cálculo (4 años).3.2 Determinación del CAPEX Los costos de inversión (CAPEX) se conforman sobre la base del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las redes existentes y la valorización de las redes proyectadas para el Periodo de Regulación que son propuestas y aprobadas en el Plan Quinquenal. Determinación de la Demanda En concordancia con lo señalado en el artículo 17° de la Norma Estudios Tarifarios. El consumo proyectado de cada cliente se estima en base a la capacidad firme contratada con TGP. Este último.  Valor Nuevo de Reemplazo de las redes existentes: se determina según los lineamientos establecidos en los artículos 110° y 111° del Reglamento. costos administrativos de la construcción. 4 Cliente Independiente: Consumidor que adquiere Gas Natural directamente del Productor. el consumo unitario se revisa a través de una simulación de despacho de las centrales térmicas e hidráulicas. siempre que sea en un volumen mayor a los treinta mil metros cúbicos estándar por día (30 000 3 Sm /día) y por un plazo contractual no menor a seis (6) meses 5 Categorías Especiales: Son categoría formadas según su característica del negocio asociado. En estos cálculos se asume como año base de proyección el año 2013. 3. La demanda de gas de la Concesión se ha analizado dividiendo a los clientes en dos grandes grupos: Consumidores Regulados y Consumidores Independientes.  Demanda de Consumidores Independientes4 y Generadores Eléctricos: De forma similar a los consumidores regulados. se estima el número de clientes a lo largo del periodo regulatorio. cuyo consumo es menor a 30 000 Sm /día. De acuerdo con el Artículo 107° del Reglamento se considera como mínimo al GNV y al Generador Eléctrico Informe N° 0130-2014-GART Página 15 de 83 . costos de servidumbres y otros relacionados directamente con la etapa constructiva.
3. costo financiero del gas y otros cargos menores. 25° y 26° de la Norma Estudios Tarifarios. 3. Informe N° 0130-2014-GART Página 16 de 83 . Estos costos se determinan en base a lo señalado en los artículos 24°. comercialización. La valorización de esta infraestructura considera los costos unitarios utilizados en la determinación del VNR existente. pérdidas e incobrables.  Inversión en redes proyectadas: estas se basan en la infraestructura (tuberías de acero. A partir de esta comparación se obtienen indicadores estándares que permiten evaluar y corregir a la Empresa Modelo Eficiente que se está evaluando. A modo general.resultados de inversión con los resultados contenidos en los estados financieros del Concesionario.  Inclusión de otros cargos: aporte por regulación. se calcula considerando una anualidad de las inversiones acumuladas para los cuatro años del Periodo de Regulación. b) uso de equipos. etc. los criterios empleados para la determinación de los referidos costos de explotación son los siguientes:  Determinación de una Empresa Modelo Eficiente basada en el Manual de Operación y Mantenimiento y en las áreas funcionales de la empresa concesionaria. estaciones de regulación. d) el componente importado y nacional correspondiente.  Revisión de la propuesta tarifaria y de los reportes de contabilidad regulatoria presentados por el Concesionario.) propuesta en el Plan Quinquenal que el Concesionario considera desarrollar en los siguientes 5 años para la prestación del servicio de distribución. La estructura de Costos de Explotación propuesta incluye las actividades de distribución.  Benchmarking con empresas nacionales o extranjeras del negocio de distribución de gas natural. permiten evaluar y corregir a la Empresa Modelo Eficiente que se está evaluando.  Inclusión de los costos por la gestión del Mecanismo de Promoción. Dicha anualidad contempla un periodo de repago de 30 años y una tasa de actualización anual de 12% (establecida en el artículo 115° del Reglamento). c) gastos generales y utilidades del contratista y. tuberías de polietileno. los costos unitarios utilizados en la sustentación de los costos de inversión. deben desagruparse en: a) uso de materiales. administración y otras relacionadas a la operación y mantenimiento.  Benchmarking con empresas nacionales dedicadas a servicios públicos similares (empresas de distribución eléctrica o de agua). comercial y administrativa de la empresa de distribución. Tal como se señala en el artículo 23° de la Norma Estudios Tarifarios. El costo anual de inversión con el que se determina el Costo Medio. Similar al punto anterior.3 Determinación de los Costos de Explotación Los costos de explotación consideran los costos eficientes necesarios para la gestión operativa.
el Costo Medio calculado permite remunerar los costos eficientes de la empresa. de conformidad con el Artículo 107° del Reglamento. Todos los Consumidores conectados al Sistema de Distribución pagarán la tarifa correspondiente a su categoría tarifaria.4. Ahora bien. Adicionalmente. en particular entre eficiencia y equidad.2 Métodos de asignación tarifaria por categoría En base a los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento obtenidos a partir de la Empresa Modelo Eficiente se calcula el Costo Medio de la concesión de distribución de gas natural. estableciendo únicamente en su artículo 107° que“…Los costos de Transporte y de Distribución se asignarán a cada categoría de Consumidor de forma tal que se obtengan tarifas finales competitivas respecto del sustituto” 6. En el Perú. Dichas cuentas deberán ser especificadas en el Manual de Contabilidad Regulatoria aprobado por OSINERGMIN para fines de supervisión. OSINERGMIN definirá factores y cuentas de equilibrio tarifario entre los Consumidores de bajo consumo y el resto. 6 Artículo 107. 3.Las categorías de Consumidores serán propuestas por el Concesionario. OSINERGMIN podrá considerar la aplicación de volúmenes mínimos para cada categoría de Consumidor. Es decir. En este sentido. los cuales serán una exigencia para permanecer en una determinada categoría. independientemente de la ubicación o el nivel de presión del suministro. las tarifas deben proporcionar un nivel de ahorro a todos los consumidores. respecto del sustituto correspondiente.4. garantizando que las tarifas que pagan los consumidores por el consumo de gas natural deben representarle cierto nivel de ahorro con respecto al uso del combustible sustituto. se puede concluir que existe una decisión de política de Estado para priorizar el objetivo de equidad y acceso sobre el de eficiencia.4 3. según el cual las tarifas finales para cada categoría se deben diseñar considerando lo siguiente: “c) Las tarifas deben ser competitivas para todas las categorías de consumidores. teniendo como base los rangos de consumo. Lo indicado es complementado por el literal c) del numeral 29.3. Costos Marginales por categoría y asignación de costos según la competitividad respecto al combustible sustituto. deben ser aprobadas por OSINERGMIN. a través del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos. de tal forma de garantizar el equilibrio entre los costos y los ingresos aprobados. En este sentido. Los costos de Transporte y de Distribución se asignarán a cada categoría de Consumidor de forma tal que se obtengan tarifas finales competitivas respecto del sustituto. dicho Costo Medio debe ser asignado a las Categorías Tarifarias que. el marco regulatorio de la distribución de gas natural busca promover el acceso al gas natural de los diferentes tipos de consumidores.1 del artículo 29° de la Norma Estudios Tarifarios. El Reglamento no detalla especificaciones precisas respecto a cómo se debe asignar el Costo Medio a cada categoría tarifaria. Informe N° 0130-2014-GART Página 17 de 83 .” Con estas consideraciones se evaluaron tres alternativas para establecer las tarifas para cada categoría tarifaria: Costos Medios por categoría.1 Determinación de la Tarifa Única por categoría Criterios para el diseño tarifario En la regulación de los servicios públicos se encuentran con frecuencia conflictos de objetivos.. para la aprobación de OSINERGMIN y deberán considerar como mínimo unas especiales que involucren al GNV y al generador eléctrico. por lo que el diseño tarifario de la distribución de gas natural también ha respondido a este objetivo de acceso.
salvo que se establezcan subsidios cruzados entre Categorías Tarifarias. la presente alternativa no permitiría cumplir con lo dispuesto en el artículo 107° del Reglamento. Para ello se considera que el comportamiento de una empresa en ausencia de regulación busca obtener el mayor beneficio posible de los clientes. • Se crea un factor que equilibre la facturación de la empresa con los costos necesarios para prestar el servicio a fin de lograr el equilibrio financiero. restándose el precio en boca de pozo y el transporte. Esta metodología permite cumplir con lo establecido en el Reglamento ya que se establece un nivel de ahorro que cada tipo de consumidor puede obtener por el consumo de gas natural en lugar del combustible sustituto. situando por tanto sus precios ligeramente por debajo del sustituto energético más eficiente. • Se calcula el monto total de facturación considerando las máximas disposiciones a pagar. c) La asignación de costos según la competitividad del combustible sustituto: Este enfoque tiene origen en la premisa expresamente establecida en el Artículo 107° del Reglamento.4. lo cual tendría que hacerse. de manera discrecional.a) Tarifas iguales a Costos Medios por categoría: Esta primera alternativa. b) Tarifas iguales a Costos Marginales por categoría: Este enfoque no permitiría que la empresa recupere sus costos y haría necesario que se establezcan cargos adicionales a cada categoría para cubrir el déficit generado. según la cual debe considerarse la competitividad de las tarifas frente al combustible sustituto. • Se calcula la disposición a pagar neta por la distribución. al haberse determinado los Costos Medios a través del esquema de la Empresa Modelo Eficiente. Informe N° 0130-2014-GART Página 18 de 83 . Para determinar las tarifas para cada una de las Categorías Tarifarias se han seguido los siguientes pasos: • Se estima la disposición a pagar por el gas natural (incluido el precio en boca de pozo y el transporte) para las diferentes Categorías Tarifarias. si bien permite que la empresa recupere sus costos eficientes. en base al precio de los sustitutos y consumos unitarios típicos. conlleva a que los consumidores residenciales y comerciales (5% de la demanda) que utilizan la red de polietileno y parte de la red de acero. Asimismo. En ese sentido. se garantiza que la empresa alcance la eficiencia productiva. 3. • Se calcula la demandada potencial de gas natural considerando el número de consumidores que pueden ser abastecidos y los consumos unitarios esperados. deban pagar una tarifa superior al precio del combustible sustituto (GLP) debido a que la inversión en polietileno representa aproximadamente el 66% del costo de inversión. La asignación de estos cargos se realizaría también de manera discrecional.3 Metodología del diseño tarifario La metodología del diseño tarifario permite ofrecer a los clientes una tarifa competitiva y que a la vez cubra los costos eficientes de la empresa. • Se ajusta una curva de disposición a pagar de todo el mercado. de ser el caso. así como los costos de conversión.
Los cargos variables son decrecientes a medida que se incrementa el consumo unitario por cliente. Esta curva de Costo Medio (CMe) debe ser igual a la tarifa que paga cada consumidor. • Se ajusta una curva de Costo Medio equivalente y se calculan las tarifas de distribución por categoría. (principalmente residenciales) lo que ocasionaría que tuvieran que pagar cargos fijos elevados.• Todos los costos se reparten entre las Categorías Tarifarias en proporción al ahorro esperado respecto al combustible sustituto. mientras que los cargos fijos por estar conectados a la red se incrementan a medida que aumentan los niveles de consumo. Gráfico Nº 1 Luego se determina la función de ingresos de la empresa que varía según los volúmenes de consumo de cada cliente y a partir de esta se estiman los cargos variables y fijos que debe pagar cada categoría tarifaria. De emplearse un esquema de asignación de costos incremental el costo de desarrollo de la ampliación del sistema (costo marginal) se asignaría exclusivamente a los nuevos clientes. Informe N° 0130-2014-GART Página 19 de 83 . Cabe señalar que al haberse empleado un esquema de asignación de costos de tipo roll-in el costo total de las nuevas redes se asigna entre todos los clientes (nuevos y existentes) por igual. la cual se muestra en el siguiente gráfico.
• Cálidda utiliza su ubicación relativa en el rango eficiente para “validar” los costos operativos propuestos. traslada los beneficios del ahorro del gas natural a todos los consumidores por igual.Gráfico Nº 2 En consecuencia. la definición de las tarifas de distribución mediante un factor de ajuste. • A fin de evaluar los costos contables de OPEX de Cálidda proponen la metodología de fronteras de eficiencia. asignando la tarifa media a cada consumidor de acuerdo con su grado de ahorro (competitividad) respecto del combustible sustituto. 3. Del análisis efectuado se han identificado las siguientes observaciones: • Existen problemas para usar la metodología de fronteras de eficiencia por las siguientes razones: • No se cuenta con información fiable para asegurar robustez del resultado • La muestra utilizada es restringida a empresas de solo dos países (Colombia y Brasil) • No se tiene información de detalle de la muestra Informe N° 0130-2014-GART Página 20 de 83 .5 Análisis de la Metodología presentada por Cálidda 3.5. • Para valorizar el CAPEX se utilizan costos unitarios y los metrados proyectados.1 Metodología del Nivel de tarifas La metodología presentada por Cálidda presenta las siguientes características: • Usa la metodología del costo medio de acuerdo con lo establecido en el Reglamento.
se observan valores menores a los propuestos. poniendo en riesgo los objetivos de la masificación. el sustento presentado del equipamiento que los conforman. • Extraen parte de los excedentes de los consumidores de las categorías no residenciales para asegurar el equilibrio financiero de la empresa. 3. si bien la frontera de eficiencia es una técnica de benchmarking. Determinación de los Cargos Tarifarios Complementarios Los Cargos Tarifarios Complementarios que se aprueban en la presente regulación son los siguientes: Informe N° 0130-2014-GART Página 21 de 83 .5. agregando dividir la categoría A en dos segmentos. los costos unitarios no se sustentan de manera fehaciente. • Existen problemas para garantizar la competitividad frente al GLP en el acceso residencial. • Los costos de los insumos presentados son elevados para las condiciones de mercado. sólo se compara los ratios estándares de las empresas analizadas. no es factible su uso por no contar con datos de otras simulaciones en el periodo de evaluación.6 • El porcentaje del excedente del consumidor extraído para generar los cargos fijos es arbitrario. en el cálculo de la TUD. Se basa en verificar ex post la competitividad del gas natural con los sustitutos. • Cálidda no sustenta la metodología en detalle empleada para calcular los costos incrementales medios. permitiendo con dichos ratios evaluar y corregir a la Empresa Modelo Eficiente. • Los costos de los nuevos city gates y estaciones de regulación y medición (ERMs) también resultan muy elevados.2 Metodología del diseño tarifario En relación al diseño tarifario la metodología presentada por Cálidda se caracteriza por lo siguiente: • Propone tarifas en dos partes: (i) un cargo variable igual al costo marginal de distribución (aproximado mediante el costo incremental medio) y (ii) un cargo fijo que captura de manera diferenciada parte del “excedente del consumidor”.• No se incorporan factores ambientales • Las normas vigentes disponen que se debe usar los conceptos de Empresa Modelo Eficiente y benchmarking. dado que. • Como consecuencia los costos asignados a los consumidores residenciales resultan elevados (ya que asumen el costo de la red de polietileno) en comparación con las demás categorías. • Propone mantener los rangos de consumo por Categorías Tarifarias vigentes desde 2004. Se han identificado los siguientes problemas con la metodología del diseño tarifario planteado: 3. Cabe señalar que. • Respecto al CAPEX. Por ello.
 Inspección.  Acometida para usuarios menores a 300 m3/mes.  La creación de la categoría de Instituciones Públicas. se han determinado las Categorías Tarifarias que tendrán lugar en la presente regulación tarifaria (2014-2018) para la Concesión de Lima y Callao. V y VI de la Norma Estudios Tarifarios. Derecho de Conexión. Asimismo. las inversiones y los costos de explotación proyectados. considerando una base de costos unitarios actualizados y eficientes. Finalmente. Esta nueva categoría se crea. en su mayoría son del tipo residencial (99. Informe N° 0130-2014-GART Página 22 de 83 . Los cambios ocurridos respecto de la regulación anterior son:  La segmentación de la categoría A (cuyo rango de consumo era de 0 a 300 Sm3/mes) en: A1 (de 0 a 60 Sm3/mes) y A2 (de 61 a 300 Sm3/mes). se realiza un análisis y estimación de la demanda. y es independiente del consumo mensual por cliente. los criterios seguidos son aquellos establecidos en los capítulos IV. de acuerdo a la propuesta del Concesionario y con el fin de promover la conexión de un mayor número de instituciones públicas. Dicha segmentación se realiza con el fin de permitir un direccionamiento mejor focalizado del mecanismo de promoción. se determina el nivel tarifario y el diseño de tarifas que permitirá obtener las tarifas por categorías 4. los cuales están dirigidos principalmente a determinar los componentes que incluyen dichos cargos y al diseño de las fórmulas de actualización para cada caso. La facturación para esta nueva categoría se efectuará con los resultados tarifarios de la Categoría C. En primer lugar se presentan las Categorías Tarifarias consideradas para la presente regulación.6%) y por tanto posibles beneficiarios del gasto de promoción. centro de salud e instituciones educativas. Supervisión y Habilitación para clientes mayores a 300 m3/mes y  Corte y Reconexión La metodología para determinar cada uno de ellos corresponde a la valorización de las actividades que conforman dichos cargos. considerando que los usuarios afectos a la categoría A1. que considera a usuarios tales como hospitales.1 Categorías Tarifarias De acuerdo con la metodología anteriormente expuesta y considerando la propuesta de la empresa concesionaria. 4 Tarifa Única de Distribución de gas natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao En esta sección se presenta la aplicación de los conceptos y metodología señalados anteriormente para la determinación de las tarifas para el periodo 2014 – 2018. Posteriormente.
Cuadro N° 2 Consumo Promedio por Cliente según Categoría Tarifaria Consumo Categoría Promedio Mensual 3 (m /Cliente) Categoría A1 Categoría A2 Categoría B Categoría C + IP Categoría GNV Categoría D Categoría E Categoría GE 16 119 1 841 83 109 217 603 468 853 3 312 167 30 186 628 La proyección para los próximos 4 años del número de clientes y de la demanda por Categorías Tarifarias. A partir de dicha segmentación y de la información estadística histórica. tales como hospitales.Cuadro N° 1 Categorías Tarifarias Categorías Tarifarias Descripción Categorías por rangos de consumo (Sm3/mes) 3 A. El mercado total de la Concesión se segmentó de acuerdo a las Categorías Tarifarias consideradas.2 Desde 61 hasta 300 Sm /mes B Desde 301 hasta 17 500 Sm /mes C Desde 17 501 hasta 300 000 Sm /mes D Desde 300 001 hasta 900 000 Sm /mes E Consumidor Independiente con un consumo mayor a 900 000 Sm 3 3 3 3 3 Categorías especiales. centro de salud e instituciones educativas Estimación de la Demanda La estimación de la demanda partió del diagnóstico del mercado actual y de una estimación del mercado potencial de clientes que podrían acceder al suministro de gas natural en la Concesión.2 GNV Para estaciones de servicio y/o gasocentros de gas natural vehicular. Informe N° 0130-2014-GART Página 23 de 83 . independiente del consumo mensual 4.1 Hasta 60 Sm /mes A. se presenta en los siguientes cuadros. GE Para generadores de electricidad IP Para instituciones públicas del Estado. se realizó la proyección de clientes a ser conectados y la demanda asociada a dicha proyección. se determinaron los consumos unitarios promedio por categoría (Ver cuadro siguiente).
Cuadro N° 5 Proyección de demanda Año 1 2 3 4 Informe N° 0130-2014-GART Demanda Crecimiento Mm3 % 6 857 335 6 972 446 7 118 163 7 207 399 1.25% Página 24 de 83 . destacándose el hecho que en los cuatro años de proyección el consumo de gas crece en 5.68% 2.0% 276 043 280 156 284 384 288 706 1 129 289 Categoría GNV 2 446 374 10.2% 6 638 9 826 13 162 16 723 46 349 Categoría B 121 511 0.9% 37 200 55 071 73 764 93 722 259 756 Categoría A2 35 475 0.Cuadro N° 3 Proyección del número de clientes conectados Número de clientes al finalizar el año Categoría 1 2 3 4 Categoría A1 228 702 326 936 420 480 529 942 Categoría A2 1 984 2 836 3 648 4 597 Categoría B 1 466 1 763 2 014 2 306 Categoría C + IP 276 282 288 292 Categoría GNV 259 284 307 329 Categoría D 37 39 41 42 Categoría GE 14 14 14 14 Categoría E 14 14 15 15 Cuadro N° 4 Proyección de la demanda de distribución de gas natural Demanda actualizada (Miles m3) Categoría Demanda Demanda Proyectada % 1 2 3 4 Total Categoría A1 200 460 0.2% 564 899 564 899 585 584 585 584 2 300 967 Categoría GE 16 301 503 72.1% por año.09% 1.5% 31 310 36 531 41 222 45 719 154 783 Categoría C+IP 901 647 4.2% 5 068 146 5 068 146 5 081 834 5 068 146 20 286 271 Total 22 563 820 100% 6 857 335 6 972 446 7 118 163 7 207 399 28 155 343 En el siguiente cuadro se resume el análisis efectuado.2% 212 255 220 368 228 683 231 611 892 916 Categoría D Categoría E 1 845 321 8.8% 660 844 737 449 809 530 877 189 3 085 012 711 528 3.
tal como se menciona en la metodología y criterios generales.000 Consumo unitario (m3/cl-mes) Página 25 de 83 .2. Estos clientes son los más numerosos y por tanto definen el compromiso de inversión de Cálidda en lo referente a conexión de clientes.0 100.4.0 m3/cl-mes 500.2.686 Clientes 400. las cuales involucran a los clientes con menor consumo unitario.000 230. Gráfico Nº 3 Proyección del número de clientes y consumo unitario Categoría A1 + A2 600. que asciende a 70% de los clientes de un área habilitada (potenciales). ello se evalúa en cada categoría tarifaria y se presenta a continuación.128 146.1 Categorías A (A1 y A2) y B En los siguientes gráficos se muestra la proyección del consumo para las categorías A (que corresponde a la suma de las categorías A1 y A2) y B. El Factor de Penetración que se emplea para este caso es el indicado en la Norma Estudios Tarifarios.000 534.0 2013 0 18. 4.1 Demanda de Gas Natural de Consumidores Regulados La demanda de los clientes regulados.539 424.1.000 329.463 200.000 Clientes acumulados Informe N° 0130-2014-GART 2017 2016 2015 2014 16. se basa en determinar el número de clientes que potencialmente podrían consumir gas natural y determinar sus consumos unitarios respectivos.000 20.772 300.
000 110.000 0 2013 2014 2015 2016 2017 Gráfico Nº 5 Proyección del Número de Clientes y Consumo Unitario Categoria B 2 500 2 000 clientes 1 900 1 500 1 850 1 000 1 800 1 750 500 m3/cl-mes 1 950 2 000 1 700 0 1 650 2013 2014 Clientes Informe N° 0130-2014-GART 2015 2016 2017 Consumo (m3/cl-mes) Página 26 de 83 .897 60.000 24.838 40.766 20.445 Miles de m3 100.Gráfico Nº 4 Proyección de la Demanda .926 80.Categoría A1+A2 (Miles de m3) 120.000 43.000 64.000 86.
310 24.Gráfico Nº 6 Miles de m3 Proyección de la Demanda de la Categoria B (Miles de m3) 50 000 45 000 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 45.2. Se utilizó la información histórica de la evolución del número de clientes conectados y del consumo unitario de las categorías C (Industria menor).531 31. D (Industria) y E (Gran Industria). D y E Página 27 de 83 . D y E La demanda del sector industrial (demanda de la Categoría C y D) se estimó tomando en consideración la conversión de los usuarios industriales que utilizan GLP a granel.222 36. Gráfico Nº 7 300 Categoría C Categoria D Categoría E 250 200 150 100 50 ago-13 feb-13 ago-12 feb-12 ago-11 feb-11 ago-10 feb-10 ago-09 feb-09 ago-08 feb-08 ago-07 feb-07 feb-06 Informe N° 0130-2014-GART ago-06 ago-05 0 feb-05 úmero de Clientes por categoría Evolución del número de clientes de la Categoría C.719 41. Diesel 2 y Residuales (R500 y R6).1.2 2014 2015 2016 2017 Categorías C.991 2013 4.
en la proyección de la categoría C.Evolución del consumo unitario de clientes de la Categoría C. D y E 2 500 000 Categoría C 2 000 000 Categoria D Categoría E 1 500 000 1 000 000 500 000 ago-13 feb-13 ago-12 feb-12 ago-11 feb-11 ago-10 feb-10 feb-09 ago-09 ago-08 feb-08 feb-07 ago-07 ago-06 feb-06 feb-05 0 ago-05 Consumo unitario de Clientes por categoría Gráfico Nº 8 Para determinar la proyección de demanda.Categoria Instituciones Públicas 2. se ha asignado a cada una de las categorías evaluadas un consumo unitario conservador.731 1500 1000 1. La demanda propuesta para esta nueva categoría de Instituciones Públicas conecta hasta el final del periodo 9 instituciones de salud que representa el 94% de la demanda indicada y entre ministerios e instituciones educativas alcanzan 12 instituciones que representa el 6% de demanda proyectada. como demanda. En el gráfico siguiente se muestra la demanda proyectada: Gráfico Nº 9 Proyección de la Demanda .335 Miles de m3 2500 2000 1.306 706 500 0 2014 Informe N° 0130-2014-GART 2015 2016 2017 Página 28 de 83 . Es importante mencionar que los volúmenes de demanda proyectados para la categoría de instituciones Públicas (IP) se encuentran incorporadas.
043 280 000 280.Los resultados de la proyección realizada para las categorías C. D y E se presentan en los siguientes gráficos: Gráfico Nº 10 295 90 000 290 85 000 285 80 000 280 75 000 275 70 000 270 65 000 265 60 000 260 55 000 255 m3/cl-mes clientes Proyección del Número de Clientes y Consumo Unitario Categoria C + IP 50 000 2013 2014 2015 Clientes 2016 2017 Consumo (m3/cl-mes) Gráfico Nº 11 Proyección de la Demanda .877 250 000 240 000 2013 Informe N° 0130-2014-GART 2014 2015 2016 2017 Página 29 de 83 .706 270 000 260 000 258.Categoria C + IP 300 000 Miles de m3 290 000 276.384 288.156 284.
Informe N° 0130-2014-GART Página 30 de 83 .368 228. de acuerdo con la Norma Estudios Tarifarios.Categoría D 220. la proyección de su consumo se basa en en la capacidad que hayan contratado.Gráfico Nº 12 44 600 000 42 500 000 40 400 000 38 300 000 36 200 000 34 100 000 32 m3/cl-mes clientes Proyección del Número de Clientes y Consumo Unitario Categoría D 0 2013 2014 2015 Clientes 2016 2017 Consumo (m3/cl-mes) Gráfico Nº 13 Proyección de la Demanda . ello porque los clientes que se encuentran en la categoría se definen como Clientes independientes.255 2014 2015 2016 2017 250 000 201.683 231.611 212. y para dichos clientes.801 Miles m3 200 000 150 000 100 000 50 000 0 2013 En la categoría E se estimó la demanda en función de la capacidad firme que cada cliente tiene contratado con TGP.
2. Con dicha información se estimó el consumo diario por vehículo.Gráfico Nº 14 Proyección del Número de Clientes y Consumo Unitario Categoría E 16 1 800 000 15 clientes 14 1 400 000 14 13 1 200 000 m3/cl-mes 1 600 000 15 13 12 1 000 000 2013 2014 2015 Clientes 2016 2017 Consumo (m3/cl-mes) Gráfico Nº 15 Proyección de la Demanda .584 585.1. en Lima y Callao.Categoría E 590 000 585. se ha considerado el parque de Buses. Para esta estimación se consideró como mercado objetivo el parque vehicular de taxis y autos particulares que consumen gasolinas y GLP para uso automotor. Informe N° 0130-2014-GART Página 31 de 83 .899 2014 2015 560 000 550 000 544.3 Categoría GNV Para la determinación de la demanda efectiva en el sector transporte se consideró la información publicada por COFIDE a través de la Cámara Peruana de GNV (CPGNV).584 2016 2017 Miles de m3 580 000 570 000 564. el número de conversiones diarias y la cantidad de estaciones GNV requeridas para atender la demanda actual y proyectada.213 540 000 530 000 520 000 2013 4. Asimismo. cuyo caso más representativo es el Metropolitano de Lima.899 564.
844 578.000.399 600.530 660. las cuales se presentan en el siguiente cuadro.000 200.000 0 2013 2014 GNV Estaciones de Servicio 4.000 737.000 877.2 2015 2016 2017 GNV Metropolitano Categoría Generadores Eléctricos La principal demanda de la Concesión corresponde a la de los generadores eléctricos.449 Miles de m3 800. La estimación de la demanda de los Generadores Eléctricos requiere su Capacidad Firme contratada con TGP. Informe N° 0130-2014-GART Página 32 de 83 .2.000 809.Gráfico Nº 16 300 000 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 250 000 200 000 150 000 100 000 50 000 0 2013 2014 2015 2016 Vehículos Convertidos Consumo por vehículo Vehículos convertidos Proyección del Número de Vehículos Convertidos 2017 Gráfico Nº 17 Proyección de la Demanda de GNV 1.000 100. quienes tienen una alta volatilidad debido a que su operación depende de factores muy variables como la producción de la generación hidroeléctrica y el crecimiento de la demanda eléctrica.000 500.000 700.189 900.000 300.000 400.
Cuadro N° 6: Capacidad Firme contratada con TGP Generador Eléctrico SDF Energía Edegel Ventanilla Edegel Santa Rosa Enersur Kallpa FPP Termochilca Total 2013(1) 2014 2015 2016 2017 264 811 264 811 264 811 264 811 264 811 2 100 000 2 100 000 2 100 000 2 100 000 2 100 000 1 100 000 1 100 000 1 100 000 1 100 000 1 100 000 2 907 545 2 907 545 2 907 545 2 907 545 2 907 545 3 154 870 3 154 870 3 154 870 3 154 870 3 154 870 2 330 476 2 330 476 2 330 476 2 330 476 2 330 476 637 500 1 275 000 1 275 000 1 275 000 1 275 000 12 495 202 13 132 702 13 132 702 13 132 702 13 132 702 (1): Capacidad Firme asignada al término del año 2013 Asimismo. se comprueba el despacho de energía para fines de la verificación de la demanda. 3) Simulación del despacho hidroeléctrico para obtener el residuo a ser complementado con generación térmica. 4) Simulación del despacho térmico. 5) Determinación de los consumos de gas natural de las centrales termoeléctricas. 2) Definición del plan de obras de generación. se estima el consumo medio esperado de los generadores eléctricos a través de la simulación de la operación de las centrales térmicas e hidráulicas en un modelo probabilístico que usa el Software @RISK de Palisade. El gráfico que se muestra a continuación. fueron: 1) Estimación del crecimiento de la demanda eléctrica. presenta la evolución de la demanda de gas natural de enero de 2010 a mayo de 2013. tanto hidroeléctricas como termoeléctricas. alcanzando un número de 7 centrales termoeléctricas ubicadas dentro de la Concesión de Distribución. Los pasos seguidos para evaluar el consumo de gas natural del sector eléctrico. Es importante mencionar que el número de generadores eléctricos que operan con gas natural se ha mantenido constante desde julio de 2013. considerando los costos variables de operación y la disponibilidad de cada unidad térmica. 6) Identificación de los consumos de gas natural de las centrales termoeléctricas ubicadas en Lima. fecha que ingresó al sistema la Central térmica Termochilca. Informe N° 0130-2014-GART Página 33 de 83 . Para ello.
Categoría GGEE 8 7 6 clientes 5 4 3 2 1 Informe N° 0130-2014-GART jul-13 abr-13 ene-13 oct-12 jul-12 abr-12 ene-12 oct-11 jul-11 abr-11 ene-11 oct-10 jul-10 abr-10 ene-10 0 Página 34 de 83 . para los próximos 4 años. el ingreso de nuevas unidades dentro de la Concesión. no se espera.Gráfico Nº 18 Demnada de Gas natural (Mm3) Demanda Mensual de Gas Natural de la Generación Eléctrica abr-2013 ene-2013 oct-2012 jul-2012 abr-2012 ene-2012 oct-2011 jul-2011 abr-2011 ene-2011 oct-2010 jul-2010 abr-2010 ene-2010 350 000 300 000 250 000 200 000 150 000 100 000 50 000 0 Período Dentro de distribución De acuerdo al Plan de Obras establecido para la fijación de tarifas eléctricas de mayo de 2013. Ver figura y cuadro siguientes: Gráfico Nº 19 Evolución de los clientes .
H.H. Canchayllo (3.H.H.2015 C. Manta (20 MW) Dic. obteniéndose los siguientes resultados: Gráfico Nº 20 Consumo de GN de GGEE en Lima 600 500 300 200 Informe N° 0130-2014-GART 10/2017 07/2017 04/2017 01/2017 10/2016 07/2016 04/2016 07/2015 04/2015 01/2015 10/2014 07/2014 04/2014 01/2014 10/2013 07/2013 04/2013 0 01/2013 100 01/2016 Máximo Media + DesvStd Media 10/2015 Millón m3 400 Página 35 de 83 . Santa Teresa (90 MW) Ene.4 MW) Ene.T. 2013 C.H.2015 FECHA DE INGRESO PROYECTO May. 2013 C.2015 C.H.H. se efectuó la simulación y determinación de los volúmenes proyectados de generación eléctrica a gas natural.2015 C.2015 Central Eólica Tres Hermanas (90 MW) Ene.H. Renovandes H1 (20 MW) Con estas premisas.H. 2014 C.2015 Central Solar Moquegua FV (16 MW) Ene. El Carmen (8.H.H. 2014 C.2015 C.73 MW) Ene.2014 Central Eólica Talara (30 MW) Mar. 2013 C. Huanza (90 MW) Set. 2014 C.T Reserva Fria de Planta Eten (214 MW) Dic. 2014 C.2013 Central Eólica Cupisnique (80 MW) Dic. 2013 C.2015 C.H. 2014 C. 2014 CT La Gringa V (2 MW) Set. Fenix CC (534 MW) Ago. segunda etapa (100 MW) Jul. Pizarra (18 MW) Feb. Cheves (168 MW) Oct.Cuadro N° 7 FIJACION DE TARIFAS : MAYO 2013 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2013 . 2014 C. Huatziroki (11 MW) Ene.T Reserva Fria de Talara -TG5 (177 MW) Jun. Shima (5 MW) Nov. 2013 C. 2013 C. 2015 C.T Reserva Fria de ILO (460 MW) Set. Machupicchu.H.H. 2014 Central Eólica Marcona (32 MW) Abr. 8 de Agosto (19 MW) Ene. 2013 C. Santo Domingo de Olleros (197 MW) Oct. Runatullu (20 MW) Ene. Quitaracsa (112 MW) Oct.T.
De acuerdo con la norma mencionada. 4. cuyo VNR fue aprobado en el procedimiento regulatorio del periodo anterior (Resolución OSINERGMIN N° 261-2009-OS/CD). ii. Los valores promedios (percentil 50) obtenidos del resultado probabilístico de la generación térmica a base de gas natural de las centrales ubicadas en Lima y Callao.8 requerido para transformar los consumos volumétricos en contratos de capacidad Cuadro N° 8 Proyección de la Demanda de Gas Natural de la Generación Eléctrica GGEE COGENERACION Demanda GGEE Demanda GGEE c/Capacidad Millón m3 Millón m3 Millón m3 Millón m3 2013 3 524 66 3 590 4 488 2014 3 707 72 3 780 4 724 2015 3 769 72 3 841 4 802 2016 4 526 72 4 598 5 747 2017 4 522 72 4 594 5 743 Año 4. la valorización se realiza a partir del metrado reportado por Cálidda correspondiente a: (i)las instalaciones existentes a setiembre de 2008. y (iii) las instalaciones proyectadas comprendidas en el Plan Quinquenal.1. (ii) instalaciones construidas en el periodo comprendido entre octubre 2008 a junio 2013 (denominadas “Altas” de conformidad con la Guía VNR).3. El factor de capacidad de 0. El resumen de comparación de los costos unitarios entre lo propuesto por Cálidda y el Baremo de distribución se muestra en el cuadro del Anexo N°2. basado en las siguientes consideraciones: i.En síntesis.3 Valorización de las Inversiones La valorización de las inversiones se ha seguido la metodología y criterios explicados en el capítulo 3 del presente documento.1 Costos Unitarios Las inversiones se reportan y valorizan en base a los criterios establecidos en la norma “Procedimiento para la Elaboración y Presentación de la Información Sustentatoria para la Fijación del Valor Nuevo de Reemplazo de Empresas Concesionarias de Distribución de Gas Natural”. iii. El sustento en el cual se basa los costos requeridos para valorizar las inversiones se encuentra en el Anexos N°1 y N°2 del presente documento. el cuadro siguiente muestra la demanda de gas natural del sector generación eléctrica. aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 188-2012-OS/CD (en adelante “Guía VNR”). y. La demanda de los cogeneradores ubicados en Lima y Callao. Los costos utilizados para la valorización de las instalaciones han sido obtenidos de un estudio de costos unitarios reflejado en un Baremo de distribución de gas natural. Informe N° 0130-2014-GART Página 36 de 83 .
lo que refleja que los rendimientos en ambos casos son similares. la propuesta de Cálidda respecto al Baremo de distribución sigue la misma tendencia. Gráfico Nº 21 Comparación de los Costos Unitarios en Tuberías de Acero Gráfico Nº 22 Comparación de los Costos Unitarios en Tuberías de Polietileno Informe N° 0130-2014-GART Página 37 de 83 .En los gráficos siguientes se observa que a diferentes diámetros de una tubería de acero o polietileno.
33 8.41 82% TA 4" Sch120 202.14 62% CAPATAZ 11. el resumen de metrados existentes a considerar en la valorización se muestra a continuación: Cuadro N° 10 Metrado Existente al 2008 Grupo Gasoducto Tubería de Conexión Estaciones de Regulación Obras Especiales SubGrupo Unidad Acero PE Acero PE ERP City Gate Válvulas Cruce de Ríos Hot Tap Cruce de Vías Otras m m m m U U U U U U U 2004 82 884 0 39 0 4 1 40 4 2 0 7 2005 47 485 69 275 694 8 469 3 0 171 2 17 9 2 Existente 2006 15 497 196 155 85 10 616 5 0 217 0 11 34 1 2007 23 684 81 531 67 3 160 2 0 129 1 22 19 1 2008 23 067 49 962 65 1 967 3 0 115 0 20 13 1 Total 192 618 396 922 950 24 212 17 1 672 7 72 75 12 El resumen del metrado de las inversiones realizadas por Cálidda en el periodo 2008-2013 (Altas) utilizadas en el cálculo es el que se muestra a continuación: Informe N° 0130-2014-GART Página 38 de 83 .99 53. 4.Las discrepancias presentadas con la propuesta de Cálidda.04 53% OPERARIO OFICIAL 10. materiales y diámetros de gasoductos.2 Metrados del sistema de distribución El metrado utilizado considera las instalaciones reportadas como existentes a junio del 2013 y como proyectadas las reportadas a partir de dicha fecha hasta diciembre de 2017.79 6.81 58% PEON 9.91 6.3.47 280% En el Anexo N°1 del presente informe se encuentra el análisis de los costos propuestos por Cálidda y el resultado de los costos obtenidos para OSINERGMIN (Baremo) en él se aprecia una comparación por diferentes tipos de costos. A manera de ejemplo se presenta Cuadro N° 9 Diferencias encontradas para la Tubería de Acero 4” – Terreno Semi Rocoso Calidda COSANAC Dif (%) (US$) (US$) 12.35 8.1. principalmente están en los costos del personal y de los insumos necesarios para la construcción.84 28% TA 4" Sch40 55.39 30.
Cuadro N° 11 Metrado de Altas del 2008 al 2013 Grupo SubGrupo Alta Unidad 2008 Total 2009 2010 2011 2012 2013 Acero m 4 780 58 078 45 983 25 605 20 662 51 749 206 857 PE m 44 730 190 590 331 536 445 720 690 120 212 209 1 914 906 Tubería de Conexión Acero m 13 812 3 371 494 175 104 4 968 PE m 4 072 17 616 38 978 68 947 120 197 95 033 344 844 Estaciones de Regulación ERP U 0 3 4 1 0 0 8 City Gate U 0 0 0 0 0 3 3 Válvulas U 74 275 483 432 506 182 1 952 Cruce de Ríos U 0 4 0 0 2 2 8 Hot Tap U 7 43 48 30 14 6 148 Cruce de Vías U 6 13 45 28 27 10 129 Otras U 0 1 2 0 3 21 27 Gasoducto Obras Especiales Gráfico Nº 23 Crecimiento anual de la red de distribución metros 2 500 000 2 000 000 1 500 000 1 000 000 500 000 0 2004 2005 2006 2007 2008 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Acero PE El resumen del metrado proyectado utilizado en el cálculo de las inversiones es el que se muestra a continuación: Informe N° 0130-2014-GART Página 39 de 83 .
Cuadro N° 12 Metrado Proyectado al 2018 Grupo SubGrupo Proyectado Unidad 2013 2015 76 722 56 113 m PE m Tubería de Conexión Acero m PE m Estaciones de Regulación ERP U 1 5 0 City Gate U 0 1 Válvulas U 0 Cruce de Ríos U Hot Tap Obras Especiales Total 2016 Acero Gasoducto 0 2014 2017 8 038 175 093 646 123 917 353 971 710 1 168 109 1 358 731 1 577 459 6 639 485 0 1 868 16 791 2018 17 428 928 515 385 89 3 784 31 576 227 342 267 447 254 407 297 683 184 483 1 262 937 3 1 1 11 0 0 1 0 2 86 58 23 21 6 194 0 1 1 0 0 0 2 U 0 32 14 13 9 4 72 Cruce de Vías U 0 2 2 2 0 0 6 Otras U 0 2 1 0 0 0 3 Gráfico Nº 24 Crecimiento anual proyectado de la red de distribución metros 10 000 000 9 000 000 8 000 000 7 000 000 6 000 000 5 000 000 4 000 000 3 000 000 2 000 000 1 000 000 0 2013 2014 2015 Acero 2016 PE 2017 2018 En el Anexo N°3 del presente informe se muestra un plano con las instalaciones existentes y proyectadas (que incluye el Plan Quinquenal de Inversiones) para el periodo 2014-2018. Con los costos unitarios y los metrados obtenemos las valorizaciones respectivas por año. como se muestra a continuación: Informe N° 0130-2014-GART Página 40 de 83 .
Cuadro N° 13 Valorización del Metrado Existente al 2008 Grupo Gasoducto Tubería de Conexión Estaciones de Regulación Obras Especiales US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ 2004 54 049 558 0 15 029 0 1 750 935 12 986 152 925 192 739 068 29 969 0 1 927 317 2005 15 875 219 5 118 696 172 810 477 642 1 185 765 0 420 853 369 534 243 017 66 816 550 662 Existente 2006 4 912 936 13 995 678 21 604 581 640 1 961 290 0 257 490 0 161 031 252 416 275 331 2007 8 237 805 5 948 394 18 452 184 358 945 455 0 227 947 184 767 309 857 141 056 275 331 2008 6 033 543 3 209 542 18 342 107 698 1 094 395 0 227 581 0 289 951 96 512 275 331 89 109 062 28 272 310 246 237 1 351 338 6 937 840 12 986 152 2 059 063 1 293 369 1 033 824 556 800 3 303 972 US$ 72 423 219 24 481 015 22 419 417 16 473 422 11 352 894 147 149 967 SubGrupo Unidad Acero PE Acero PE ERP City Gate Válvulas Cruce de Ríos Hot Tap Cruce de Vías Otras Total Total Cuadro N° 14 Valorización del Metrado de Altas del 2008 al 2013 Grupo SubGrupo Alta Unidad 2008 Gasoducto Tubería de Conexión Estaciones de Regulación Obras Especiales Total 2009 2010 Total 2011 2012 2013 Acero US$ 1 286 403 23 114 243 17 584 358 9 073 090 9 689 839 45 750 100 106 498 033 PE US$ 3 313 470 13 614 381 22 936 629 31 504 455 46 566 725 15 195 080 133 130 738 Acero US$ 3 570 211 528 866 563 126 112 43 491 45 077 1 296 341 PE US$ 239 481 1 032 801 2 171 121 3 885 916 6 660 756 5 166 825 19 156 901 ERP US$ 16 270 456 0 0 0 1 610 042 1 902 404 19 782 902 City Gate US$ 0 0 0 0 0 29 474 852 29 474 852 Válvulas US$ 69 636 576 639 639 712 303 164 367 525 5 104 832 7 061 508 Cruce de Ríos US$ 0 564 301 0 0 194 767 898 365 1 657 433 Hot Tap US$ 105 054 595 806 669 074 395 396 196 084 112 306 2 073 720 Cruce de Vías US$ 44 544 96 512 334 080 207 872 200 448 91 362 974 818 Otras US$ 0 275 331 550 662 0 634 375 825 748 2 286 116 US$ 21 332 613 40 081 543 45 752 200 45 496 005 66 164 053 104 566 951 323 393 364 Informe N° 0130-2014-GART Página 41 de 83 .
46 millones de US$ según muestra en el siguiente cuadro: Informe N° 0130-2014-GART Página 42 de 83 . que consiste en evaluar las redes existente al 2008 con precios vigentes a la fecha de actualización.2 millones de US$. Dado que la variación obtenida (8. obteniendo finalmente el VNR de las instalaciones efectuadas en este periodo. y se utilizaron los Costos Unitarios de la fijación tarifaria del 2009-2013 actualizados según la fórmula establecida en la Resolución N° 261-2009-OS/CD (aplicación del índice PPI WPSSOP3500). actualizado a setiembre del 2013.Cuadro N° 15 Valorización del Metrado Proyectado al 2018 Grupo SubGrupo Proyectado Unidad 2013 Gasoducto 2014 2015 Total 2016 2017 2018 Acero US$ 0 29 098 283 19 484 912 5 209 445 4 762 906 1 966 334 60 521 880 PE US$ 44 359 011 63 029 532 66 815 920 73 995 700 86 752 126 98 347 320 433 299 610 Tubería de Conexión Acero US$ 0 493 641 242 397 136 193 98 565 21 393 992 190 PE US$ 1 733 829 12 494 047 14 692 817 13 969 985 16 346 169 10 130 479 69 367 326 Estaciones de Regulación ERP US$ 388 010 0 0 553 044 2 445 291 0 3 386 345 City Gate US$ 0 4 781 476 0 0 4 781 476 0 9 562 952 Válvulas US$ 0 245 348 164 787 70 952 61 961 14 962 558 010 Cruce de Ríos US$ 0 250 000 170 000 0 0 0 420 000 Hot Tap US$ 0 533 122 233 541 220 536 152 679 67 857 1 207 735 Cruce de Vías US$ 0 100 000 100 000 84 983 0 0 284 983 Otras US$ 0 600 000 300 000 0 0 0 900 000 US$ 46 480 850 111 625 448 102 204 375 94 240 839 115 401 173 110 548 346 580 501 031 Obras Especiales Total De acuerdo a lo establecido en los Artículos 110° y 111° del Reglamento. a fin de poder evaluar el nuevo VNR. con ello el VNR Vigente asciende a 141.9%. se procedió a efectuar un ajuste por dicha diferencia. resulta de comparar el VNR Vigente. Dicho índice presentó una variación del 9. valor que asciende a 144. los valores del VNR se han ajustado hasta dicho límite. Por otro lado. es necesario evaluar previamente un "VNR preliminar". el VNR de las instalaciones existentes hasta el año 2008. valores diferentes de los metrados existentes hasta el año 2008. se realizó el cálculo del VNR Vigente hasta el setiembre del año 2008. y el VNR Preliminar calculado con costos unitarios del año 2013. Conforme establece el Reglamento.1%) supera el 5% definido en el Reglamento de Distribución. Debido a que la empresa reportó en las 2 últimas fijaciones tarifarias.
Cuadro N° 16 Verificación de la variación del VNR Vigente Grupo VNR Vigente VNR Vigente Ajustado VNR Preliminar VNR al 2008 CU 2008 Actual CU 2008 Actual CU 2013 US$ Acero 97 043 871 93 991 939 92 002 987 98 691 536 19 041 720 Subgrupo Gasoducto PE 19 747 173 18 134 972 30 991 795 Tubería de Conexión Acero 760 725 216 115 852 124 226 921 PE 982 809 919 596 1 397 385 965 576 Estaciones de Regulación ERP 7 415 899 7 003 905 7 980 946 7 354 100 City Gate 8 183 396 8 183 396 12 986 152 8 592 566 Válvulas 1 684 102 3 471 523 1 532 569 3 645 099 Cruce de Ríos 1 421 250 1 421 250 1 293 369 1 492 312 Hot Tap 0 0 0 Obras Especiales Cruce de Vías 611 894 611 894 556 800 Otras 3 328 098 3 630 653 3 028 641 141 179 219 137 585 242 152 622 768 Total (US$) Variación 0 642 489 3 812 185 144 464 505 8. el VNR hasta el año 2013 asciende a US$ 467 857 868.1% El detalle del cálculo se encuentra en el Anexo N°1 adjunto al presente informe. Del cuadro de Valorización del Metrado de Altas del 2008 al 2013. el VNR del Periodo 20092013 utilizando costos unitarios al 2013 asciende a US$ 323 393 364 De los cálculos anteriores. que resulta de la suma: - VNR del periodo 2004-2008 : US$ 144 464 504 - VNR del periodo 2009-2013 : US$ 323 393 364 - VNR Total periodo 2004-2013 : US$ 467 857 868 La anualidad de la inversión por cada año tarifario se muestra en el siguiente cuadro Informe N° 0130-2014-GART Página 43 de 83 .
Para estos fines. dicha determinación se basa en: a) Un análisis detallado de los costos de operación y mantenimiento de Cálidda.4 Costos de explotación de la distribución de gas natural en la Concesión de Lima y Callao Los costos de explotación de la distribución de gas natural en la Concesión. Para la determinación de los costos de explotación se consideraron los siguientes rubros:       Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución Costos de Comercialización Costos Personales de Gestión Costos No Personales de Gestión Costos Estándares de Explotación Otros costos de operación y mantenimiento Informe N° 0130-2014-GART Página 44 de 83 . cuyo soporte técnico y detalle de su evaluación se encuentran desarrollados en el Anexo N°1 del presente informe. b) Análisis de información de costos de operación y mantenimiento registrada en los estados financieros de Cálidda.Cuadro N° 17 Anualidad de la Inversión Anualidad de la Inversión Miles US$ Acero IGA PE Tubería de Conexión Acero PE Estaciones de Regulación ERP City Gate Obras Especiales Válvulas Cruce de Ríos Hot Tap Unidad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ 1 20 983 9 997 32 223 233 4 264 3 261 4 253 1 261 290 324 2 23 402 9 997 40 518 263 6 088 3 261 4 253 1 281 311 353 3 24 049 10 024 49 704 280 7 823 3 330 4 253 1 290 311 380 4 24 640 9 997 60 473 292 9 852 3 634 4 846 1 297 311 399 Cruce de Vías MUS$ 213 226 236 236 Otras Gasoducto MUS$ 555 593 593 593 Inversiones Acumuladas Directas MUS$ 77 857 90 545 102 272 116 571 Inversiones Complementarias MUS$ 1 204 1 312 1 451 1 626 TOTAL Inversiones MUS$ 79 061 91 857 103 723 118 197 4. en función a los costos de una Empresa Modelo Eficiente con características de mercado similares a la de su Concesión. se determinaron empleando el criterio de Empresa Modelo Eficiente. a ser reconocidos en la base tarifaria para el periodo 2014 – 2018. La determinación de costos de explotación de la Empresa Modelo Eficiente está respaldada por la empresa Consultora.
El costo de odorización del gas natural distribuido.1 Costo financiero por la compra del Gas Pérdidas físicas y comerciales Monto de Incobrables Aportes a los organismos reguladores Costos por la gestión de la de Promoción para las conexiones de consumidores de la Categoría A1. Costos Directos Este rubro comprende las actividades señaladas en el Manual de Operación y Mantenimiento y en el Programa de Mantenimiento del Sistema de Distribución presentado por la empresa Cálidda. estimado en 15% de los gastos personales. El rubro de Gastos Generales de Supervisión Directa que corresponden a los costos del personal asociado a las actividades de comercialización (incluidos beneficios sociales). El resumen de los Costos Directos correspondientes a la Empresa Modelo Eficiente se muestra en el cuadro siguiente: Informe N° 0130-2014-GART Página 45 de 83 . estimado en 15% de los gastos personales. a) Costos Directos de Distribución Los costos directos relacionados con las actividades de distribución incluyen:    b) Los costos de mantenimiento preventivo y correctivo de las redes de distribución. y el rubro de gastos de supervisión directa no personales. estimado en 0.     4. cuyo detalle proviene de su Programa de Mantenimiento del Sistema de Distribución para el año 2014. Costos Directos de Comercialización Los costos directos relacionados con las actividades de comercialización incluyen:    Los costos de las actividades de lectura de medidores.1 US$/miles de m3. Los Gastos de Marketing cuya referencia son los gastos reportados por Cálidda. facturación y cobranza. y el rubro de gastos de supervisión directa no personales. reparto de facturas.4. Asimismo se incluye el rubro de Gastos Generales de Supervisión Directa que corresponden a los costos del personal asociado a las actividades de distribución (incluidos beneficios sociales).
Cuadro N° 18 Costos Directos de la Empresa Modelo Eficiente Tipo de Costo Costo Directo Mantenimiento Preventivo Mantenimiento Correctivo Odorización del Gas Supervisión Directa + GG (15%) Total OPEX .Distribución Costo Directo Lectura (A+B) Lectura (C+D+GNV+E+GE) Reparto (A+B) Reparto (C+D+GNV+E+GE) Cobranza Facturación Supervisión Directa Gastos Diversos Marketing Total OPEX .Comercialización 4. a) Costos Personales de Gestión Comprende el costo del personal (incluidos beneficios sociales) que conforma la plana administrativa de la empresa. Informe N° 0130-2014-GART Página 46 de 83 . Como metodología para determinar el número de empelado necesarios se emplea la comparación con diversas empresa relacionadas a la distribución eléctrica y de distribución de gas natural (benchmarking). En la gráfica siguiente se muestra la comparación de Cálidda respecto a diversas empresas mencionadas anteriormente.2 Año 1 7 441 236 6 141 358 614 136 685 742 2 614 353 10 055 589 2 055 685 580 281 6 684 348 169 3 342 837 907 279 302 2 513 628 377 044 1 068 732 6 015 089 2 8 375 086 6 979 850 697 985 697 241 2 985 298 11 360 384 2 977 932 857 953 7 200 514 772 3 600 1 195 805 398 602 2 915 235 437 285 1 137 482 7 467 935 3 9 181 102 7 699 351 769 935 711 821 3 355 990 12 537 097 3 897 414 1 148 341 7 596 689 005 3 798 1 536 505 512 168 3 316 568 497 485 1 206 186 8 917 653 4 10 075 389 8 504 221 850 422 720 746 3 726 881 13 802 270 4 925 457 1 458 318 7 980 874 991 3 990 1 935 133 645 044 3 718 117 557 718 1 274 927 10 476 218 Costos Indirectos Los costos indirectos comprenden aquellas actividades que brindan soporte a las actividades operativas de la empresa.4.
617 600 400 200 Miles de Clientes 0 500 1 000 1 500 Series1 Eléctricas Series2 Gas Natural Lineal (Series1) Lineal (Series2) 2 000 2 500 Series3 Cálidda La empresas que se asocian a Cálidda son aquellas que están alrededor de 200 000 clientes.4563x + 15. los costos de explotación de la Empresa Modelo Eficiente de distribución de gas natural incluyen los siguientes rubros: Informe N° 0130-2014-GART Página 47 de 83 . cargas diversas de gestión. El resumen de los Costos Indirectos se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro N° 19 Costos Indirectos de la Empresa Modelo Eficiente Tipo de Costo Costo de Personal Costos No Personales Total OPEX .Gráfico Nº 25 Crecimiento anual proyectado de la red de distribución Relación clientes .525 R² = 0.3 Año 1 2 3 4 4 573 511 5 304 230 6 034 449 6 765 062 5 018 660 5 820 501 6 621 795 7 423 520 9 592 171 11 124 731 12 656 244 14 188 582 Otros costos de operación y mantenimiento Adicionalmente. b) Costos No Personales de Gestión Comprenden las partidas contables de suministros.9378 1200 1000 800 y = 0. se establece que el nivel de personal requerido para gestionar una empresa de características de Cálidda debe ser de 166 empleados.Empleados Empleados 1600 1400 y = 0.Administración 4.4. servicios prestados por terceros y tributos.5737x + 31. De ella. para cual la empresa seleccionada es la distribuidora Seal.
logística. c) Aporte a los organismos reguladores Estos aportes se estiman en 1% anual de los montos facturados por el Concesionario.34 US$/cliente.a) Costo Financiero del Gas El costo financiero por la compra de gas natural al productor y su venta a los clientes. así como el monitoreo de la mano de obra y otros.37% anual. Los costos de instalación. conforme al oficio FGCR-006 del 22 de enero de 2014 enviado por la Sub Gerencia de Regulación Tarifaria de Cálidda. e) Costos asociados a la Instalación Interna y Acometida de la Categoría A1 y A2 Estos costos comprenden:   f) Los costos de mantenimiento de la acometida y revisión de las instalaciones internas de los clientes de las categorías A1 y A2. Informe N° 0130-2014-GART Página 48 de 83 . d) Costos asociados de inspección.5% anual de los montos facturados por el Concesionario. supervisión y habilitación de Categoría A1 y A2 Los costos de la inspección. supervisión y habilitación de Categoría A1 y A2 son incorporados a los costos de operación y mantenimiento. supervisión y habilitación de las instalaciones internas de los clientes de las categorías A1 y A2 estimados en 16. El ciclo de efectivo se estima en 15 días. b) Pérdidas e incobrables Las pérdidas físicas y comerciales se estiman en un 0. incluyen todos los costos extra relacionados al monitoreo.6 US$ por cliente. Por otro lado. recepción y entrega de material. determinado a una tasa de interés equivalente a 3% anual. El monto que se ha estimado para esta labor asciende a 18. Gestión de la Promoción Son los costos asociados a la gestión del mecanismo de Promoción.8 US$ por cliente. los incobrables se estiman en 0. estimados en 25.
logística. sino por aquellos costos de actividades relacionadas con la gestión en sí del mecanismo.4. deberá ser la misma que se emplea para instalaciones de dos puntos. vale mencionar: el monitoreo. La red interna a ser instalada mediante el mecanismo de Promoción comprende la instalación de una tubería troncal desde la acometida hasta la derivación de la cocina y de requerirse hasta la terma.4 174 704 358 637 702 962 1 226 965 1 544 650 1 817 237 1 730 489 2 024 938 272 522 208 934 208 934 208 934 5 469 512 6 069 137 6 534 438 7 534 652 Gastos de Promoción Para determinar los gastos de promoción de la Empresa Modelo Eficiente de distribución de gas natural se debe tener en cuenta lo siguiente: 4. Acometidas & Rev.1 Consideraciones      El gasto de promoción se aplica al costo total de la conexión a la red de gas natural en predios residenciales. Interna (Cat. La tubería troncal a emplearse para los casos de instalaciones de un punto. Superv. A) Insp. este deberá firmar una declaración jurada de renuncia al segundo punto (derivación). El costo de la red interna comprendido en el Gasto de Promoción sólo incluye los costos de mano de obra y materiales. Los costos de la Gestión del Mecanismo de Promoción incluyen todos aquellos costos extras que no están vinculados con la ejecución de la conexión del cliente en sí .Otros 4. conforme lo indicado en el Oficio FGCR-006 del 22 de enero de 2014 enviado por la Sub Gerencia de Regulación Tarifaria de Cálidda.4. recepción y entrega de materiales. En caso el beneficiario opte por conectar sólo un artefacto.. y Hab. A) Gestión de la Promoción Total OPEX . determinados de acuerdo a los precios vigentes reportados por Cálidda. Informe N° 0130-2014-GART Página 49 de 83 . La red interna beneficiada por el mecanismo de Promoción comprende la instalación a dos puntos (cocina y terma) y una red de tuberías de hasta 30 m. la determinación del descuento de promoción se realizó sobre la base del costo de una instalación interna de las siguientes características: instalación a la vista de dos puntos (considerando la conexión de dos gasodomésticos: una cocina y una terma para agua caliente sanitaria). Los costos por la Gestión del Mecanismo de Promoción han sido incluidos en un rubro separado en los Costos de Explotación. Instalación Interna (Cat.4.El resumen de los Otros Costos se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro N° 20 Otros Costos de la Empresa Modelo Eficiente Tipo de Costo Año 1 2 3 4 Costo Financiero del GN 238 414 260 826 282 503 302 549 Pérdidas 715 508 782 768 847 824 907 982 Incobrables 966 902 1 057 794 1 145 708 1 227 003 1 556 812 1 582 941 1 616 018 1 636 281 Aporte por Regulación Mant. así como el monitoreo de la mano de obra y otros. Inst.
4. de tal forma que permita que los niveles socioeconómicos de ingreso bajo puedan acceder al gas natural.7 12 14 16 18 20 22 Disp.8 B 1. por mes) según NSE en Lima Metropolitana y Callao Disposición a Pagar por el Gas Natural Nivel Socioeconómico Total 16. tiene una mayor disposición a pagar. Asimismo.4. en promedio los consumidores residenciales están dispuestos a pagar cuotas mensuales de hasta S/ 95.4. el nivel socioeconómico A.6 A 20. Informe N° 0130-2014-GART Página 50 de 83 . mientras que los niveles de ingresos bajos tienen estarían dispuestos a pagar menos por la conexión al gas natural. sobre la base una encuesta realizada en Lima Metropolitana y el Callao. Si se hace un análisis por nivel socioeconómico. Percepción de la Calidad del Servicio de Gas Natural a Nivel Residencial.6 al mes. Media a Pagar (S/.2 D 14. se encontró que en Lima Metropolitana y el Callao.8 E 15. 16.8 C 17. Este hecho justificaría brindar un subsidio diferenciado a cada nivel socioeconómico.2 Evaluación de la Disposición a pagar por el uso del gas natural Según el Informe Técnico 020-2014-OEEE/OS. / cliente) Fuente: Informe Técnico 020-2014-OEEE/OS En el caso de las instalaciones y conversión al gas natural. los resultados de la encuesta señalan que la disposición a pagar es mayor en los niveles socioeconómicos de ingresos altos (A y B) y menor en los de bajos ingresos (D y E). Gráfico Nº 26 Disposición media de pago por consumo de gas natural (S/. se encontró que en promedio la disposición máxima que estaría dispuesto a pagar un consumidor residencial por el gas natural seria de S/.4 para financiar los costos de conversión.
0 S/.8 E S/.8 D S/. 7.0 S/. 10. Los descuentos por gasto de promoción.0 S/. 14. 16.3 Proyección del Gasto de Promoción Los descuentos por gasto de promoción se han determinado diferenciando el tipo de estrato de nivel socioeconómico de los usuarios residenciales. Esto es en concordancia con lo planteado por Cálidda en su informe sobre “Esquemas para la Masificación del Gas Natural en Perú”7.6 C S/. 8. 15. 12.0 S/.1 B S/. 9.Gráfico Nº 27 Disponibilidad a pagar total por instalación. Informe N° 0130-2014-GART Página 51 de 83 . 11. Media a Pagar 4.4.2 S/. conversión y consumo mensual de gas natural según NSE en Lima Metropolitana y Callao Disposición a Pagar por la Conexión al Gas Natural Nivel Socioeconómico Total S/. así como los clientes y la valorización del gasto de promoción.0 Disp. el 14 de noviembre de 2011. considerados en el presente informe son los siguientes: Cuadro N° 21 Gasto de Promoción por estrato según Ingreso per Cápita del Hogar Item US$ x Cliente 7 Estrato Medio 330 Estrato Medio Bajo 447 Estrato Bajo 525 Documento elaborado por el Consultor Guillermo Perry.5 A S/.4.0 S/. 7. 6. 9.
6 millones de US$ en el cuarto año de operación. Cuadro N° 24 Costos de Explotación de la Empresa Modelo (US$) Rubro de Costo Distribución Comercialización Administración Otros OPEX Distribución Gasto de Promoción TOTAL OPEX (US$) Año 1 10 055 589 6 015 089 9 592 171 5 469 512 31 132 360 29 492 284 60 624 644 2 11 360 384 7 467 935 11 124 731 6 069 137 36 022 187 34 696 846 70 719 033 3 12 537 097 8 917 653 12 656 244 6 534 438 40 645 432 33 040 546 73 685 978 4 13 802 270 10 476 218 14 188 582 7 534 652 46 001 722 38 662 509 84 664 232 Los costos de explotación propuestos ascienden a 60. una comparación con los costos de explotación propuestos por Cálidda.4.Cuadro N° 22 Número de beneficiarios del Gasto de Promoción por estrato según Ingreso per Cápita del Hogar Año 2014 2015 2016 2017 Estrato Medio Estrato Medio Bajo Estrato Bajo 56 598 66 586 63 407 74 196 22 909 26 951 25 665 30 032 1 095 1 288 1 227 1 435 Cuadro N° 23 Costos de Promoción (US$) 4.6 millones de US$ en el primer año y alcanzan progresivamente los 84. Informe N° 0130-2014-GART Página 52 de 83 .5 Año Estrato Medio Estrato Medio Bajo Estrato Bajo Total (US$) 2014 18 677 292 10 240 169 574 822 29 492 284 2015 21 973 311 12 047 272 676 262 34 696 846 2016 20 924 387 11 472 180 643 980 33 040 546 2017 24 484 743 13 424 211 753 555 38 662 509 Resumen de los costos de operación y mantenimiento A continuación se presenta un resumen de los costos de explotación considerados para la Empresa Modelo Eficiente de distribución de gas natural por redes y posteriormente.
Cuadro N° 26 Comparación de los Costos de Explotación entre lo propuesto por Cálidda y la Propuesta de OSINERGMIN (Millones US$) Costos de Operación y Mantenimiento .Cuadro N° 25 Costos de Explotación Propuestos por Cálidda (US$) Rubro de Costo Año 1 2 3 4 Distribución 21 094 378 24 470 673 27 004 032 31 101 567 Comercialización 7 612 270 9 590 325 11 540 290 13 457 559 Administración 27 998 067 32 111 132 36 690 193 41 870 085 Otros OPEX Distribución 2 039 859 58 744 574 2 107 281 68 279 411 2 163 660 77 398 175 2 208 709 88 637 920 PROMOCIÓN 34 090 245 31 212 405 23 868 810 31 156 020 TOTAL OPEX (US$) 92 834 818 99 491 815 101 266 986 119 793 940 Por su parte.8 millones de US$ al inicio del periodo de regulación.03 11% Distribución Comercial Administración Otros 71.82 20.51 229. Como se puede apreciar. y muestra la diferencia (en porcentaje) de los valores propuestos.48 108.OPEX (Millones US$) Ítem OPEX según propuesta de Cálidda OPEX según propuesta de OSINERGMIN Diferencia (%) Informe N° 0130-2014-GART Valor Presente Gasto de del OPEX Promoción 328. En el cuadro siguiente se presenta un resumen de las diferencias entre la propuesta de Cálidda y la Propuesta de OSINERGMIN.8 millones US$ al final de dicho periodo. los valores que resultan de la propuesta de Empresa Modelo Eficiente mantienen una disminución de entre el 27% y 35% respecto de los costos propuestos por Cálidda.53 -66% 6. Para ello.35 37. hasta alcanzar los 119. El gráfico a continuación compara los costos de explotación antes descritos. se ha acondicionado la propuesta de Cálidda a los rubros que se plantean en la propuesta de OSINERGMIN.81 -47% 43. los costos de explotación propuestos por Cálidda superan los 92.05 25.75 -40% 109.81 37.28 197% Página 53 de 83 .40 -30% 97.
0 28.0 0% 1 4.0 10% 20.7% 120.0 40.0 43.9% 35% 29.0% 50.0% 10.0% OPEX ( Millones de US$) 100.0% 60.0 49.0% 47.0 42.4% 47.5 4.5.0 15% 40.0% 90.0 45.3% 27.0% 40.0 46.1 2 3 4 OPEX de Distribución Propuesta OSINERGMIN OPEX de Distribución Propuesta Cálidda Calculo de las tarifas por categorías de clientes Calculo general de la tarifa media sin promoción Los resultados del cálculo realizado se presentan en el siguiente cuadro: Informe N° 0130-2014-GART Página 54 de 83 .9% 47.2% 48.0 5% 0.0 20% 60.0 80.Gráfico Nº 28 Comparación de los Costos de Explotación propuestos sin Gasto de Promoción 50.0% 20.0 41.0% 1 2 OPEX de Distribución Propuesta OSINERGMIN Diferencia 3 4 OPEX de Distribución Propuesta Cálidda Gráfico Nº 29 Comparación de los Costos de Explotación propuestos con Gasto de Promoción OPEX ( Millones de US$) 140.1% 48.0 25% 80.0 44.0% 30.0 46.0% 0.0 70.2% 30% 100.0 40% 34.
9 Promoción (US$/Cl) 63 315 366 Nota (1): No considera la Red Principal 4.8 US$/mil m3 para la Alta Presión y 183.7 17. 2. se obtiene un factor de ajuste para determinar las nuevas tarifas por categoría de la concesión.5. Se verifica la existencia del Equilibrio Tarifario entre Ingreso Medio y Costo Medio. Se toma como base las tarifas vigentes que se viene aplicando a cada categoría tarifaria.91 7.8 181. y de preservar el criterio de competitividad frente a los sustitutos que consideran las tarifas vigentes.2 Diseño tarifario Para el presente proceso regulatorio. Estas tarifas no se aplican directamente a cada categoría tarifaria ya que antes debe de realizarse un proceso de equilibrio tarifario entre los ingresos y los costos. Informe N° 0130-2014-GART Página 55 de 83 . Cuadro N° 28 Evolución de la Tarifa Media Costo Medio (US$/mil m3) Con Promoción Sin Promoción 2004 (1) 31.3 US$/mil m3 para el resto de las redes. 3.3 La tarifa media calculada sin promoción es 17.1 23.0 29. En base al déficit o superávit del balance señalado en el paso anterior.Cuadro N° 27 Cálculo de la Tarifa Media sin Gasto Promoción ítem Unidad Valor Acero PE CAPEX MUS$ 309 830 106 413 203 417 OPEX MUS$ 94 395 66 525 24 870 COSTO TOTAL MUS$ 404 225 175 938 228 288 DEMANDA Mm3 22 563 820 22 563 820 1 259 094 TARIFA MEDIA US$/Mm3 17.91 US$/mil m3.2 2009 25. tal como se aprecia en el siguiente cuadro. se han seguido los siguientes pasos para actualizar las tarifas con la nueva información de costos y demanda: 1. A continuación también se puede apreciar la evolución que ha seguido la tarifa media con y sin promoción. correspondiendo 7. ello con la finalidad de evitar producir un nuevo balance tarifario que pueda resultar perjudicando a unos clientes en beneficio de otros.0 2014 22.
1 10 459 C 259 699 235 330 213 288 193 330 901 647 44. Gráfico Nº 30 Tarifas Medias de Distribución con Promoción 1000 Vigente Nueva US$/mil m3 100 10 1 1 10 Informe N° 0130-2014-GART 100 1 000 10 000 m3/cl. asimismo. TOTAL INGRESO SIN AJUSTE TARIFARIO 508 742 COSTOS TOTALES (Miles US$) 512 257 FACTOR DE AJUSTE QUE EQUILIBRA LOS INGRESOS 100.7% Respecto a las Categorías Tarifarias consideradas. en el caso de la categoría E y la de Generadores Eléctricos. se efectuó un ajuste para corregir la discontinuidad del pliego vigente. en el caso de los clientes residenciales (categoría A).6 34 378 GE 4 788 948 4 275 846 3 828 031 3 408 678 16 301 503 16. se dividieron en 2 categorías (A1 y A2).2 4 916 B 29 406 30 639 30 884 30 582 121 511 86.Cuadro N° 29 Cuadro de Equilibrio Tarifario de la Concesión 3 Demanda actualizada (Miles m ) Categoría A1 Tarifa sin ajuste de equilibrio tarifario 3 (US$/Miles m ) Ingresos sin ajuste de equilibrio tarifario (Miles US$) 38 967 1 2 3 4 Suma 35 185 46 500 55 601 63 074 200 361 194.7 92 270 D 199 723 185 141 171 541 155 123 711 528 33.0 23 502 E 533 779 476 589 441 107 393 846 1 845 321 18.2 264 084 4.5 A2 6 238 8 252 9 878 11 208 35 575 138.mes 100 000 1 000 000 10 000 000 100 000 000 Página 56 de 83 .5 40 165 GNV 624 439 622 164 609 801 589 970 2 446 374 37. tal como se aprecia en el siguiente gráfico. donde consumidores de menor volumen (Clientes categoría E) tenían una menor tarifa que los clientes generadores eléctricos que tenían un mayor volumen de consumo.
000 100.4.0 33.7 44.8 16. la Asignación de Tarifas Medias de Cálidda y OSINERGMIN 250 Propuesta de Cálidda 200 US$/mil m3 Propuesto por OSINERGMIN 150 100 50 0 1 10 100 1.3 Resultados Tarifarios En base a los pasos señalados anteriormente se han calculado las tarifas medias que pagaría cada categoría tarifaria y que se muestran en el siguiente cuadro.5.8 139.000.9 38.000 100.000 10. Cuadro N° 30 Tarifas Medias de Distribución por Categoría Tarifaria Categorías Tarifarias A1 A2 B C GNV D E GE Consumo Mensual TUD Promedio m3 16 119 1 841 83 109 217 603 468 853 3 312 167 30 186 628 US$/Mm3 195.3 Gráfico Nº 31 Comparación de.000 10.000. Informe N° 0130-2014-GART Página 57 de 83 .mes El siguiente cuadro muestra la variación de la tarifa media considerando las tarifas vigentes y las tarifas propuestas.0 86.000.000 m3/cl.3 18.000 1.
1986 26.89 B 301 .60 0.0 37.52 D 300 001 .3 % -1% -1% 7% 2% 0% -2% 39% 3% *Tarifas vigentes a febrero de 2014 A partir de las tarifas medias presentadas en el cuadro anterior se han calculado los márgenes de distribución y comercialización para cada categoría tarifaria así como los cargos fijos y variables.300 000 0.3669 18.900 000 0.76 0.9 34.0 33.73 E Más de 900 000 0.Cuadro N° 31 Variación en la Tarifa Única de Distribución Categoría Tarifaria A1 A2 B C GNV D E GE TUD Vigente TUD Propuesta Variación US$/Mm3* 198.7 140.2746 16.31 Aplica los márgenes de comercialización y distribución de la Categoría Tarifaria C Impacto en los precios finales a los usuarios Considerando las variaciones de TUD propuesta respecto de la TUD vigente. Informe N° 0130-2014-GART Página 58 de 83 .73 61. Estos resultados se presentan en el siguiente cuadro: Cuadro N° 32 Tarifas Únicas de Distribución (TUD) Periodo 2014-2018 Categorí a Tarifaria Rango de Consumo Margen de Comercialización Fijo 3 Fijo Variable 3 US$/Mil Sm3 Sm3/Cliente-mes US$/mes A1 0 . se presenta a continuación la cuantificación del impacto en el precio final por categoría.05 GNV Estaciones GNV 0.9 US$/Mm3 195.9 44.8 16.10 129.2268 30.0897 GE GGEE Instituciones Públicas IP 4.3 18.9 38.2679 36.0671 0.8 139.1 13.28 C e IP 17 501 .4 US$/(Sm /d)-mes Margen de Distribución US$/(Sm /d)-mes 0.7 44.6 80.29 A2 61-300 1.5.17 500 46.93 139.2 86.5 15.
3% -0.4 6.4% *Tarifas vigentes a febrero de 2014 4.0% -13.9 4.5% Categoría Tarifaria Sustituto Informe N° 0130-2014-GART Porcentaje de Ahorro Variación Porcentaje Variación de Ahorro % % % % Página 59 de 83 .86 64.9% -6.2% 20.1% 0.2 3.9% 73.0 Variación % -0.3% 69.3% 60.1% 69.27 70.0 4.6% -8.4% 0.7% GE Residual 16.5% -12.4% 81.4 3.7% -5.1% -1.5.8 7.0% 0.9% -5.3% B GLP granel 16.27 81.9% 64.27 73.27 16.0% 0.8 4.4% 65.Cuadro N° 33 Impacto en los precios finales a los usuarios Categoría Tarifaria A1 A2 B C GNV D E GE Precio Final Vigente US$/GJ Precio Final Propuesto US$/GJ 8.2% 60.8 7.2% E Residual 16.1% -0.36 58.36 65. Cuadro N° 34 Ahorros por el uso del gas natural frente al combustible sustituto Propuesta de OSINERGMIN Propuesta de Cálidda Comb.5 Verificación de la Competitividad de las tarifas En el siguiente cuadro se puede apreciar que con las tarifas planteadas existen niveles de ahorro superiores al 50% para cada categoría tarifaria.0% C Residual 16.27 69.2% 61.8% 0.9% 0.9 5.0 4.1% 81.5% 0.2% 60.6% GNV D Residual Residual 16.1% -1. US$/GJ Porcentaje de Ahorro Vigente Tarifa Final % A1 GLP 21.4% 3.1% -0.0% A2 GLP 21.1 5.8% -0.2% 70.4 5.7 4.7% 65.8 4.0 8.8% 70.6% 59.2% 70.6% 70.4% 0.5% 2.
8% -1.7 Porcentaje de la Tarifa Única de Distribución destinado a los ingresos del mecanismo de promoción Las Tarifa Única de Distribución (TUD) permiten remunerar los ingresos requeridos para cubrir: a) los costos totales del servicio de distribución.5% 184.000 m3/cl.6 24.9% 158.mes 4.0% 31. Informe N° 0130-2014-GART Página 60 de 83 . 4.5.3% 42.6% 39.5 A1 A2 B C GNV D E GE 16 119 1 841 83 109 217 603 468 853 3 312 167 30 186 628 TOTAL Variaciones respecto a la Tarifa Vigente Propuesta Propuesta OSINERGMIN Cálidda (%) (%) -66.7% -1.5 40.1 39.7 34.4 92.000.6 265.4% 148.6% -2.9 95.4 494.Gráfico Nº 32 Nivel de Ahorro de las tarifas Medias por Categoría 25 Combustible Sustituto (US$/GJ) US$/mil m3 20 Precio del Gas natural (US$/GJ) 15 10 5 0 1 10 100 1.8 211. y b) los costos asociados al mecanismo de Promoción.6 Ingresos estimados con las tarifas propuestas Con las tarifas propuestas se calculó los ingresos que tendría el concesionario y se comparó con los ingresos que se obtendrían con las tarifas propuestas por Cálidda y las tarifas vigentes.9 258.7 92.3 24.3% 104.5.8 49.000 10.000 1.1 239.9% 3.8 5.8% 1.000 10.000 100.5% -18.2 705.8 39. Para el cálculo a tarifa vigente se usó la demanda propuesta por OSINERGMIN.2 5.2 12.0 10.6 70.2% 2. Cuadro N° 35 Estimación de los Ingresos actualizados del periodo tarifario Categoría Consumo Ingresos actualizados (Millones US$) Tarifaria m3/mes Cálidda OSINERGMIN A Tarifa Vigente 13.000.9% 0.4 12.9 512.0 9.9 23.6% Nota: Se utilizó la demanda que indica cada caso.1% 139.1% 7.000.3 39.000 100.
Este porcentaje depende de las proyecciones de clientes afectos del Mecanismo de Promoción y de los Gastos por Promoción por cliente.En ese sentido. asignado al Mecanismo de Promoción. En los casos del Periodo de Regulación vigente y la Propuesta de Cálidda.01% de la TUD en todas las categorías. de acuerdo a lo mostrado en el gráfico siguiente. y ambos componen la TUD para todas las categorías de consumo. se tiene un porcentaje que está asociado al literal b) del párrafo anterior. Para el caso del proceso regulatorio vigente la Propuesta de OSINERGMIN considera una participación de 21. Gráfico Nº 34 Ingresos actualizados por Mecanismo de Promoción 120 100 80 60 81 92 Vigente Propuesta de Cálidda 40 108 20 0 Informe N° 0130-2014-GART Propuesto por OSINERGMIN Página 61 de 83 . en adición al Margen de Distribución que retribuye puramente el servicio de distribución brindado por el Concesionario. Gráfico Nº 33 120% Porcentaje del Margen por Promoción en la TUD 100% 16% 14% 21% 84% 86% 79% Vigente Propuesta de Cálidda 80% 60% 40% 20% 0% Propuesto por OSINERGMIN Porcentaje de la TUD destinados al Margen de Distribución Porcentaje de la TUD destinados a los ingresos del Mecanismo de Promoción El ingreso requerido (en Valor Presente) para fines de cubrir los Gastos por Promoción alcanza los 108 MMUS$ para el presente proceso regulatorio. dicho ingreso bordea los 81 y 92 MMUS$ respectivamente. las Tarifas propuestas por Cálidda y las tarifas propuestas por OSINERGMIN. El gráfico siguiente presenta una comparación porcentaje de la TUD destinados a los ingresos del mecanismo de promoción para las Tarifas Vigentes.
IAC0: Índice de Acero correspondiente al mes de setiembre de 2013.gov. se efectuará de acuerdo a lo siguiente: FA  a  PPI a IACa IPEa IPM a  b  c d PPI 0 IAC0 IPE0 IPM 0 Donde: FA: Factor de Actualización de Costos Unitarios. b: Coeficiente de participación del acero en la ampliación. Informe N° 0130-2014-GART Página 62 de 83 . Department of Labor Bureau of Labor Statistics” y disponible su página web: www. a: Coeficiente de participación de la inversión existente.5 Factores de Actualización y Procedimiento de Ajuste La determinación del valor del Factor de Actualización de Costos Unitarios (FA). IPM0: Valor Base a setiembre de 2013 igual a 100.4.930875. IPE0: Índice de Polietileno correspondiente al mes de setiembre de 2013 estableciéndose su valor base igual 171.gov. d: Coeficiente de participación de bienes y servicios nacionales en la ampliación. Se utilizará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes sean aplicadas. c: Coeficiente de participación del polietileno en la ampliación. IPMa: Índice de Precios al Por Mayor publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI). IPEa: Índice de Polietileno equivalente al WPU07110224 publicado por el “U.0. estableciéndose su valor base igual a 254. IACa: Índice de Acero equivalente al WPU101706 publicado por el “U. Department of Labor Bureau of Labor Statistics” y disponible su página web: www.7. PPI0: Valor Base a setiembre de 2013 igual a 185. correspondiente al mes de setiembre. publicado por “Bureau of Labor Statistics” de los Estados Unidos de Norteamérica.S.S.bls. definido como: Producer Price Index (Finished Goods less Foods and Energy – Serie ID: WPSSOP3500). PPIa: Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica. Se tomará el último valor publicado. disponible a la fecha de la actualización.bls.
5388 0 0 0 0 0 0 0.6284 0.4565 0.  Acometida para usuarios menores a 300 m3/mes.  Inspección.GE-1 y GE-2 Parámetro CORTE RECONEXIÓN CORTE Y RECONEXIÓN a b 0 0 0 0 c d 0 0 1 1 6 Cargos Tarifarios Complementarios Los Cargos Tarifarios Complementarios que se aprueban en la presente regulación son los siguientes:  Derecho de Conexión.Los coeficientes de participación a.4612 G4 G6 Categorías C.D.3716 G1.E.3657 0. b.4920 0.5435 0. SUPERVISIÓN Y HABILITACIÓN DE REDES INTERNAS Categorías a b c d 0 0 0 1 B.E.6 G4 G6 0 0 0 0 0 0 INSTALACIÓN DE ACOMETIDA EN MURETE CONSTRUIDO Tipo de Medidor a b c d G1. c y d respectivos para cada componente.D.6343 0.8993 INSTALACIÓN DE ACOMETIDA EN MURO EXISTENTE Tipo de Medidor a b c d 0. se indican en el siguiente cuadro: Cuadro N° 36 Parámetros Generales de Actualización VNR Existente Parámetro VNR Existente a 1 b 0 c 0 d 0 TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN Parámetro a b c d MD y MC 0.6 0.0141 0.0494 0.C.5080 0. Supervisión y Habilitación para clientes mayores a 300 m3/mes y Informe N° 0130-2014-GART Página 63 de 83 .0372 0.GE-1 y GE-2 AyB DERECHO DE CONEXIÓN a b 0 0 1 0 c d 0 1 0 0 INSPECCIÓN.6005 0.3995 0.
63 m3/d.1 Derechos de Conexión y factor “K” Los Cargos por Derecho de Conexión considerados para la presente regulación se detallan en el siguiente cuadro. 6.8 3 C e IP 2. según los tipos de medidores de gas natural existentes. Respecto al Factor K de cada una de las categorías tarifarías.0 3 GE 0. b) Acometidas instaladas con medidores de gas natural en un muro o murete previamente construido por el Concesionario. Informe N° 0130-2014-GART Página 64 de 83 . el cual motivó la emisión de la citada resolución. • Instalación del gabinete de medición residencial simple empotrado en un muro o murete previamente construido por el Concesionario.7 3 D 2. para lo cual se requiere usar la estructura de costos unitarios del Baremo de Costos Unitarios de Gas Natural (BCUGN) a precios vigentes. se ha considerado los mismos valores aprobados en la Resolución OSINERGMIN N° 261-2009-OS/CD.5 3 * Nota: Para las categorías A1 y A2 se considera un consumo promedio mensual de 0.4 3 E 1. 6. y.2 9 B 6. Cuadro N° 37 Derecho de Conexión y Factor “K” Categoría Derecho de Conexión 3 US$ / (m / d) Factor K A1 y A2 94.2 Cargo por Acometidas para consumidores con consumo menor o igual a 300 m3/mes Los cargos por las Acometidas se diferencian en dos: a) Acometidas instaladas con medidores de gas natural en un muro existente del predio del usuario. Para determinar los costos de ambos tipos de instalaciones. Corte y Reconexión Dichos conceptos representan los cargos adicionales a las tarifas de distribución que deben también ser regulados por el OSINERGMIN. los cuales están debidamente sustentados en el análisis detallado en el Informe N° 555-2009GART. se requiere un análisis de costos de las Acometidas.3 3 GNV 12. Dicho análisis incluyó: • Análisis de costos de las obras civiles para la instalación del gabinete de protección del medidor • Instalación del gabinete de medición residencial simple empotrado en un muro existentes del predio del usuario.
50 7.63 311.43 US$ 105.42 US$ 52.31 1.50 42.52 80.16 US$ US$ US$ 17.01 CARGO POR MEDIDOR G 1.21 7.12 112.01 1.15 139. los cuales son aplicables a los consumidores con consumos menores a 300 m3/mes (Categorías Tarifarias A1 y A2).31 US$ 72.52 80. Cuadro N° 38 Detalle de los Costos de Acometida para consumidores menores a 300 m3/mes CARGO POR INSTALACIÓN DE MEDIDOR US$ Descripción Unidad EN MURO EXISTENTE EN MURETE CONSTRUIDO US$ 52.50 34.95 1.21 7.21 7.21 120.50 Medidor US$ 122.69 72.21 7.6 Costo de Instalación Costo de obras civiles Suministro de Materiales Regulador con corte por baja presión Accesorios Medidor Costo Directo Aporte por regulación 1 % Gasto Total CARGO POR MEDIDOR G 4 Costo de Instalación Costo de obras civiles Suministro de Materiales Regulador con corte por baja presión Accesorios Medidor Costo Directo Aporte por regulación 1 % Gasto Total CARGO POR MEDIDOR G 6 Costo de Instalación Costo de obras civiles Suministro de Materiales Regulador con corte por baja presión Costo Directo Aporte por regulación 1 % Gasto Total En el siguiente cuadro.37 1. según el tipo de medidor instalado.08 146.16 US$ US$ US$ 17.88 122.08 119.11 3.• Cálculo de los costos de instalación • Suministro de materiales • Cálculo de los costos de instalación del medidor de gas natural Como resultado del análisis de costos se obtuvieron los valores para los tipos de Acometidas que se indican en el siguiente cuadro.38 3.51 17.49 17.40 140. Informe N° 0130-2014-GART Página 65 de 83 .69 Accesorios US$ 7.15 111.50 34.50 42.10 359.21 363.48 148.88 308. se resumen los cargos de Acometidas antes detallados.03 156.
6700 17.49 140.9300 2. supervisión y habilitación).I. en forma directa o mediante terceros.25 22.42 Con Medidor G 4 120.3 En Muro Existente US$ En Murete Construido US$ Con Medidor G 1.01 30. Supervisión y Habilitación de las Instalaciones Internas de consumidores mayores a 300 m3/mes.0000 13.83 5.36 H-H H-M 2. es necesario realizar un análisis de costos para definir la cantidad de mano de obra y los equipos utilizados en forma eficiente.01 Cargos por Inspección.36 83.9300 2.83 5. Supervisión y Habilitación de las Instalaciones Internas de consumidores mayores a 300 m3/mes.52 64. Este cargo es aplicable sólo a los consumidores mayores a los 300 m 3/mes y representa el costo por las actividades efectuadas por el concesionario. Como resultado del citado análisis de costos.14 5. (30%) CANTIDAD TOTAL US$ (*) TOTAL (US$) H-H H-M 2.77 H-H H-M 2.01 30. Cuadro N° 40 Detalle de Determinación de los Costos de Supervisión de las instalaciones internas para consumos mayores a 300 m3/mes DESCRIPCIÓN 1ra Visita Mano de obra Equipos Visita Adicional Mano de obra Equipos Visita a Prueba de Hermeticidad Mano de obra Equipos Informe N° 0130-2014-GART UNIDAD OSINERGMIN SUB C.21 7. Para determinar cada uno de los costos que involucra cada actividad (inspección.21 363.Cuadro N° 39 Cargos por Acometida para consumidores menores a 300 m3/mes Tipo de Acometida 6.48 Página 66 de 83 .43 Con Medidor G 6 311. en los siguientes cuadros se detallan los costos para la Inspección.6700 TOTAL (US$) 17.51 148.2000 2.6 112. para suministrar gas natural a un nuevo consumidor.52 7.37 4.
94 H-H H-M 2.37 4.40 85.25 27.3000 2.Cuadro N° 41 Detalle de Determinación de los Costos de Inspección de las instalaciones internas para consumos mayores a 300 m3/mes INSPECCIÓN HASTA 10 CONSUMOS DESCRIPCIÓN Revisión de documentos Mano de obra Equipos Revisión adicional Mano de obra Equipos Visita de inspección Final Mano de obra Equipos Visita Adicional Mano de obra Equipos UNIDAD OSINERGMIN SUB C.4000 2.37 4.23 INSPECCIÓN MAYOR DE 10 CONSUMOS DESCRIPCIÓN Revisión de documentos Mano de obra Equipos Revisión adicional Mano de obra Equipos Visita de inspección Final Mano de obra Equipos Visita Adicional Mano de obra Equipos UNIDAD OSINERGMIN SUB C.93 H-H H-M 2.56 283.5000 2.04 4.04 4.14 5.75 24.75 24.0000 18.3000 1.0000 8.84 210.I. (30%) CANTIDAD TOTAL US$ (*) 8.3000 1.71 4.42 Página 67 de 83 .3000 2.04 4.72 6.72 6.0000 15.93 H-H H-M 2.25 27. (30%) CANTIDAD TOTAL US$ (*) TOTAL (US$) H-H H-M 2.0000 TOTAL (US$) 56.14 5.75 24.42 368.09 106.5000 2.09 106.94 H-H H-M 2.14 81.04 4.I.4000 2.000 TOTAL (US$) 16.14 6.75 24.27 H-H H-M 2.23 Cuadro N° 42 Detalle de Determinación de los Costos de Habilitación de las instalaciones internas para consumos mayores a 300 m3/mes DESCRIPCIÓN Revisión de documentos Mano de obra Materiales Equipos Informe N° 0130-2014-GART UNIDAD H-H GLB H-M OSINERGMIN SUB C.0000 15.75 29.0000 15.00 16. (30%) CANTIDAD TOTAL US$ (*) TOTAL (US$) H-H H-M 2.14 5.27 H-H H-M 2.14 6.000 TOTAL (US$) 16.75 29.02 TOTAL (US$) 368.71 4.I.0000 15.14 5.14 81.0000 1.0000 18.
42 Total: 6.4 558. • Cuando el usuario revende el gas natural a terceros vía redes de distribución no autorizadas. A2 y B-comercial: Incluye la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión. procede el corte por la reconexión indebida del servicio luego del retiro de los componentes de la acometida. equipos y acometida correspondientes a su predio.Por tanto. manipula indebidamente cualquier instalación del Cargo por Corte El corte del servicio de distribución es aplicable cuando el usuario impide el acceso al gabinete de la acometida para ejecutar el cierre del servicio o el retiro de sus componentes. se resumen los cargos de Supervisión.48 Supervisión 106. Inspección y Habilitación de Instalaciones Internas para consumidores mayores a 300 m3/mes Actividad US$ Inspección 83. el cierre de la válvula de entrada (de ser el Informe N° 0130-2014-GART Página 68 de 83 . • Si el usuario impide la revisión de las instalaciones internas. o el acceso a las instalaciones internas. equipo y acometida. • Si el usuario consume el gas natural de forma indebida o sin autorización.1 • Cuando el usuario deba dos facturas consecutivas. para su revisión. • Se impide la lectura del medidor del usuario. Inspección y Habilitación de Instalaciones Internas para Consumidores Mayores a 300 m3/mes.23 Habilitación 368.13 Cargos por corte y reconexión Los cargos por corte y reconexión del servicio de distribución son los costos que el Concesionario está autorizado aplicar a los usuarios en cualquiera de los siguientes casos: 6. en el siguiente cuadro. Asimismo.4. impide la lectura del medidor. antes detallados. Según las características de la acometida. • Cuando el usuario Concesionario. • Si pone en peligro la seguridad de las personas o la propiedad de terceros al realizar instalaciones fraudulentas. Cuadro N° 43 Cargo de Supervisión. los cortes del servicio de distribución se dividen en lo siguiente:  Para Categorías A1.
En los siguientes cuadros se muestra los costos por Corte del servicio de distribución. D y GNV. la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo. prensado y corte de la tubería.  Para categorías B-industrial. Informe N° 0130-2014-GART Página 69 de 83 . colocación de placa ciega. D y GNV con tubería de acero: Incluye el destapado de la cámara o la realización de un pozo para acceder a la válvula enterrada.  Para categorías B-industrial. cierre de la válvula de entrada (de ser el caso). cierre de la válvula de entrada. C. venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto de corte.caso). prensado y corte de la tubería de polietileno. venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto de corte. verificación de pérdidas en la zona de intervención y tapado de la cámara o de la válvula. C. cierre de tubería mediante fusión de casquete. la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo. con tubería de polietileno: Incluye la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión. cierre de tubería mediante fusión de casquete.
00 Und/día Descripción MANO DE OBRA SUPERVISOR DE GERENCIA TECNICA SUPERVISOR DE EXCAVACIÓNES TECNICO PEON MATERIALES END CAP 63MM CINTA TEFLON TRAPO INDUSTRIAL COPLE DE 63 MM MATERIALES Y EQUIPO PARA RESANE EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO CAMIONETA Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total Informe N° 0130-2014-GART Cuadrilla h-h h-h h-h h-h 0.000 Unid.100 1.27 30% 7.00 4.00 30% 64.24 1.000 1. A2 y B ( COMERCIALES) Rendimiento diario: 2. Precio US$/.10 4.100 2.42 6.07 0.0000 Und. M3 Cantidad 0.42 0.83 UNIDAD : Unidad %MO H-H Precio US$/.200 1. Retiro de Componentes y Corte de Servicio en Categoría A1.00 Und/día Descripción MANO DE OBRA TECNICO MATERIALES PRECINTO DE SEGURIDAD TAPON DE CIERRE EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO MOTO UNIDAD : Unidad Cuadrilla h-h 1.500 0. A2 y B COMERCIAL Rendimiento diario: 12.20 1.000 Unid.060 1. Parcial US$/.00 Und/día Descripción MANO DE OBRA TECNICO MATERIALES PRECINTO DE SEGURIDAD TAPON DE CIERRE EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO MOTO Unidad Cuadrilla h-h 1.000 83.67 6.CATEGORIA A1.00 1.10 4. Kg.4000 4.000 5. 7.10 5.CATEGORIA A1. Cantidad 0.0000 2. Parcial US$/.550 0.42 0. Parcial US$/.79 Página 70 de 83 .000 0.00 4.12 9.67 28.00% 0.100 0.500 Unid. Unid.000 %MO H-H 1.00% 0. B (Comercial) e IP CIERRE DE SERVICIO .4000 0. A2 y B COMERCIAL Rendimiento diario: 13. Und.100 0.27 9.000 5.886 3. Unid.38 30% 7.000 1.6667 Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total CORTE DE SERVICIO .74 0.6667 1.06 2. Unid.85 1.830 1.6154 1.000 5.000 0.37 2.56 2.42 10.000 %MO H-H 1.34 83.000 0.74 2.03 28.16 5.0000 2.67 7.Cuadro N° 44 Detalle de Determinación de los Costos por Corte del Tipo Cierre.22 1.00% 4.200 1.6154 Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total RETIRO DE COMPONENTES DE ACOMETIDA .18 UNIDAD : Precio US$/.07 0. 7.67 16. Unid. Und.20 1. A2.45 19. Cantidad 0.10 0. 16.160 0.CATEGORIA A1.05 0.08 2.37 0.000 0.
5333 5.54 2.10 5.300 0.21 2.13 30% 50.32 0.26 15.67 7.07 0. US$/.000 0.00% 1.08 17.Cuadro N° 45 Detalle de determinación de los Costos por Corte del Tipo Cierre y Retiro de Componentes en Categoría B. C y D Rendimiento diario: 4. C (Industrial) y D CIERRE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA Y EN CAMARA CON TUBERIA DE ACERO Y POLIETILENO .0000 1.15 0.100 0.3333 2.000 Unid.2000 2.34 2.000 1.000 Unid.66 24.87 17.830 5. Parcial Descripción Unidad Cuadrilla Cantidad Precio US$/.82 0. Parcial US$/.33 14.830 2. MANO DE OBRA SUPERVISOR DE GERENCIA TECNICA TECNICO MATERIALES JUNTA ESPIROMETÁLICA 3" S150 DISCO CIEGO 3" x 1/8" CINTA TEFLON TRAPO INDUSTRIAL EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO MOTO h-h h-h 0.000 Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total RETIRO DE COMPONENTES DE ACOMETIDA CATEGORIA B (INDUSTRIAL) C y D Rendimiento diario: 1.200 16.88 4. Unid.20 30% 56.100 1.0000 1.100 1.10 8.08 46. Unid.00 Und/día UNIDAD : Und.500 0. Und.94 Página 71 de 83 . %MO H-H 0. Unid.100 5.660 24.34 UNIDAD : Cantidad 0.07 2. Unid. 16.820 0.CATEGORIA B ( INDUSTRIALES ).0667 Precio US$/.00% 2.89 2.07 73.50 Und/día Descripción MANO DE OBRA SUPERVISOR DE GERENCIA TECNICA TECNICO MATERIALES JUNTA ESPIROMETÁLICA 3" S150 CINTA TEFLON TRAPO INDUSTRIAL EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO MOTO Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total Informe N° 0130-2014-GART Unidad Cuadrilla h-h h-h 0.500 0.08 65.000 0.300 0.89 37. Kg.67 7. %MO H-H 3.660 0.15 0.78 2.
0000 4.66 24.300 0.100 0.08 17.67 6.42 30% 232.100 1. Parcial Descripción Unidad Cuadrilla Cantidad Precio US$/.3333 2.100 2.0000 4.000 Unid.Polietileno y Acero CORTE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA CON TUBERIA DE POLIETILENO CATEGORIA B (INDUSTRIAL).08 4. MANO DE OBRA SUPERVISOR DE GERENCIA TECNICA SUPERVISOR DE EXCAVACIÓNES TECNICO PEON MATERIALES END CAP 63MM CINTA TEFLON TRAPO INDUSTRIAL COPLE DE 63 MM MATERIALES Y EQUIPO PARA RESANE EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO EXCAVADORA CAMIONETA h-h h-h h-h h-h 0.08 8.0000 2.160 83.000 0.10 0.00% 1.67 28.000 1. IP. C (Industrial) y D . Unid.4000 4.000 1.43 Página 72 de 83 . MANO DE OBRA SUPERVISOR DE GERENCIA TECNICA TECNICO PEON MATERIALES JUNTA ESPIROMETÁLICA 3" S150 DISCO CIEGO 3" x 1/8" CINTA TEFLON TRAPO INDUSTRIAL SISTEMA DE RECUBRIMIENTO MATERIALES Y EQUIPO PARA RESANE EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO EXCAVADORA CAMIONETA Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total Informe N° 0130-2014-GART h-h h-h h-h 0. Unid.00% 1.05 6. Unid.09 78. Unid.50 16.000 0.200 5.42 6.660 24.100 0.500 5.333 0.000 0.550 0.15 0. Kg.100 1.0000 16.820 0.21 1.70 1.67 16.39 35.10 5. C y D Rendimiento diario: 2.70 2.32 8.000 0.43 CORTE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA CON TUBERIA DE ACERO CATEGORIA B (INDUSTRIAL) C y D Rendimiento diario: 2.4000 4.300 0.10 5.4000 0.00 Und/día UNIDAD : Und.67 28.830 2.15 0.000 Unid.89 2.42 6.Cuadro N° 46 Detalle de Determinación de los Costos del Tipo Corte del Servicio en Categoría B. Parcial Descripción Unidad Cuadrilla Cantidad Precio US$/.09 78. M3 %MO h-h H-H 0.56 236. ml M3 %MO h-h H-H 0.75 94.64 69.100 4.000 1.500 0.00 Und/día UNIDAD : Und.21 1.886 3.42 21.67 7. US$/.57 30% 181.37 8.39 35. US$/.67 7.270 83.87 54.500 0.300 0.0000 1.37 8.42 21.2000 0.8000 Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total 16.79 302.75 104.100 0.82 0. Unid.830 4.
Informe N° 0130-2014-GART Página 73 de 83 . reapertura de la válvula de entrada. A2.4. antes detallados. la verificación de entrada de gas a equipos y el precintado. que comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería.43 302.34 II Retiro de componente de la Acometida 9. En el caso de la Reposición de los Componentes de la Acometida. verificación de pérdidas de gas en la zona de intervención. retiro del disco ciego (en caso de acero) y el relleno del pozo. prensado y corte de la tubería de polietileno o instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento. y por Corte del Servicio. en lo que corresponda. En los siguientes cuadros se muestra los costos por Reconexión del servicio de distribución. B Comercial e IP. C. Y finalmente.En el siguiente cuadro. se resumen los cargos por cortes.83 73. D e IP-acero Polietileno Acero I Cierre 9. La Reconexión por Corte de Servicio.2 Categoría A1.18 65.43 Cargo por Reconexión Los Cargos por Reconexión se divide en los siguientes tipos: Por cierre.polietileno 83. Cuadro N° 47 Cargos por cortes Categoría y características del consumidor (Cifras en US$) Tipo de Corte Categoría B Industrial.94 III Corte del Servicio 6. Reposición de componente de la Acometida. esta comprende el trabajo que involucra la normalización de la acometida con la reutilización del medidor. esta comprende la reapertura de la válvula de entrada. si correspondiera. Respecto a la Reconexión por Cierre.79 236. y tapado de la cámara o relleno del pozo.
14 3.4000 4.20 2.20 8. B e IP Rendimiento diario: 2.0000 0.36 0.05 0.000 1.00% 4.000 118. Reposición de Componentes y Corte de Servicio en Categoría A1. %MO H-H H-H Cantidad 0.59 1.CATEGORIA A1.0000 4.12 0. MANO DE OBRA TECNICO MATERIALES PRECINTO DE SEGURIDAD TAPON DE CIERRE EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO EQUIPO PRUEBAS DE HERMETICIDAD MOTO h-h 1. Parcial US$/.5333 0.00 11.07 0.00 Und/día Descripción MANO DE OBRA SUPERVISOR DE GERENCIA TECNICA TECNICO PEON MATERIALES CINTA TEFLON TRAPO INDUSTRIAL COPLE DE 20 MM MATERIALES Y EQUIPO PARA RESANE TUPO DE 20 MM EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO EQUIPO PRUEBAS DE HERMETICIDAD CAMIONETA Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total Informe N° 0130-2014-GART UNIDAD : Unidad Cuadrilla h-h h-h h-h 0.28 30% 11.100 1.000 1.07 0.830 1. Y B (COMERCIAL) Rendimiento diario: 15.00 Und/día UNIDAD : Und. Kg. 7. 16.10 30% 5.0000 1.00% 0.20 1.5333 Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total Precio US$/.00% 1. A2.97 Página 74 de 83 .21 2.500 0.000 1.1000 Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total 7.20 2.49 RECONEXION POR CORTE DE SERVICIO .67 28.10 5.10 0.00 Und/día Descripción MANO DE OBRA TECNICO MATERIALES PRECINTO DE SEGURIDAD EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO EQUIPO PRUEBAS DE HERMETICIDAD MOTO UNIDAD : Unidad Cuadrilla h-h 1.000 Unid.10 0.11 1.75 50.100 5.000 1.42 21.000 Unid.100 2.10 7. %MO H-H H-H Cantidad 0.85 30% 107.000 5.0000 1. US$/.000 0. Parcial US$/. M3 Unid.0000 4.200 1.40 3.67 32.100 0. Unid.500 1. Und.369 1. A2 y B (Comercial) RECONEXION DE CIERRE DE SERVICIO . Parcial Descripción Unidad Cuadrilla Cantidad Precio US$/. A2.51 0.000 Unid.Cuadro N° 48 Detalle de Determinación de los Costos por Reconexión del Tipo Cierre.19 0.000 5. Unid.79 0.79 0.27 RECONEXION POR REPOSICIÓN DE COMPONENTES DE ACOMETIDA – CATEGORIA A1.00 7.0000 Precio US$/.000 1.42 6. Und.5333 2.CATEGORIA A1.100 0.000 0.20 2.500 0.67 7.80 32. %MO H-H H-H 1.000 1.84 0.10 3.70 0.68 7.35 14. A2 Y B (COMERCIAL) Rendimiento diario: 8.08 2.000 1.200 0.30 139.
71 Cuadro N° 50 Detalle de Determinación de los Costos por Reconexión del Tipo Corte del Servicio en Categoría B.39 3.100 0. Parcial Descripción Unidad Cuadrilla Cantidad Precio US$/.0000 1.42 1.15 0.830 2.16 8. Und.100 1.100 0.00% 1.4000 4. 7.00 Und/día UNIDAD : Und.830 2.500 0.42 2.160 83. Unid.32 44.660 0.37 Página 75 de 83 .07 1.67 7.42 16.400 0.B (INDUSTRIAL) YC Rendimiento diario: 2.10 5.08 2.67 6.4000 0.67 28.0000 0.000 0. MANO DE OBRA SUPERVISOR DE GERENCIA TECNICA SUPERVISOR DE EXCAVACIÓNES TECNICO PEON MATERIALES CINTA TEFLON TRAPO INDUSTRIAL COPLE DE 63 MM MATERIALES Y EQUIPO PARA RESANE TUBO DE 63 MM EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO EXCAVADORA CAMIONETA Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total Informe N° 0130-2014-GART h-h h-h h-h h-h 0.09 78.42 2.37 8. %MO H-H UNIDAD : Cantidad 4.CATEGORIA B ( INDUSTRIAL) Y C Rendimiento diario: 2.6000 0.42 6. C (Industrial) y D RECONEXION DE CIERRE DE SERVICIO .39 10. IP.000 0. Parcial US$/.21 1. Kg.08 28.10 28.200 5. C (Industrial) y D . Unid.66 30% 34.Polietileno y Acero RECONEXION DE CIERRE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA CON TUBERIA PE .100 1.57 30% 205.200 5.Cuadro N° 49 Detalle de los Costos por Reconexión del Tipo Cierre en Categoría B. US$/.8000 Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total Precio US$/.000 Unid.75 125.00 Und/día Descripción MANO DE OBRA TECNICO MATERIALES JUNTA ESPIROMETÁLICA 3" S150 CINTA TEFLON TRAPO INDUSTRIAL EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO MOTO Unidad Cuadrilla h-h 1.8000 16.70 267. M3 ML %MO h-h H-H 0.15 0.0000 3.40 6.00% 0.67 16.27 0.750 Unid. Unid.500 0.100 1.300 0.886 3.67 61.140 0.66 0.300 0.000 0.14 35.000 0.
100 2.66 0. C. Cuadro N° 51 Categoría y características del consumidor (Cifras en US$) Cargos por ReconexiónTipo de Reconexión Categoría A1.270 83.100 1.27 44.44 361.67 6.00% 2.10 5. Unid.0000 35.14 83.15 0.300 0.000 1.42 21.0000 4.42 278.00 Und/día UNIDAD : Und.42 16.21 1.000 0.67 16. se resumen los cargos por reconexión.09 78.75 172.89 2.000 Unid. B Comercial e IP.39 5.2000 2.42 6.RECONEXION DE CORTE DE SERVICIO PARA CLIENTES CON VALVULA ENTERRADA CON TUBERIA PE (B (INDUSTRIAL) Y C) Rendimiento diario: 2.37 8. D e IP-acero Polietileno Acero I Reconexión por Cierre 7.49 - III Reconexión por Corte del Servicio 139. US$/.polietileno Categoría B Industrial.58 30% En el siguiente cuadro.4000 4. M3 %MO h-h H-H 0.37 361.660 0. MANO DE OBRA SUPERVISOR DE GERENCIA TECNICA SUPERVISOR DE EXCAVACIÓNES TECNICO PEON MATERIALES JUNTA ESPIROMETÁLICA 3" S150 CINTA TEFLON TRAPO INDUSTRIAL SISTEMA DE RECUBRIMIENTO MATERIALES Y EQUIPO PARA RESANE EQUIPOS HERRAMIENTAS Y EQUIPO EXCAVADORA CAMIONETA Costo Directo Total Gastos Generales y Utilidades Costo Total h-h h-h h-h h-h 0.08 12.0000 16. Unid.500 0.830 4.100 0.67 7. Unid.500 0.67 28.58 Página 76 de 83 .000 0. A2.550 0.97 Informe N° 0130-2014-GART 267. antes detallados.100 3.81 8.70 1.4000 0.71 II Reposición de componente de la Acometida 14. Parcial Descripción Unidad Cuadrilla Cantidad Precio US$/.
pdf Informe N° 0130-2014-GART Página 77 de 83 .Anexo N°1 Informe “Análisis de propuesta tarifaria de gas natural (Tarifa Única) periodo 2014 – 2018” del consultor COSANAC Archivo: 3er Informe_Consultor.
Anexo N°2 Lista de Costos Unitarios 2013 Informe N° 0130-2014-GART Página 78 de 83 .
81 239.33 293.41 17 010104060301 Tuberia de acero de 4" Sch120 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 487.19 Informe N° 0130-2014-GART Calidda (US$) Baremo (US$) Página 79 de 83 .16 15 010104020303 Tuberia de acero de 4" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 342.13 32 010106020304 Tuberia de acero de 8" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 493.77 24 010105020304 Tuberia de acero de 6" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 391.33 42 010107030301 Tuberia de acero de 10" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 560.40 511.39 305.32 327.83 432.84 252.48 2 010102020302 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 270.56 264.22 12 010103070304 Tuberia de acero de 3" Sch160 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 570.32 490.00 247.57 446.79 39 010107020302 Tuberia de acero de 10" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 669.85 649.68 28 010105060304 Tuberia de acero de 6" Sch120 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 527.90 262.71 29 010106020301 Tuberia de acero de 8" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 467.66 343.N° Código VNR 1 010102020301 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado Descripción 265.80 25 010105060301 Tuberia de acero de 6" Sch120 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 495.98 37 010106150301 Tuberia de acero de 8" e=12.20 30 010106020302 Tuberia de acero de 8" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 473.71 14 010104020302 Tuberia de acero de 4" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 330.29 404.92 27 010105060303 Tuberia de acero de 6" Sch120 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 556.13 16 010104020304 Tuberia de acero de 4" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 348.07 234.38 31 010106020303 Tuberia de acero de 8" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 486.94 43 010107030302 Tuberia de acero de 10" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 562.97 40 010107020303 Tuberia de acero de 10" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 676.37 36 010106040304 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 530.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 1 394.02 495.08 441.73 18 010104060302 Tuberia de acero de 4" Sch120 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 499.93 454.53 453.26 6 010103020302 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 299.05 459.49 241.97 49 010108020302 Tuberia de acero de 12" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 705.43 21 010105020301 Tuberia de acero de 6" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 359.62 35 010106040303 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 528.27 559.21 614.11 44 010107030303 Tuberia de acero de 10" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 568.74 33 010106040301 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 512.87 5 010103020301 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 296.98 287.86 45 010107030304 Tuberia de acero de 10" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 585.95 201.65 19 010104060303 Tuberia de acero de 4" Sch120 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 516.64 346.83 47 010107180302 Tuberia de acero de 10" e=15.26 3 010102020303 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 280.98 251.31 223.00 48 010108020301 Tuberia de acero de 12" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 697.57 291.47 46 010107180301 Tuberia de acero de 10" e=15.71 206.45 23 010105020303 Tuberia de acero de 6" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 389.15 4 010102020304 Tuberia de acero de 2 1/2" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 294.72 476.01 26 010105060302 Tuberia de acero de 6" Sch120 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 511.39 491.52 448.70mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 512.43 218.45 34 010106040302 Tuberia de acero de 8" Sch60-80 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 514.75 332.44 50 010108020303 Tuberia de acero de 12" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 711.09 263.59 341.72 41 010107020304 Tuberia de acero de 10" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 692.14 348.73 270.57 267.10 22 010105020302 Tuberia de acero de 6" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 376.65 9 010103070301 Tuberia de acero de 3" Sch160 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 541.11 250.93 438.27 38 010107020301 Tuberia de acero de 10" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 667.15 20 010104060304 Tuberia de acero de 4" Sch120 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 517.95 13 010104020301 Tuberia de acero de 4" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 319.18 7 010103020303 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 305.47 11 010103070303 Tuberia de acero de 3" Sch160 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 550.55 10 010103070302 Tuberia de acero de 3" Sch160 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 544.86 254.18 289.93 8 010103020304 Tuberia de acero de 3" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 325.97 258.91 246.22 297.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 1 392.27 398.15 300.
93 603.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 587 414.82 63.95 74 010201010301 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 61.81 81.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 699 062.99 79.91 113.13mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 1 380.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 2 226.68 510.90 77 010201010304 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 76.22 554.87 62 010110140301 Tuberia de acero de 16" e=11.88 63.64 968.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 778 458.95 70.50 763.90mm Terreno arenoso Pavimento Afirmado 2 147.07 89 010207010304 Tuberia de polietileno de 90mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 94.08 81.55 60 010110020303 Tuberia de acero de 16" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 827.69 94 010209010301 Tuberia de polietileno de 160mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 105.43 68.63 49.000Sm3/h Subterranea Terreno semirrocoso 594 449.57 1 067.34 55 010109020302 Tuberia de acero de 14" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 767.71 78 010203010301 Tuberia de polietileno de 32mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 62.89 52.36 103 020101040303 Estación de Regulación 10/5 10.24 52 010108030302 Tuberia de acero de 12" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 740.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 743 452.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 2 209.79 443 176.60 80 010203010303 Tuberia de polietileno de 32mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 75.51 300 732.70 80.15 97 010209010304 Tuberia de polietileno de 160mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 127.73 88 010207010303 Tuberia de polietileno de 90mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 88.07 101.75 623.93 556 713.42 Informe N° 0130-2014-GART Página 80 de 83 .79 87 010207010302 Tuberia de polietileno de 90mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 84.90mm Terreno arenoso Pavimento Flexible 2 171.64 639.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 748 962.67 101.22 1 209.77 108 020103050303 Estación de Regulación 19/5 20.57 383 492.30 96 010209010303 Tuberia de polietileno de 160mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 122.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 656 257.41 332 837.37 81 010203010304 Tuberia de polietileno de 32mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 78.32 48.30 61 010110020304 Tuberia de acero de 16" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 848.17 59.000Sm3/h Semi subterranea Terreno semirrocoso 692 367.09 63 010112020301 Tuberia de acero de 20" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 945.00 553 043.20 69 010117180302 Tuberia de acero de 30" e=15.90 336 000.17 958.58 121.62 391 173.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 718 610.N° Código VNR Descripción Calidda (US$) Baremo (US$) 51 010108020304 Tuberia de acero de 12" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 735.90 1 028.97 71 010117180304 Tuberia de acero de 30" e=15.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 660 893.93 86 010207010301 Tuberia de polietileno de 90mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 76.67 779.25 107 020103040303 Estación de Regulación 19/5 10.19 83 010206010302 Tuberia de polietileno de 63mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 77.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 2 189.59 109 020104060103 Estación de Regulación 50/19 30.33 383 492.53 105 020102050303 Estación de Regulación 19/10 20.03 102 020101040203 Estación de Regulación 10/5 10.12 1 248.62 58 010110020301 Tuberia de acero de 16" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 794.90 504.06 725.00 67 010117180202 Tuberia de acero de 30" e=15.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 587 400.05 95.54 114 020105060103 Estación de Regulación 50/10 30.23 93 010208010304 Tuberia de polietileno de 110mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 104.18 84 010206010303 Tuberia de polietileno de 63mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 84.14 134.70 72 010117180401 Tuberia de acero de 30" e=15.10 98 010210010301 Tuberia de polietileno de 200mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 126.79 59 010110020302 Tuberia de acero de 16" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 804.50 112 020105030303 Estación de Regulación 50/10 5.96 331 300.35 77.78 638.000Sm3/h Semi subterranea Terreno semirrocoso 689 930.14 91.22 70 010117180303 Tuberia de acero de 30" e=15.61 68 010117180301 Tuberia de acero de 30" e=15.33 328 319.03 97.24 100 010210010303 Tuberia de polietileno de 200mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 137.49 85 010206010304 Tuberia de polietileno de 63mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 90.84 111 020104080303 Estación de Regulación 50/19 50.27 588.26 113 020105040303 Estación de Regulación 50/10 10.000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 700 000.82 56 010109020303 Tuberia de acero de 14" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 773.41 115 020105060303 Estación de Regulación 50/10 30.52 90 010208010301 Tuberia de polietileno de 110mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 83.57 57 010109020304 Tuberia de acero de 14" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 796.92 76 010201010303 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 73.15 110 020104080302 Estación de Regulación 50/19 50.40 93.80 539.52 133.59 79 010203010302 Tuberia de polietileno de 32mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 68.50 83.91 65 010112020303 Tuberia de acero de 20" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 971.59 106 020103030303 Estación de Regulación 19/5 5.59 64 010112020302 Tuberia de acero de 20" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 951.63 54.44 111.76 54 010109020301 Tuberia de acero de 14" Sch40 Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 750.66 66 010117180201 Tuberia de acero de 30" e=15.96 53 010108030304 Tuberia de acero de 12" Sch40-60 Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 770.04 482 260.02 556 423.98 75 010201010302 Tuberia de polietileno de 20mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 67.06 1 082.36 95 010209010302 Tuberia de polietileno de 160mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 112.32 82 010206010301 Tuberia de polietileno de 63mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Afirmado 71.89 92 010208010303 Tuberia de polietileno de 110mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Rigido 99.71 388 741.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 699 062.90mm Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 2 172.17 555.71 104 020101050303 Estación de Regulación 10/5 20.93 73 010117180402 Tuberia de acero de 30" e=15.26 1 083.90mm Terreno rocoso Pavimento Flexible 4 790.95 91 010208010302 Tuberia de polietileno de 110mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 91.96 64.97 554.58 101 010210010304 Tuberia de polietileno de 200mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Mixto 151.30 99 010210010302 Tuberia de polietileno de 200mm alta densidad Terreno semirrocoso Pavimento Flexible 131.36 85.90mm Terreno rocoso Pavimento Afirmado 4 756.12 586.
23 125 020311080303 City Gate 150/50 50.000Sm3/h Subterranea Terreno semirrocoso 879 777.80 305 250.88 Informe N° 0130-2014-GART Página 81 de 83 .000Sm3/h Superficial Terreno Semirrocoso 8 000 000.00 4 781 475.50 118 020106030103 Estación de Regulación 50/5 5.66 119 020106030303 Estación de Regulación 50/5 5.88 126 020311110302 City Gate 150/50 150.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 740 490.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 620 794.N° Código VNR Descripción Calidda (US$) Baremo (US$) 116 020105080103 Estación de Regulación 50/10 50.33 465 782.86 388 010.84 332 837.13 127 020311130301 City Gate 150/50 250.61 12 986 151.000Sm3/h Semi subterranea Terreno semirrocoso 604 588.28 128 020311140303 City Gate 150/50 300.00 4 781 475.000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 12 262 234.10 123 020106050303 Estación de Regulación 50/5 20.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 14 313 945.000Sm3/h Semi subterranea Terreno semirrocoso 707 124.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 752 164.000Sm3/h Superficial Terreno normal 20 676 823.86 398 383.54 121 020106050103 Estación de Regulación 50/5 20.13 117 020105080303 Estación de Regulación 50/10 50.81 427 094.37 124 020106080303 Estación de Regulación 50/5 50.86 553 991.000Sm3/h Semi subterranea Terreno semirrocoso 692 370.80 12 169 946.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 702 164.96 122 020106050203 Estación de Regulación 50/5 20.82 129 020312090302 City Gate 153/153 75.02 120 020106040303 Estación de Regulación 50/5 10.00 6 657 349.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 730 893.000Sm3/h Superficial Terreno arenoso 5 850 000.36 556 423.000Sm3/h Superficial Terreno semirrocoso 11 000 000.43 9 831 351.21 130 020309080303 City Gate 100/5 50.28 563 891.
Anexo N°3 Plano de las instalaciones existentes y proyectadas para el periodo 2014-2018 Informe N° 0130-2014-GART Página 82 de 83 .
Informe N° 0130-2014-GART Página 83 de 83 .
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