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Informe Nº 0407-2009-GART

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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0407-2009-GART

Determinación preliminar de las Tarifas Iniciales del Sistema de

Transporte del Gasoducto Andino del Sur

Lima, Setiembre del 2009


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ÍNDICE

1. RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................ 4

2. OBJETIVO ................................................................................................................. 14

3. MARCO LEGAL ........................................................................................................ 14

4. METODOLOGÍA ....................................................................................................... 14

5. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ......................................................................... 17

6. DETERMINACIÓN DEL COSTO DEL SERVICIO ............................................... 48

7. DETERMINACIÓN DE LA TASA DE ACTUALIZACIÓN ................................... 73

8. DETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS BÁSICAS ................................................ 73

9. RECOMENDACIONES ............................................................................................ 77


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1. Resumen Ejecutivo La empresa Kuntur Transportadora de Gas SAC, presentó su propuesta de tarifas a Osinergmin de acuerdo a los plazos establecidos en su contrato de concesión para la construcción y operación del Gasoducto Andino del Sur, dando inicio al proceso regulatorio para la determinación de las tarifas para dicha concesión. Dentro del proceso regulatorio le corresponde a Osinergmin establecer las Tarifas Básicas para el servicio de transporte de dicha concesión, de acuerdo a la normatividad vigente y a la propuesta presentada por el concesionario. Para la determinación de las Tarifas Básicas se deben analizar:

• La demanda de capacidad y de volumen que tendrá el gasoducto a lo largo del periodo de evaluación.

• El Costo de Servicio del gasoducto, conformado por la Inversión (CAPEX) y los Costos de Operación y Mantenimiento (OPEX).

• La tasa de actualización aplicable para la evaluación de las tarifas. 1.1 Análisis de la Demanda:

La demanda se analizó desagregándola en dos tipos de mercados: el eléctrico y el no eléctrico. El Mercado Eléctrico está formado por los Generadores Eléctricos que utilizan gas natural como combustible y el Mercado No Eléctrico está formado por los consumidores de los sectores Residencial, Comercial, Industrial y de Gas Natural Vehicular (GNV). Para la determinación del Mercado Eléctrico se utilizó un modelo probabilístico de expansión de la generación eléctrica en el país considerando la construcción de gasoductos a nivel nacional y el equilibrio que debe existir entre la oferta y la demanda en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que le permita mantener una reserva de generación, a nivel de dicho sistema, de 30%, al mínimo costo, considerando también las hidrologías para las centrales hidráulicas y los factores de falla para las centrales térmicas. La propuesta de OSINERGMIN se diferencia de la propuesta remitida por el Concesionario Kuntur, en la que esta última considera un modelo determinístico con tasas de crecimiento de la demanda y en concordancia el incremento de la oferta de generación para equiparar dicha demanda, manteniendo una reserva de entre 20% y 30%, asumiendo que la región sur no importa energía de otras zonas del sistema. En los cuadros Nº 1 y Nº 2 se muestran los resultados obtenidos por Osinergmin y Kuntur en cifras nominales en volumen y en capacidad.


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Cuadro Nº 1 Volúmenes estimados Osinergmin – Kuntur

VolúmenOsinergmin Kuntur

Demanda No Eléctrico ‐ Volumen (MMPCD)

Demanda Elect ‐ Volumen (MMPCD)



Total Total

2013 49 116 37 0 165 372014 53 140 45 167 193 2132015 56 156 72 211 212 2832016 59 173 81 255 232 3372017 62 178 91 255 241 3472018 69 196 96 344 266 4402019 74 218 100 344 292 4442020 79 250 105 388 328 4922021 83 269 109 432 352 5412022 87 291 116 432 378 5482023 92 315 121 472 407 5942024 95 340 127 472 435 5992025 100 367 132 472 467 6042026 105 395 138 512 500 6502027 109 425 144 512 533 6572028 113 455 151 512 568 6632029 117 488 157 552 605 7102030 118 491 164 552 610 7172031 118 491 172 593 610 7642032 118 491 172 628 610 8002033 118 491 172 628 610 8002034 118 491 172 628 610 8002035 118 491 172 628 610 8002036 118 491 172 628 610 8002037 118 491 172 628 610 8002038 118 491 172 628 610 800

Total Nominal 2,467 9,196 3,361 11,877 11,663 15,238TCF 4.3 5.6

Osinergmin

Año

Kuntur

Cuadro Nº 2 Capacidades estimadas Osinergmin – Kuntur

CapacidadOsinergmin Kuntur

Demanda No Eléctrico ‐ Capacidad (MMPCD)

Demanda Elect ‐ Capacidad (MMPCD)



Total Total

2013 62 165 47 0 227 472014 66 200 57 239 266 2952015 70 223 90 302 293 3912016 74 248 102 365 321 4672017 78 255 114 365 333 4792018 87 280 120 491 367 6112019 93 311 125 491 405 6162020 98 357 131 554 455 6852021 104 385 136 617 488 7532022 109 416 145 617 525 7622023 114 451 152 674 565 8262024 119 486 159 674 605 8332025 125 524 165 674 649 8402026 131 565 173 732 695 9052027 136 607 180 732 742 9122028 141 650 188 732 792 9202029 147 697 197 789 843 9862030 148 702 205 789 850 9952031 148 702 214 847 850 10612032 148 702 214 898 850 11122033 148 702 214 898 850 11122034 148 702 214 898 850 11122035 148 702 214 898 850 11122036 148 702 214 898 850 11122037 148 702 214 898 850 11122038 148 702 214 898 850 1112

Total Nominal 3,084 13,138 4,202 16,967 16,221 21,169

Año

Osinergmin Kuntur


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En las figuras Nº 1 y Nº 2 se muestran los volúmenes necesarios para poder satisfacer las demandas volumétricas estimadas. De las figuras mostradas se establece que Osinergmin estima que serían necesarios 4,3 TCF de gas natural para abastecer la demanda para el periodo de concesión del ducto y Kuntur estima que serían necesarios 5,6 TCF para el mismo periodo.

Figura Nº 1

0

100

200

300

400

500

600

700

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

Volumen a consumir estimado ‐Osinergmin

Demanda Elect ‐ Volumen (MMPCD)Demanda No Eléctrico ‐ Volumen (MMPCD)

4,3 TCF

Figura Nº 2

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

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

Volumen a consumir estimado ‐ Kuntur


5,6 TCF


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Sin embargo, la empresa Kuntur a estimado volúmenes y no a considerado la diferencia con el término capacidad, por lo tanto estaría transportando un mayor volumen que la capacidad de diseño del ducto que ha propuesto, la cual alcanza a los 850 MMPCD. En las figuras Nº 3 y Nº 4 se muestran las capacidades estimadas por Osinergmin y Kuntur.

Figura Nº 3

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

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

Capacidad estimada Osinergmin

Demanda Elect ‐ Capacidad (MMPCD)Demanda No Eléctrico ‐ Capacidad (MMPCD)

Capacidad de diseño del gasoducto850 MMPCD

Figura Nº 4

0

200

400

600

800

1000

1200

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

Capacidad estimada Kuntur

Demanda Elect ‐ Capacidad (MMPCD)Demanda No Eléctrico ‐ Capacidad (MMPCD)

Exceso de capacidad 48 MMPCD

Capacidad de diseño del gasoducto850 MMPCD


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En la figura Nº 5 se muestra la evolución de la demanda de capacidad estimada por Osinergmin y Kuntur para los mercados eléctrico, no eléctrico y el total.

Figura Nº 5

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

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

Evolución de la capacidad estimada

Kuntur Total

Osinergmin Total

Kuntur Demanda Elect ‐ Capacidad (MMPCD)

Osinergmin Demanda Elect ‐ Capacidad (MMPCD)

Kuntur Demanda No Eléctrico ‐ Capacidad (MMPCD)

Osinergmin Demanda No Eléctrico ‐ Capacidad (MMPCD)

Nominalmente Kuntur estima aproximadamente una demanda volumétrica y de capacidad mayor a la estimada por Osinergmin en un 31% y 30%, respectivamente. Lo cual hace que exista una diferencia de 1,3 TCF1 en el volumen requerido de gas natural para el proyecto. La industria petroquímica no ha sido considerada debido a que los polos petroquímicos declarados por el gobierno se han establecido en Pisco y Marcona, lo que hace poco viable el establecimiento de industrias de este en zonas diferentes a las citadas. Además, con la propuesta de revisar la demanda cada dos años se puede corregir cualquier distorsión en la citada proyección.

1 Tera Cubic Feets (Siglas en inglés de Tera Pies Cúbicos)


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Sin embargo, si a la fecha de ajuste de la demanda estas condiciones cambian, se incluirá dentro del análisis de la demanda a este tipo de industria en la evaluación tarifaria del proyecto.

1.2 Análisis del Costo del Servicio: El Costo del Servicio comprende las Inversiones (CAPEX) y los Costos de operación y mantenimiento (OPEX). Para el caso del CAPEX se consideraron los costos del material, otros materiales, instalación y costos indirectos en los que el concesionario incurre para ejecutar el proyecto. En el caso de los materiales se valorizó el mismo con los datos con los que dispone aduanas de las importaciones efectuadas por Perú LNG en el año 2008 obteniéndose 1478 US$/Ton para luego determinar el costo de las tuberías en US$/m y US$/pulg-m. Para el caso de los compresores, se consideró un benchmarking con los costos de compresores que TGP viene instalando en Chinquintirca, el cual asciende a 2080 US$/HP. Para otros materiales se estimó un 3% de la inversión en tuberías y un 1% de costos indirectos el cual considera el Line Pack. Asimismo, debido a que el gasoducto andino tiene una mayor longitud que el de TGP se aplicó una prima por movilización de equipos y materiales que ascendió a 30,82 millones US$. Para la instalación de las tuberías se utilizó una ingeniería inversa de los costos incurridos por TGP durante la construcción del ducto de Camisea a Lima. En ese sentido, con los costos unitarios determinados se valorizó el diseño del ducto presentado por la concesionaria. Asimismo, respecto a inversiones a realizarse posteriormente para reforzar el sistema, previstas a efectuarse en los años 2017 y 2025, Kuntur estimó costos 4% menores a los estimados por Osinergmin. En el cuadro Nº 3 se muestran los resultados totales del CAPEX obtenidos por Osinergmin y comparados con los presentados por Kuntur, siendo los estimados por Osinergmin 12% menores.

Cuadro Nº 3

Capital de Inversión Inicial Contrucción de ductos 1,263.86 1,288.81Estaciones de compresión 81.25 78.00Costos Indirectos 40.63 211.36

Sub Total 1,385.73 1,578.17 14%Capital de Nuevas Inversiones Nuevas inversiones en compresión 156.25 150.00

Sub Total 156.25 150.00 -4%

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$) 1,541.98 1,728.17 12%

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)

Descripción OSINERGMIN KUNTUR %


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Es pertinente precisar que el consultor Quantum SAC efectuó también un análisis del CAPEX del proyecto, obteniendo un valor similar al obtenido por Osinergmin. En la figura Nº 6 se pueden apreciar las diferencias entre las estimaciones efectuadas.

Figura Nº 6

CAPITAL DE INVERSION TOTAL(MM US$)

1 542

1 7281 598

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

OSINERGMIN KUNTUR QUANTUM

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

Por otro lado, el OPEX, está conformado por los costos de operación y mantenimiento en los que incurre el concesionario para la prestación eficiente del servicio de transporte después de la puesta en operación comercial (POC), y están relacionados directamente con las actividades de operación y mantenimiento del sistema de transporte, así como la comercialización y la administración eficiente del sistema. Osinergmin ha efectuado un Benchmarking con sistemas de características similares para estimar estos costos. Los OPEX, se han desagregado en costos de OyM2 fijos, costos de OyM variables y costos por pérdidas y alícuotas. La empresa Kuntur, en su propuesta estima un ratio de OyM fijo de 4,1% del Capital de Inversión Inicial; adicionalmente, estima un costo de OyM variable dado por el costo del combustible necesario en las estaciones de compresión, el cual está en función del volumen de gas transportado; asimismo, estima que el operador del sistema de transporte deberá considerar un 1% de la facturación anual como costos por pérdidas de gas natural y un 1% de la facturación anual como pago de la alícuota al organismo regulador, conforme lo establece el Reglamento de Transporte. Se consideró el gasoducto de Camisea para efectuar el Bechmarking del OPEX, ya que posee similares características, tomando en

2 Operación y Mantenimiento.


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consideración solamente el promedio de los OPEX de los años 2005 al 2008. Del análisis efectuado se obtuvo que el OyM fijo del proyecto es de 54,73 US$ Millones y representa el 3,95% del Capital de Inversión Inicial, el OyM variable, considerando un precio del gas natural de 2,5 US$/Mil PC y un 1% de alícuota al Organismo Regulador de sobre el total de las ventas.

1.3 Análisis de la Tasa de Actualización: Para la determinación de la tasa de actualización del presente proyecto se ha considerado utilizar el Weighted Average Cost of Capital (WACC), respetando la estructura deuda – capital presentado por Kuntur (40% - 60%)3, de acuerdo al estudio efectuado por la consultora Quantum, se ha considerando una Prima de riesgo país de 3,74%, una Tasa libre de riesgo de 5,45%, una Prima de riesgo de mercado (EE.UU) de 5,65%, un Beta de 0,739 y una Prima por tamaño de 1,78%, con un Costo de deuda de 14,70%, con lo cual se obtiene un tasa de actualización de 14,37%.

1.4 Determinación de las Tarifas Básicas: En la determinación de tarifas se ha establecido que el Costo del Servicio está compuesto por la amortización de la inversión, los costos operativos, los intereses de la deuda y el impuesto a la renta. El Capital de Inversión debe ejecutarse en base a un programa de desembolsos, que de acuerdo a la propuesta del concesionario se da hasta con 5 años de anticipación a la Puesta en Operación Comercial del sistema de Transporte, es decir desde el año 2008 se vienen realizando inversiones. Como parte de la determinación de la Tarifa Básica se ha generado un flujo de ingresos con la finalidad de cubrir los costos eficientes en los que se incurran para la prestación del servicio. Para dicho flujo se considera lo siguiente: • Tiempo de vida esperado del proyecto: 25 años • Depreciación: En el periodo del proyecto • Tasa de Impuesto a la Renta: 30% • Costo de O&M fijo: 3.95% de la inversión • Tasa de actualización: 14,37% desagregado en 17,08% de Equity

y 14,70% de deuda.

3 TGP tiene una estructura de deuda – capital de 80%-20%, por tener probabilidades de financiamiento más altas debido a tener el beneficio del mecanismo de la GRP.


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• Porcentaje de deuda 40% y Capital propio 60% Como resultado del flujo de ingresos, en el cuadro Nº 4, se muestra el Costo del Servicio con valores actualizados, la demanda de capacidad actualizada en el cuadro Nº 5 y la Tarifa Básica Firme o de Capacidad en el cuadro Nº 6.

Cuadro Nº 4

Inversión 1,770.8 50%O&M 473.1 13%Interés 668.8 19%IR 620.6 18%Total 3,533.3 100%

Costo del Servicio

Cuadro Nº 5

1,122,906 MMPCDemanda Actualizada

Cuadro Nº 6

3.15 US$/mil PCTarifa Básica Firme

Asimismo, para la determinación de las Tarifas Interrumpibles, se consideran los Factores de Carga de cada tipo de mercado, el eléctrico y el no eléctrico u otros. El factor de carga del mercado eléctrico es de 70% y el del mercado no eléctrico es de 80%. En el cuadro Nº 7 se muestran las Tarifas Básicas firme e interrumpible obtenidas.

Cuadro Nº 7 US$/mil PC US$/mil m3

3.15 111.124.50 158.743.93 138.90

Nota:

Para la Tarifa Interrumpible del GGEE se ha considerado un Factor de Carga de 70%

Para la Tarifa Interrumpible de Otros se ha considerado un Factor de Carga de 80%

Servicio FirmeServicio Interrumpible GGEEServicio Interrumpible Otros

Tarifas Básicas

La tarifa básica por capacidad o tarifa firme, establecida por Osinergmin, asciende a 3,15 US$/ mil PC, 6,2% mayor a la propuesta por Kuntur, sin embargo, la tarifa determinada por Osinergmin, evaluada con la Tasa de Actualización que solicita la empresa Kuntur (15,8%), asciende a 3,32 US$/mil PC, 12,1% superior a la propuesta del concesionario.


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1.5 Conclusiones • El Gasoducto Andino al Sur, tal como ha sido presentado, tiene un

Factor de Utilización promedio del 57% a lo largo del periodo en evaluación, y una Tasa de Actualización del 14,4%, lo cual afecta en forma negativa a la tarifa del proyecto.

• Una tarifa menor, se puede lograr si se incrementa la utilización del gasoducto y se reducen los riesgos que afectan la Tasa de Actualización.

1.6 Recomendaciones • Aprobar las tarifas propuestas con una Tasa de Actualización de

14,37%, sujeta a revisión antes de la entrada en operación comercial (POC) del proyecto, ello debido a la incertidumbre de la demanda y otros factores, con lo cual se disminuiría notablemente los riesgos involucrados en el proyecto.

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2. Objetivo

El objetivo del presente informe es el de presentar la determinación preliminar de la tarifa del Sistema de Transporte del Gasoducto Andino del Sur concesionada a la empresa Kuntur Transportadora de Gas SAC.

3. Marco Legal

• Ley Nº 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos. • Ley Nº. 27116 del 17 de mayo de 1999, que otorga a la Comisión de

Tarifas de Energía (CTE, hoy OSINERG) la facultad de fijar y regular las tarifas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, de transporte de gas natural por ductos y de distribución de gas natural por red de ductos, de acuerdo a los criterios establecidos en la mencionada ley y las normas aplicables al subsector hidrocarburos.

• Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD, que establece los

“Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”. • Resolución OSINERGMIN Nº 775-2007-OS/CD, que aprueba la

Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”. • Decreto Supremo Nº 081-2007-EM, que aprueba el Reglamento de

Transporte de Hidrocarburos por Ductos. • Contrato de Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos de

Camisea al Sur del País, firmado entre el Estado Peruano, actuando a través del Ministerio de Energía y Minas y la empresa Kuntur Transportadora de Gas SAC.

4. Metodología

El presente informe está estructurado de forma que se analizan por separado los elementos determinantes para la fijación de la tarifa para el servicio de transporte de gas natural por el gasoducto de la empresa Kuntur. Inicialmente se analiza la demanda que tendría dicho ducto, luego los costos de inversión (CAPEX) y de operación y mantenimiento (OPEX) y finalmente la tasa de actualización aplicable al proyecto.


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4.1. Metodología aplicada para el análisis de la Demanda

Para el caso del análisis de la demanda, se han considerado dos grandes segmentos de mercado, el primero conformado por las demandas de gas natural de los sectores residencial, comercial, industrial y GNV, los cuales conforman el segmento del Mercado No Eléctrico, y por otro lado, los generadores de electricidad, por ser los mayores usuarios del gasoducto, las cuales conforman el segmento del Mercado Eléctrico. Asimismo, el análisis de la demanda de gas natural, comprendió las siguientes ciudades de la Región Sur del país:

• Cusco • Puno • Juliaca • Moquegua • Ilo • Tacna • Arequipa • Quillabamba • Matarani

Mercado No Eléctrico Este segmento considera el análisis de los siguientes sectores: Residencial: El sector residencial está conformado por los hogares que utilizarían el gas natural para cocinar, calentar agua y en algunos casos para la generación de calor para ser utilizada como calefacción. Se asumió un consumo de 17 m3/mes por vivienda, con una tasa de crecimiento anual de viviendas de 1,6%, un factor de clientes anillados de 60% y un Factor de Penetración de 70%, asimismo, se asumió que el tiempo para alcanzar la madurez del sistema de distribución se daría a los 10 años desde su inicio y la instalación de las redes en una zona determinada, así como el alcance del factor de penetración en dicha zona, tardaría 10 meses, para cada caso. Es pertinente precisar que para el caso de las ciudades del Cusco y Quillabamba se ha considerado como el universo total de clientes susceptibles a ser incorporados a una red de distribución de gas natural, a los hogares que actualmente cuentan con el servicio de agua potable, debido a la sensibilidad arqueológica de la zona, asumiéndose que la red de distribución de gas natural se desplazaría en forma paralela a la de agua ya existente, lo cual evitaría el encontrarse con restos arqueológicos, debido a que la ruta que sigue este servicio ya no tiene este tipo de problemas.


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Comercial: El sector comercial está conformado por los negocios como restaurantes, hoteles, panaderías, lavanderías, hospitales etc., que utilizan GLP y/o electricidad para su funcionamiento. Se asumió un consumo de 900 m3/mes, con una tasa de crecimiento anual de comercios de 3,5%, un factor de clientes anillados de 60% y un Factor de Penetración de 70%, asimismo, se asumió que el tiempo para alcanzar la madurez del sistema de distribución se daría a los 10 años desde su inicio y la instalación de las redes en una zona determinada así como el alcance del factor de penetración en dicha zona tardaría 5 meses y 4 meses, respectivamente. Industrial: En este sector se efectuó un análisis por tipo de industria o actividad económica, minería, pesca, construcción de obras civiles (Industria Cementera), elaboración de alimentos y bebidas y textiles, considerando para propósitos de evaluar el potencial consumo de cada sector, el actual consumo de hidrocarburos (generalmente líquidos) que tiene cada industria y a las ventajas que alcanzarían al reducir sus costos energéticos. GNV: El sector GNV está conformado por los vehículos que efectúan grandes recorridos diarios y utilizan gasolina como combustible como taxis, vehículos de reparto, etc. Se asumió un consumo de 13,5 m3/d por vehículo, con una tasa de crecimiento anual del parque vehicular de 2,60% y con un factor de conversión de los vehículos potenciales de 15% hasta el año 2018 y de 18% a partir de dicho año. Mercado Eléctrico El mercado eléctrico se ha analizado considerando la producción de energía eléctrica a nivel de todo el país, con una expansión del Sistema Interconectado Eléctrico Nacional al mínimo costo, utilizándose una simulación general del SEIN mediante un modelo de expansión probabilístico, el mismo que permite definir los requerimientos de transporte de energía entre zonas geográficas segmentados por plazos y escenarios.

4.2. Metodología aplicada para el análisis del Costo del Servicio El costo del servicio es calculado como la suma de los costos de inversión (CAPEX) y los costos de operación y mantenimiento (OPEX) para un periodo de operación de 25 años. Dicho costo debe ser cubierto por los ingresos del concesionario provenientes de las ventas por el servicio de transporte de gas por ductos. De acuerdo con lo señalado en el Artículo 116° de Reglamento, el Ingreso Total representa el ingreso generado por las ventas previstas en todos los Servicios Básicos durante un Periodo de Regulación y se deberá calcular de acuerdo con la metodología del Costo del Servicio,


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asimismo señala que la metodología utilizada para calcular el Costo del Servicio se implementará de acuerdo con las prácticas generalmente aceptadas en la industria. Se utilizaron técnicas de benchmarking para la determinación de los CAPEX para el caso de la instalación e ingeniería, y se efectuó una contrastación de los precios declarados en aduanas para materiales similares utilizados en el proyecto. Asimismo, para la determinación de los OPEX se utilizó un benchmark con la empresa TGP, por tener en operación un ducto de características similares.

4.3. Metodología aplicada para la determinación de la Tasa de actualización La metodología utilizada para la determinación de la tasa de actualización del presente proyecto se utilizó el modelo denominado Weighted Average Cost of Capital (WACC) o Costo Promedio Ponderado del Capital, el cual considera el costo de la deuda y del capital propio así como la estructura deuda capital a invertir.

4.4. Metodología aplicada para la determinación de las Tarifas Básicas Las Tarifas Básicas se han determinado considerando una tasa de actualización del 14,37%, estableciéndose la Tarifa Firme o de Capacidad, la cual se determina dividiendo, a Valor Presente del año 2013, el Costo de Servicio Total entre la demanda de capacidad de todos los consumidores del gasoducto. Así mismo, se han determinado Tarifas Interrumpibles o por Volumen, dividiendo la Tarifa Básica determinada entre los factores de carga respectivos de cada tipo de mercado, es decir para el Mercado Eléctrico entre 0,7 y entre 0,8 para el Mercado No Eléctrico.

5. Proyección de la Demanda 5.1 Demanda del Mercado No Eléctrico

5.1.1 Demanda del sector Residencial La demanda del sector residencial de acuerdo a la experiencia obtenida en la concesión de Lima y Callao, establece un consumo por unidad de vivienda de 14m3/mes, sin embargo, por considerarse que en las ciudades de la región sur, por donde se extenderán las futuras


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concesiones de gas natural, el clima es más frío durante el invierno, se asume un consumo de 17m3/mes, el cual permanece constante a lo largo del periodo de evaluación. Se establece que las obras de instalación de redes de distribución se iniciarán en el año 2013 evaluándose las cifras de demanda hasta el año 2038. La demanda del consumo residencial en valores nominales asciende a 100 MMPCD. En el cuadro Nº 1 se muestran el total de consumidores residenciales que contarán con redes de distribución de gas natural disponibles para su conexión (Consumidores Anillados o Conectables) y el número de consumidores que efectivamente se conectarán y harán uso del servicio (Consumidores Conectados). La información presentada en el cuadro Nº 8 se deriva del número de viviendas con servicio eléctrico a enero del 2009 en dichas ciudades, excepto para Quillabamba y Cusco, las cuales se analizaron en base al número de conexiones de agua potable existentes.

Cuadro Nº 8 Número de consumidores al año 2038

LocalidadConsumidores Conectables

Consumidores Conectados

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

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

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

En el cuadro Nº 9 se muestra la evolución de los clientes potenciales, anillados y conectados.


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Cuadro Nº 9

RESIDENCIALES POTENCIALES2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038

Localidad / Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26Quillabamba 4,669 4,744 4,820 4,897 4,975 5,055 5,136 5,218 5,301 5,386 5,472 5,560 5,649 5,739 5,831 5,924 6,019 6,115 6,213 6,313 6,414 6,516 6,620 6,726 6,834 6,943 7,054 7,167 7,282 7,398 7,517 7,637

Cusco 23,442 23,817 24,198 24,585 24,979 25,378 25,784 26,197 26,616 27,042 27,475 27,914 28,361 28,815 29,276 29,744 30,220 30,703 31,195 31,694 32,201 32,716 33,240 33,771 34,312 34,861 35,419 35,985 36,561 37,146 37,740 38,344Puno 29,228 29,696 30,171 30,654 31,144 31,642 32,149 32,663 33,186 33,716 34,256 34,804 35,361 35,927 36,502 37,086 37,679 38,282 38,894 39,517 40,149 40,791 41,444 42,107 42,781 43,465 44,161 44,867 45,585 46,314 47,055 47,808Juliaca 35,538 36,107 36,684 37,271 37,868 38,473 39,089 39,714 40,350 40,996 41,651 42,318 42,995 43,683 44,382 45,092 45,813 46,546 47,291 48,048 48,817 49,598 50,391 51,197 52,017 52,849 53,694 54,554 55,426 56,313 57,214 58,130

Arequipa 163,269 165,881 168,535 171,232 173,972 176,755 179,583 182,457 185,376 188,342 191,355 194,417 197,528 200,688 203,899 207,162 210,476 213,844 217,265 220,742 224,273 227,862 231,508 235,212 238,975 242,799 246,684 250,630 254,641 258,715 262,854 267,060Matarani 8,795 8,936 9,079 9,224 9,372 9,521 9,674 9,829 9,986 10,146 10,308 10,473 10,640 10,811 10,984 11,159 11,338 11,519 11,704 11,891 12,081 12,274 12,471 12,670 12,873 13,079 13,288 13,501 13,717 13,936 14,159 14,386Moquegua 17,007 17,279 17,556 17,836 18,122 18,412 18,706 19,006 19,310 19,619 19,933 20,252 20,576 20,905 21,239 21,579 21,924 22,275 22,632 22,994 23,362 23,735 24,115 24,501 24,893 25,291 25,696 26,107 26,525 26,949 27,380 27,818

Ilo 20,096 20,418 20,744 21,076 21,413 21,756 22,104 22,458 22,817 23,182 23,553 23,930 24,313 24,702 25,097 25,499 25,907 26,321 26,742 27,170 27,605 28,046 28,495 28,951 29,414 29,885 30,363 30,849 31,342 31,844 32,353 32,871Tacna 61,494 62,478 63,478 64,493 65,525 66,573 67,639 68,721 69,820 70,938 72,073 73,226 74,397 75,588 76,797 78,026 79,274 80,543 81,831 83,141 84,471 85,822 87,196 88,591 90,008 91,448 92,911 94,398 95,908 97,443 99,002 100,586Total 363,538 369,355 375,264 381,269 387,369 393,567 399,864 406,262 412,762 419,366 426,076 432,893 439,819 446,856 454,006 461,270 468,651 476,149 483,767 491,508 499,372 507,362 515,479 523,727 532,107 540,621 549,270 558,059 566,988 576,060 585,276 594,641

RESIDENCIALES ANILLADOS2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038

Localidad / Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26Quillabamba 2,801 2,846 2,892 2,938 2,985 3,033 3,081 3,131 3,181 3,232 3,283 3,336 3,389 3,443 3,499 3,555 3,611 3,669 3,728 3,788 3,848 3,910 3,972 4,036 4,100 4,166 4,233 4,300 4,369 4,439 4,510 4,582



Ilo 12,058 12,251 12,447 12,646 12,848 13,054 13,262 13,475 13,690 13,909 14,132 14,358 14,588 14,821 15,058 15,299 15,544 15,793 16,045 16,302 16,563 16,828 17,097 17,371 17,649 17,931 18,218 18,509 18,805 19,106 19,412 19,723Tacna 36,896 37,487 38,087 38,696 39,315 39,944 40,583 41,233 41,892 42,563 43,244 43,935 44,638 45,353 46,078 46,815 47,565 48,326 49,099 49,884 50,683 51,493 52,317 53,154 54,005 54,869 55,747 56,639 57,545 58,466 59,401 60,352Total 218,123 221,613 225,159 228,761 232,421 236,140 239,918 243,757 247,657 251,620 255,645 259,736 263,892 268,114 272,404 276,762 281,190 285,689 290,260 294,905 299,623 304,417 309,288 314,236 319,264 324,372 329,562 334,835 340,193 345,636 351,166 356,785

RESIDENCIALES CONECTABLES2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038

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

Quillabamba 1,961 1,992 2,024 2,057 2,090 2,123 2,157 2,191 2,227 2,262 2,298 2,335 2,372 2,410 2,449 2,488 2,528 2,568 2,610 2,651 2,694 2,737 2,781 2,825 2,870 2,916 2,963 3,010 3,058 3,107 3,157 3,208Cusco 9,846 10,003 10,163 10,326 10,491 10,659 10,829 11,003 11,179 11,358 11,539 11,724 11,912 12,102 12,296 12,493 12,692 12,895 13,102 13,311 13,524 13,741 13,961 14,184 14,411 14,642 14,876 15,114 15,356 15,601 15,851 16,105Puno 12,276 12,472 12,672 12,874 13,080 13,290 13,502 13,718 13,938 14,161 14,388 14,618 14,852 15,089 15,331 15,576 15,825 16,078 16,336 16,597 16,863 17,132 17,406 17,685 17,968 18,255 18,547 18,844 19,146 19,452 19,763 20,080Juliaca 14,926 15,165 15,407 15,654 15,904 16,159 16,417 16,680 16,947 17,218 17,494 17,774 18,058 18,347 18,640 18,939 19,242 19,549 19,862 20,180 20,503 20,831 21,164 21,503 21,847 22,197 22,552 22,912 23,279 23,652 24,030 24,414


Ilo 8,440 8,575 8,713 8,852 8,994 9,138 9,284 9,432 9,583 9,736 9,892 10,051 10,211 10,375 10,541 10,709 10,881 11,055 11,232 11,411 11,594 11,779 11,968 12,159 12,354 12,552 12,752 12,957 13,164 13,374 13,588 13,806Tacna 25,827 26,241 26,661 27,087 27,521 27,961 28,408 28,863 29,325 29,794 30,270 30,755 31,247 31,747 32,255 32,771 33,295 33,828 34,369 34,919 35,478 36,045 36,622 37,208 37,803 38,408 39,023 39,647 40,282 40,926 41,581 42,246Total 152,686 155,129 157,611 160,133 162,695 165,298 167,943 170,630 173,360 176,134 178,952 181,815 184,724 187,680 190,683 193,733 196,833 199,983 203,182 206,433 209,736 213,092 216,501 219,965 223,485 227,061 230,694 234,385 238,135 241,945 245,816 249,749


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5.1.2 Demanda del sector Comercial

La demanda del sector comercial, está conformada por los comercios como restaurantes, hoteles, panaderías, lavanderías, hospitales etc., que utilizan GLP y/o electricidad para su funcionamiento. Se asumió un consumo de 900 m3/mes con una tasa de crecimiento de dicho consumo de 3,5% anual, así como una tasa de crecimiento anual del número de comercios de 3,5%. Se establece que las obras de instalación de redes de distribución se iniciarán, al igual que para el caso residencial, en el año 2013 evaluándose las cifras de demanda hasta el año 2038. La demanda del consumo comercial en valores nominales asciende a 195 MMPCD. En el cuadro Nº 10 se muestran el total de consumidores comerciales que contarán con redes de distribución de gas natural (Consumidores Anillados o Conectables) y el número de consumidores que efectivamente se conectarán y harán uso del servicio (Consumidores Conectados).

Cuadro Nº 10 Número de comercios al año 2038

LocalidadComercios Conectables

Comercios Conectados

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

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

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

En el cuadro Nº 11 se muestra la evolución de los clientes potenciales, anillados y conectados en éste sector.


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Cuadro Nº 11

COMERCIALES POTENCIALES2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038

Localidad / Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26Quillabamba 103 105 106 108 110 112 113 115 117 119 121 123 125 127 129 131 133 135 137 139 141 144 146 148 151 153 156 158 161 163 166 168

Cusco 1,393 1,415 1,438 1,461 1,484 1,508 1,532 1,557 1,582 1,607 1,633 1,659 1,685 1,712 1,740 1,767 1,796 1,825 1,854 1,883 1,913 1,944 1,975 2,007 2,039 2,072 2,105 2,138 2,173 2,207 2,243 2,279Puno 510 518 526 535 543 552 561 570 579 588 598 607 617 627 637 647 657 668 679 690 701 712 723 735 746 758 771 783 795 808 821 834Juliaca 711 722 734 746 758 770 782 795 807 820 833 847 860 874 888 902 917 931 946 961 977 992 1,008 1,024 1,041 1,057 1,074 1,091 1,109 1,127 1,145 1,163

Arequipa 3,265 3,317 3,370 3,424 3,479 3,535 3,591 3,649 3,707 3,766 3,827 3,888 3,950 4,013 4,078 4,143 4,209 4,276 4,345 4,414 4,485 4,557 4,630 4,704 4,779 4,855 4,933 5,012 5,092 5,174 5,256 5,341Matarani 176 179 182 185 188 191 194 197 200 203 206 210 213 216 220 223 227 231 234 238 242 246 250 254 258 262 266 270 274 279 283 288Moquegua 211 214 218 221 225 228 232 236 240 243 247 251 255 259 264 268 272 276 281 285 290 294 299 304 309 314 319 324 329 334 340 345

Ilo 284 289 293 298 303 307 312 317 322 328 333 338 344 349 355 360 366 372 378 384 390 396 403 409 416 422 429 436 443 450 457 465Tacna 716 727 739 751 763 775 788 800 813 826 839 853 866 880 894 908 923 938 953 968 984 999 1,015 1,031 1,048 1,065 1,082 1,099 1,117 1,135 1,153 1,171Total 7,369 7,487 7,607 7,728 7,852 7,978 8,105 8,235 8,367 8,501 8,637 8,775 8,915 9,058 9,203 9,350 9,500 9,652 9,806 9,963 10,122 10,284 10,449 10,616 10,786 10,959 11,134 11,312 11,493 11,677 11,864 12,054

COMERCIALES ANILLADOS2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038


Cusco 836 849 863 877 891 905 919 934 949 964 980 995 1,011 1,027 1,044 1,060 1,077 1,095 1,112 1,130 1,148 1,166 1,185 1,204 1,223 1,243 1,263 1,283 1,304 1,324 1,346 1,367Puno 306 311 316 321 326 331 337 342 347 353 359 364 370 376 382 388 394 401 407 414 420 427 434 441 448 455 462 470 477 485 493 501Juliaca 427 433 440 447 455 462 469 477 484 492 500 508 516 524 533 541 550 559 568 577 586 595 605 615 624 634 645 655 665 676 687 698


Ilo 170 173 176 179 182 184 187 190 193 197 200 203 206 209 213 216 220 223 227 230 234 238 242 245 249 253 257 262 266 270 274 279Tacna 430 436 443 451 458 465 473 480 488 496 504 512 520 528 537 545 554 563 572 581 590 600 609 619 629 639 649 659 670 681 692 703Total 4,421 4,492 4,564 4,637 4,711 4,787 4,863 4,941 5,020 5,100 5,182 5,265 5,349 5,435 5,522 5,610 5,700 5,791 5,884 5,978 6,073 6,171 6,269 6,370 6,472 6,575 6,680 6,787 6,896 7,006 7,118 7,232

COMERCIALES CONECTABLES2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038


Cusco 585 594 604 614 623 633 644 654 664 675 686 697 708 719 731 742 754 766 779 791 804 817 830 843 856 870 884 898 912 927 942 957Puno 214 218 221 225 228 232 236 239 243 247 251 255 259 263 268 272 276 281 285 290 294 299 304 309 314 319 324 329 334 339 345 350Juliaca 299 303 308 313 318 323 328 334 339 344 350 356 361 367 373 379 385 391 397 404 410 417 423 430 437 444 451 458 466 473 481 488


Ilo 119 121 123 125 127 129 131 133 135 138 140 142 144 147 149 151 154 156 159 161 164 166 169 172 175 177 180 183 186 189 192 195Tacna 301 306 310 315 320 326 331 336 341 347 352 358 364 370 376 382 388 394 400 407 413 420 426 433 440 447 454 462 469 477 484 492Total 3,095 3,144 3,195 3,246 3,298 3,351 3,404 3,459 3,514 3,570 3,627 3,685 3,744 3,804 3,865 3,927 3,990 4,054 4,119 4,184 4,251 4,319 4,389 4,459 4,530 4,603 4,676 4,751 4,827 4,904 4,983 5,062


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5.1.3 Demanda del sector GNV Con información publicada por el Ministerio de Transportes y Comunicaciones, el parque total de vehículos menores que existen en la Región Sur del país, alcanzaría las 124,476 unidades al año 2007. Considerándose como vehículos potenciales a los que operan con motores de ciclo Otto, el número de vehículos con la posibilidad de ser convertidos a gas natural alcanza aproximadamente el 70% del parque total existente a dicho año. Asimismo, se asume que las conversiones de dichos vehículos se efectuarán efectivamente de manera gradual, alcanzando un máximo de 15% del total de vehículos potenciales, de acuerdo a lo mostrado en el cuadro Nº 12:

Cuadro Nº 12

Tasa de conversión de vehículos potenciales

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

La demanda del sector GNV en valor nominal asciende a 278 MMPCD, con un número total de vehículos convertidos al año 2038 de 51 599, tal como se muestra en el cuadro Nº 13.

Cuadro Nº 13

Vehículos convertidos al año 2038

Localidad TotalQuillabamba 434

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

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

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

En el cuadro Nº 14 se muestra la evolución de los vehículos potenciales, y convertidos en éste sector.


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Cuadro Nº 14

GNV POTENCIALES2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038

Localidad / Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26Quillabamba 739 772 807 843 881 921 962 1,006 1,051 1,098 1,148 1,199 1,253 1,310 1,369 1,430 1,495 1,562 1,632 1,706 1,782 1,862 1,946 2,034 2,125 2,221 2,321 2,425 2,535 2,649 2,768 2,892



Ilo 2,627 2,745 2,869 2,998 3,133 3,274 3,421 3,575 3,736 3,904 4,080 4,263 4,455 4,656 4,865 5,084 5,313 5,552 5,802 6,063 6,336 6,621 6,919 7,230 7,555 7,895 8,251 8,622 9,010 9,415 9,839 10,282Tacna 13,765 14,384 15,032 15,708 16,415 17,154 17,926 18,732 19,575 20,456 21,377 22,339 23,344 24,394 25,492 26,639 27,838 29,091 30,400 31,768 33,197 34,691 36,252 37,884 39,588 41,370 43,231 45,177 47,210 49,334 51,554 53,874Total 87,891 91,846 95,979 100,298 104,811 109,528 114,456 119,607 124,989 130,614 136,491 142,633 149,052 155,759 162,768 170,093 177,747 185,746 194,104 202,839 211,967 221,505 231,473 241,889 252,774 264,149 276,036 288,457 301,438 315,003 329,178 343,991

GNV CONVERTIDOS2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038

Localidad / Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26Quillabamba 19 20 21 22 23 24 100 105 109 114 120 125 131 171 178 186 195 203 213 222 232 243 380 397 415 434

Cusco 470 491 514 537 561 586 2,450 2,560 2,675 2,796 2,921 3,053 3,190 4,167 4,355 4,551 4,755 4,969 5,193 5,427 5,671 5,926 9,289 9,707 10,144 10,601Puno 49 51 54 56 59 61 257 268 280 293 306 320 334 436 456 477 498 520 544 568 594 621 973 1,017 1,062 1,110Juliaca 90 94 98 102 107 112 467 488 510 533 557 582 608 794 830 867 907 947 990 1,034 1,081 1,130 1,771 1,850 1,934 2,021

Arequipa 975 1,018 1,064 1,112 1,162 1,215 5,077 5,305 5,544 5,793 6,054 6,327 6,611 8,636 9,025 9,431 9,855 10,299 10,762 11,246 11,752 12,281 19,251 20,117 21,022 21,968Matarani 61 64 67 70 73 76 319 333 348 364 380 397 415 542 567 592 619 647 676 706 738 771 1,209 1,263 1,320 1,380Moquegua 198 207 216 226 236 247 1,031 1,077 1,126 1,177 1,230 1,285 1,343 1,754 1,833 1,915 2,002 2,092 2,186 2,284 2,387 2,494 3,910 4,086 4,270 4,462

Ilo 68 71 75 78 82 85 356 372 389 407 425 444 464 606 634 662 692 723 756 790 825 862 1,351 1,412 1,476 1,542Tacna 359 375 392 409 428 447 1,868 1,952 2,039 2,131 2,227 2,327 2,432 3,177 3,320 3,469 3,625 3,788 3,959 4,137 4,323 4,518 7,081 7,400 7,733 8,081Total 0 0 0 0 0 0 2,289 2,392 2,500 2,612 2,730 2,853 11,924 12,461 13,021 13,607 14,220 14,860 15,528 20,284 21,197 22,151 23,147 24,189 25,277 26,415 27,604 28,846 45,216 47,250 49,377 51,599


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5.1.4 Demanda del Sector Industrial Para estimar la demanda del sector industrial en la Región Sur, la mayor entre las demandas del Mercado No Eléctrico, se utilizó el consumo de hidrocarburos líquidos realizados durante los años 2006 y 2007 por parte de los consumidores de este sector, los mismos que se muestran en el Cuadro Nº 15, agrupados según la actividad económica que realizan.

Cuadro Nº 15

Barriles % Barriles %Minería 2,229,566 62% 2,024,040 55%Pesca 521,077 14% 553,479 15%Construcción civil 149,906 4% 315,970 9%Transporte 232,123 6% 241,573 7%Alimentos y bebidas 117,997 3% 132,669 4%Energía 88,341 2% 110,957 3%Instituciones públicas 70,854 2% 102,844 3%Textil 56,895 2% 54,395 1%Cemento 28,098 1% 48,095 1%Ladrillos y refractarios 32,827 1% 38,536 1%Producción de acero 20,768 1% 22,391 1%Otros 50,908 1% 56,649 2%

Total 3,599,359 100% 3,701,599 100%

Consumo de hidrocarburos líquidos por sector en la Región Sur

Actividad2006 2007

Fuente: Osinergmin.

De la información mostrada se puede ver que del total de barriles consumidos el 2007 en la Región Sur, el 55% fue utilizado por las empresas mineras, sin embargo, dicha demanda es traducida principalmente en generación de electricidad por parte de ellas, es por eso que la demanda potencial de dichas empresas mineras se analizará como una demanda en el Mercado Eléctrico. Por otro lado, en el mismo año, un 35% del total de la demanda de hidrocarburos líquidos en la Región Sur, es consumido por las siguientes 4 actividades económicas: pesca, construcción de obras civiles (producción de cemento), elaboración de alimentos y bebidas y textiles. En la Figura Nº 7 se muestra la distribución de la demanda de hidrocarburos líquidos por tipo de industria en la Región Sur del país en el año 2007.


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Figura Nº 7

Minería55%

Pesca15%

Construcción civil9%

Transporte6%

Alimentos y bebidas4%

Energía3%

Instituciones públicas3% Textil

1%

Cemento1%

Ladrillos y refractarios

1%

Producción de acero1%

Otros1%

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

Minería

Pesca

Construcción civil

Transporte

Alimentos y bebidas

Energía

Instituciones públicas

Textil

Cemento

Ladrillos y refractarios

Producción de acero

OtrosTotal (100%) = 3 701 599 Barriles

Fuente: Osinergmin.

Considerando la importancia del análisis del sector industrial a continuación se analizan individualmente las principales actividades de este sector. Actividad Minera Los grandes consumidores de hidrocarburos líquidos en el sur del país, los cuales representan más del 85% de la demanda existente en dicha zona son las empresas: Southern Perú Copper Co., explota las minas de Toquepala en Tacna y Cuajone en Moquegua, Minera Cerro Verde en Arequipa y Xtrata Tintaya en Cusco, representando la producción de éstas 3 empresas el 63% de la producción total de cobre del país en el año 2007. En el cuadro Nº 16, se muestra la demanda de hidrocarburos líquidos de las empresas mineras ubicadas en el sur del país.


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Cuadro Nº 16 Consumo de Hidrocarburos Líquidos de Empresas Mineras en la Región Sur

2006 2007 2006 2007SOUTHERN PERU COPPER CORPORATION 1,609,940 1,167,492 72.2% 57.7%XSTRATA TINTAYA 264,095 302,238 11.8% 14.9%MINA CERRO VERDE 189,906 255,443 8.5% 12.6%CIA MINERA ARUNTANI 0 60,770 0.0% 3.0%COMPAÑIA MINERA ARES 25,860 51,758 1.2% 2.6%INKABOR 29,375 30,355 1.3% 1.5%MINAS BUENAVENTURA 28,246 24,972 1.3% 1.2%CIA MINERA ARASI 0 24,879 0.0% 1.2%MINAS ARIRAHUA 19,108 22,362 0.9% 1.1%MINERA PAMPA DE COBRE 8,841 17,536 0.4% 0.9%CIA. MINERA CARAVELI 12,556 14,477 0.6% 0.7%MINSUR 15,150 14,470 0.7% 0.7%MINERA BATEAS 7,823 9,959 0.4% 0.5%CATALINA HUANCA SOCIEDAD MINERA 0 8,867 0.0% 0.4%CIA EXPLORACION DESARROLLO E INV. MINERAS 7,489 4,727 0.3% 0.2%MINERA LAYTARUMA 3,343 3,807 0.1% 0.2%ANALYTICA MINERAL SERVICES 537 3,556 0.0% 0.2%MINERA SUYAMARCA 0 3,048 0.0% 0.2%SOCIEDAD MINERA CARTAGENA 0 3,047 0.0% 0.2%MINERA YANAQUIHUA 0 248 0.0% 0.0%MINERA ANTARES PERU 0 29 0.0% 0.0%MINERA AURIFERA CALPA 1,901 0 0.1% 0.0%NEWHOPE MINING CORPORATION 405 0 0.0% 0.0%SKANSKA DEL PERU 4,992 0 0.2% 0.0%

TOTAL MINERÍA 2,229,566 2,024,040 100% 100%

PorcentajeConsumo en BarrilesConsumidor

Fuente: Osinergmin.

La actividad minera demanda principalmente energía eléctrica, por lo que la demanda de electricidad generada por la ampliación de sus actividades se considerará en el análisis del Mercado Eléctrico. Actividad Pesquera En la actividad pesquera el consumo se da principalmente en la fabricación de harina y aceite de pescado, por parte de las fábricas ubicadas en los puertos de Ilo, Atico, La Planchada, Mollendo y Matarani, dicho consumo ascendió a 553 479 barriles en el año 2007, tal como se muestra en el cuadro Nº 17.

Cuadro Nº 17

Consumo de Hidrocarburos Líquidos de Emp. Pesqueras en la Región Sur

2006 2007 2006 2007TECNOLOGICA DE ALIMENTOS 186,752 190,838 35.8% 34.5%CFG INVESTMENT 85,139 75,029 16.3% 13.6%PESQUERA HAYDUK 61,616 72,460 11.8% 13.1%PESQUERA RUBI 76,279 71,890 14.6% 13.0%AUSTRAL GROUP 31,425 69,993 6.0% 12.6%PESQUERA DIAMANTE 38,432 39,949 7.4% 7.2%PROCESADORA DE PRODUCTOS MARINOS 38,107 30,667 7.3% 5.5%DESEMBARCADERO PESQUERO ARTESANAL ILO 2,939 2,654 0.6% 0.5%PESQUERA SAN ANDRES DEL SUR 389 0 0.1% 0.0%

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


Fuente: Osinergmin.


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Se ha considerado las tasas de crecimiento de ésta industria para estimar su futura demanda de gas natural. Actividad Cementera En este rubro se encuentran dos empresas de producción de cemento de la región sur del país, Cementos Yura y Yura S.A., ambas de propiedad del grupo Gloria, con un consumo de hidrocarburos líquidos que en el año 2007, ascendió a los 48 095 barriles, tal como se indica en el cuadro Nº 18.

Cuadro Nº 18

Consumo de Hidrocarburos Líquidos de las Empresas Cementeras en la Región Sur

2006 2007 2006 2007CEMENTO SUR S.A. 4,827 25,016 17.2% 52.0%YURA S.A. 23,271 23,079 82.8% 48.0%

TOTAL CEMENTO 28,098 48,095 100.0% 100.0%


Fuente: Osinergmin.

Al igual que el sector pesquero, se analizaron las tasas de crecimiento de la industria cementera a nivel nacional para estimar las futuras demandas de gas natural. Actividad en Alimentos y Bebidas En la actividad de alimentos y bebidas, el consumo anual de hidrocarburos líquidos ascendió a 132 669 barriles en el año 2007, tal como se muestra en el cuadro Nº 19.

Cuadro Nº 19 Consumo de Hidrocarburos Líquidos de las Empresas de Alimentos y

Bebidas en la Región Sur

2006 2007 2006 2007GLORIA 33,207 35,797 28.1% 27.0%RICO POLLO 24,663 30,071 20.9% 22.7%BACKUS Y JOHNSTON 11,053 16,536 9.4% 12.5%OMNIAGRO 11,711 12,924 9.9% 9.7%CÍA CERVECERA DEL SUR DEL PERU 10,661 10,191 9.0% 7.7%LAIVE 10,678 10,126 9.0% 7.6%ALICORP 6,368 6,178 5.4% 4.7%CORPORACION ADC 2,173 2,302 1.8% 1.7%DANPER AREQUIPA 0 2,182 0.0% 1.6%CORPORACION JOSE R. LINDLEY 4,144 1,801 3.5% 1.4%CONSORCIO PERU MURCIA 0 1,683 0.0% 1.3%ALIMENTOS PROCESADOS 1,718 1,656 1.5% 1.2%AZUCARERA CHUCARAPI PAMPA BLANCA 1,485 1,223 1.3% 0.9%FABRICA DE CHOCOLATES LA IBERICA 137 0 0.1% 0.0%

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


Fuente: Osinergmin.


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Se analizaron las tasas de crecimiento de ésta industria a nivel nacional para estimar las futuras demandas de gas natural. Actividad Textil En el año 2007, la actividad textil demandó 54 395 barriles durante el año, un 5% menos a la del año 2006, tal como se muestra en el cuadro Nº 20.

Cuadro Nº 20 Consumo de Hidrocarburos Líquidos de las Empresas Textiles en la Región

Sur

2006 2007 2006 2007MICHELL & CIA 20,317 18,724 35.7% 34.4%INCA TOPS 12,395 11,195 21.8% 20.6%INCALPACA TEXTILES 8,854 8,370 15.6% 15.4%PRODUCTOS DEL SUR 6,253 6,803 11.0% 12.5%MANUFACTURAS DEL SUR 3,380 3,516 5.9% 6.5%FRANKY Y RICKY 3,028 3,174 5.3% 5.8%CHACHANI TEXTILES INDUSTRIALES 2,344 2,447 4.1% 4.5%KERO PRODUCTOS PERUANOS DE EXPORTACIÓN 132 119 0.2% 0.2%COMPAÑIA DE EMPRENDIMIENTOS INKA 190 48 0.3% 0.1%

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


Fuente: Osinergmin.

Se analizaron las tasas de crecimiento de ésta industria a nivel nacional para estimar las futuras demandas de gas natural. La demanda del sector Industrial en valor nominal asciende a 2145 MMPCD. Resultados de la estimación de demanda del Mercado No Eléctrico Para la determinación final de la demanda volumétrica total del Mercado No Eléctrico, se ha truncado dicha demanda de acuerdo a la capacidad diseñada del ducto (850 MMPCD), dicha demanda asciende finalmente en valores nominales a 2467 MMPCD, de acuerdo al detalle que se muestra en el cuadro Nº 21 y la demanda de capacidad total del Mercado No Eléctrico asciende a valor nominal a 3084 MMPCD, lo cual resulta de afectar la demanda volumétrica entre el Factor de Carga de dicho mercado, que es 0,8.


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Cuadro Nº 21

Demanda Volumétrica y de Capacidad Total del Mercado No Eléctrico

Año



2013 49 622014 53 662015 56 702016 59 742017 62 782018 69 872019 74 932020 79 982021 83 1042022 87 1092023 92 1142024 95 1192025 100 1252026 105 1312027 109 1362028 113 1412029 117 1472030 118 1482031 118 1482032 118 1482033 118 1482034 118 1482035 118 1482036 118 1482037 118 1482038 118 148

Total Nominal 2,467 3,084

5.2 Demanda del Mercado Eléctrico Modelo de Expansión de la Generación Eléctrica considerando la Expansión de Gasoductos La demanda de gas natural del sector eléctrico en la Región Sur representa aproximadamente el 80% de la demanda total de dicha región, por lo tanto, dada la importancia de ésta variable en la determinación de las tarifas para el presente gasoducto, fue necesaria la implementación de un modelo de expansión del parque de generación en el SEIN. El modelo propuesto considera necesariamente el desarrollo de la oferta de generación de manera eficiente y que brinde confiabilidad al sistema, de acuerdo a los requerimientos de la demanda de electricidad del país.


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Para ello se ha dividido al SEIN en zonas relevantes, de acuerdo a la distribución de las cargas (demanda), líneas de transmisión y oferta (generación), con lo cual se ha obtenido la siguiente zonificación: Zona Norte: Desde Tumbes hasta Ancash Zona Centro: Lima, Junín, Pasco, Ica y Huancavelica Zona Sur: Cusco, Apurimac, Arequipa, Puno, Madre de Dios, Moquegua y Tacna. En el caso de la transmisión de electricidad se han considerado restricciones de acuerdo a las ampliaciones comprometidas en el SEIN hasta el año 2011. En el modelo se considera que la atención de la demanda de energía en cada zona definida, se efectúa mediante la instalación de gasoductos, de manera que se aumente la confiabilidad de cada una de ellas propiciando la generación eléctrica localmente y se reduzcan los costos de ampliación del sistema de transmisión eléctrica, considerando además el evaluar la demanda y oferta mediante bloques horarios diferenciados entre periodos (avenida y estiaje). Debido a que se ha considerado que el costo de ampliar la producción eléctrica mediante centrales hidroeléctricas resulta más oneroso que la instalación de generación térmica en base a gas natural se ha restringido en el modelo la instalación de dicho tipo de tecnología. En el caso de la generación térmica, las ampliaciones de capacidad involucran la decisión de ampliar la generación en base a utilizar gas natural o un combustible alternativo (petróleo Diesel 2), así dado que el precio del petróleo Diesel 2 es hasta 10 veces mayor al del gas natural, queda claro que para factores de planta mayores al 20%, la solución más económica se orienta a utilizar centrales térmicas con gas natural. El Modelo considera también, que la instalación de mayor capacidad de generación térmica en base al gas natural, obliga a tener disponible una capacidad de transporte de gas natural, por lo que dicha decisión corresponde a un incremento en los costos fijos de transporte. En la Zona Sur, a donde alimentaría el Gasoducto Andino del Sur, se tiene que la demanda eléctrica es el 20% de la demanda total del país, mientras que la generación hídrica sólo representa el 15%. Por otro lado, la mayor proporción del parque térmico en el sur puede ser reemplazado por la importación de energía desde la Zona Centro o mediante el incremento de generación local que resulte más económica. Asimismo, el Modelo considera el efecto de factores de naturaleza aleatoria como: i) Cambios en la producción hídrica; ii) Falla de las centrales térmicas; iii) Indisponibilidad del transporte de energía; y iv)


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Cambios en el crecimiento de la demanda, simulando su efecto en el costo total del sistema. Lo que se busca con el modelo es identificar la necesidad del incremento de centrales duales (que utilicen gas natural y petróleo Diesel como combustible) para mantener un margen de reserva mayor a 30% dado el costo de racionamiento del país y los costos de operación utilizando petróleo Diesel y gas natural. Asimismo, en el Perú, de acuerdo a información obtenida del modelo de despacho PERSEO, existe una buena capacidad de regulación que permite usar una central hidráulica para efectuar la modulación (peak shaving) de la demanda. Por ser un modelo de naturaleza probabilística, que conjuga diversos escenarios de demanda, oferta hídrica, falla de centrales térmicas y disponibilidad de transporte, el modelo permite obtener finalmente una función de costo de naturaleza probabilística. En consecuencia, la decisión de optimización resulta ser la minimización de dicho costo probabilístico, el cual podría ser evaluado según el estadístico deseado (media, percentil o desviación estándar). El Modelo trabaja sobre una plataforma de hoja electrónica (Excel) complementada con el sistema aplicativo @RISK de Palisade (www.palisade.com). El @RISK contiene una herramienta de optimización que permite encontrar la solución para el estadístico especificado, el mismo que podría optimizarse también con otros aplicativos como el Premium SOLVER o el RiskSolver de Frontline Systems, en caso el modelo presente una solución no lineal. A continuación, en la figura Nº 8 se muestra un esquema general del modelo.

Figura Nº 8 Modelo General

Demanda

Demanda

Demanda

Hidro

Hidro

Hidro

Térmico OtrosTérmico GN



Línea EE

Línea EEAyacucho

Camisea

ZonaNorte

ZonaSur

ZonaCentro


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Modelo General

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

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

• Se amplia según instalación de centrales

• Operación– Costos Variables más Racionamiento

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

Datos del Modelo La mayor demanda de energía eléctrica se encuentra en la Zona Central del país, con un 63% del total, y con demandas similares en las zonas Sur y Norte, sin embargo, en éstas dos últimas zonas la composición de clientes (regulados – libres) es diferente lo que hace que la tasa de crecimiento en estas zonas sea diferente a la del centro. La tasa de crecimiento del modelo, está descrita como una curva de distribución normal, con un valor medio, mínimo, máximo y una desviación estándar determinados. Los estadísticos de la tasa se determinan según la data histórica reciente y en base a estimaciones para periodos relativamente cercanos. En cuanto a la simulación de la generación hidráulica, el modelo ha trabajado con 41 series hidrológicas, las cuales son similares a las empleadas en el modelo de despacho Perseo, el cual es utilizado por OSINERGMIN para estimar las tarifas eléctricas. En ese sentido, el modelo emplea la energía resultante de la optimización realizada por el modelo Perseo de acuerdo con el año hidrológico y el periodo del año (estiaje o avenida). La oferta hidráulica en cada zona es diferente y tiene comportamientos de despacho diferentes, por lo tanto, dentro de un modelo probabilístico, dichos factores influencian en el despacho térmico de cada zona y en el intercambio de energía necesario entre las zonas para mantener un equilibrio en el sistema.


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La zona que presenta una mayor dispersión de oferta hidráulica resulta ser la Zona Norte debido a que las centrales hidráulicas están ubicadas en lugares en donde hacen que sus cuencas sean más vulnerables a los cambios climáticos. Para el caso de la generación térmica, en la simulación de la operación se ha considerando la posibilidad de falla de las centrales, de acuerdo con los parámetros estadísticos de indisponibilidad aceptados en la industria. Implementación del Modelo Del análisis del balance y consumo de energía del SEIN, se obtuvieron los datos mostrados en el cuadro Nº 22, con estadísticas del año 2008, en donde se puede apreciar que la Zona Centro del país tiene un exceso de producción de energía eléctrica de 45,5 TJ/d, la cual es aprovechada por las zonas Norte y Sur, las cuales poseen déficits de producción de -29,4 TJ/d y -16,1 TJ/d.

Cuadro Nº 22 Balance de energía eléctrica del SEIN 2008

Oferta Hidráulica en el SEIN La oferta hidráulica en cada una de las zonas establecidas en el modelo se efectuó de acuerdo al promedio de despacho del modelo PERSEO, utilizando 41 hidrologías de 41 años diferentes y los datos de las centrales hidroeléctricas existentes en el SEIN. De dicha información se obtuvieron los resultados mostrados en las figuras Nº 9, Nº 10 y Nº 11, en donde se muestran los factores de planta (porcentaje de utilización de la capacidad instalada total) que tendrían las centrales hidroeléctricas instaladas actualmente y que se instalen a futuro en la zona norte, centro y sur del SEIN, respectivamente.


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Figura Nº 9

0%

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4

Fac

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e P

lan

ta

Hidrología

Producción de Hidroléctricas de la Zona Norte

Avenida Estiaje Total

Elaboración propia.

Figura Nº 10

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4

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lan

ta

Hidrología

Producción de Hidroléctricas de la Zona Centro

Avenida Estiaje Total Elaboración propia.


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Figura Nº 11

0%

10%

20%

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1,96

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1,96

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2,00

4

Fact

or d

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lant

a

Hidrología

Producción de Hidroléctricas de la Zona Sur

Avenida Estiaje Total Elaboración propia. Con la información histórica de las hidrologías, mostrada en las figuras anteriores, así como con la capacidad hidráulica que se instalada en el sistema, se modela la oferta hidráulica como una variable probabilística, obteniéndose como resultados como los mostrados en el cuadro Nº 23.

Cuadro Nº 23

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

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

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

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

Centro

Sur

Total

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

Norte

Elaboración propia. Respecto a la oferta térmica del SEIN, se consideraron las centrales que se muestran en el cuadro Nº 24, considerando la generación de dichas centrales también como una variable probabilística, a partir de los datos determinísticos de las mismas como la potencia, combustible, consumo específico, costo variable, etc. Así como la tasa de salida forzada (TSF) que toma en cuenta la indisponibilidad de la central en el tiempo (variable probabilística) y la disponibilidad


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de los gasoductos que proveen de gas natural a las centrales (variable probabilística). En la oferta térmica también se consideró adicionalmente la entrada en operación de la C.T Kallpa TG2 con 192 MW, La C.T Chilca 1 TG3 con 193 MW y la C.T Oquendo con 30 MW.

Cuadro Nº 24 Capacidad Instalada de Centrales Térmicas consideradas en el SEIN

C.E.MMBTU/MWh

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sur

Zona Propietario MW Combustible

Norte

Centro

CV(US$/MW.h)Central

Elaboración propia. En el caso de las futuras centrales térmicas que el modelo automáticamente incorpora al SEIN para cumplir con la restricción autoimpuesta de dar cobertura a la demanda en cada período, los datos principales (sin precisar capacidad) de dichas centrales constan en la parte inferior del Cuadro Nº 25 (sombreados en gris), y la demás información del cuadro representa la información de las centrales existentes. Es importante precisar que el modelo considera no solo la posibilidad de ejecutar un gasoducto al sur si no que también al norte.


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Cuadro Nº. 25 Capacidad Instalada en Centrales Térmicas en el SEIN

Zona Central CE CV MW/Und MWN GN 12.109 18.2 88.7 88.7N GN 15.887 33.4 15.0 30.0N R6 0.261 127.6 14.7 102.9N D2 0.247 153.6 9.6 19.1N D1 0.347 216.1 25.0 100.0C GN 11.393 13.7 87.6 175.1C GN 7.016 10.9 219.4 438.8C GN 10.376 16.1 174.1 1567.1C R6 0.254 122.1 44.8 89.5C D2 0.209 130.2 1.2 1.2S Carbón 0.349 34.9 141.8 141.8S R6 0.222 106.3 54.5 217.9S R6 0.408 194.5 16.9 16.9S D2 0.248 154.5 18.7 93.6S D1 0.274 170.7 44.7 89.4N GN 6.651 10.3 220.0N GN 10.832 16.8 100.0N D2 0.340 211.9 70.0C GN 6.651 10.3 220.0C GN 10.832 16.8 100.0C D2 0.340 211.9 70.0S GN 6.651 10.3 220.0S GN 10.832 16.8 100.0S D2 0.340 211.9 70.0

Elaboración propia. Análisis de la demanda futura Para el análisis del modelo se ha considerado, a parte de la tasa de crecimiento estadístico del sistema, la entrada en funcionamiento de proyectos mineros de que generan gran demanda de energía en el sur del país, tal como se muestra en el cuadro Nº se indica en el Cuadro Nº 26, dicha demanda fue modelada también como una variable probabilística, para considerar el efecto de la incertidumbre (retrasos) en la fecha de entrada en funcionamiento de dichos proyectos.

Cuadro Nº 26 Demanda de Futuros Proyectos Mineros en la Región Sur

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

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

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

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

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

Elaboración propia.


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Análisis de la oferta hidráulica futura Similarmente a lo efectuado en la parte de la demanda futura, se han considerado también los nuevos proyectos hidráulicos que se instalarían en la zona sur del país, siendo su oferta modelada también como una variable probabilística para considerar la incertidumbre creada por el retraso en la entrada en operación de las mismas. En el cuadro Nº 27 se muestran las nuevas centrales hidráulicas que se han considerado en el modelo.

Cuadro Nº. 27 Demanda de Futuros Proyectos Hidràulicos en la Región Sur

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

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

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

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

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

Elaboración propia. Resultados Obtenidos El modelo considera además el ingreso de generación térmica predominantemente, la cual por el costo consume gas natural, sin embargo el modelo considera también el ingreso de generación hidráulica, lo cual de manera conjunta busca obtener un equilibrio entre la oferta y la demanda que le permita al sistema mantener un porcentaje de reserva de aproximadamente 30%. En el cuadro Nº 28 se muestra las tasas de crecimiento de la demanda utilizadas por el modelo.


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Cuadro Nº 28

Párametro / Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30Media 6.0% 6.3% 6.5% 6.8% 7.1% 7.4% 7.6% 7.9% 8.2% 8.5% 8.7% 9.0% 8.8% 8.6% 8.3% 8.1% 7.9% 7.7% 7.4% 7.2% 7.0% 6.8% 6.6% 6.3% 6.1% 5.9% 5.7% 5.4% 5.2% 5.0%

Desv.Std 1.5% 1.6% 1.6% 1.7% 1.8% 1.8% 1.9% 2.0% 2.0% 2.1% 2.2% 2.3% 2.2% 2.1% 2.1% 2.0% 2.0% 1.9% 1.9% 1.8% 1.8% 1.7% 1.6% 1.6% 1.5% 1.5% 1.4% 1.4% 1.3% 1.3%Max 8.3% 8.6% 9.0% 9.4% 9.8% 10.1% 10.5% 10.9% 11.3% 11.6% 12.0% 12.4% 12.1% 11.8% 11.5% 11.2% 10.8% 10.5% 10.2% 9.9% 9.6% 9.3% 9.0% 8.7% 8.4% 8.1% 7.8% 7.5% 7.2% 6.9%Min 3.8% 3.9% 4.1% 4.3% 4.4% 4.6% 4.8% 4.9% 5.1% 5.3% 5.5% 5.6% 5.5% 5.3% 5.2% 5.1% 4.9% 4.8% 4.7% 4.5% 4.4% 4.2% 4.1% 4.0% 3.8% 3.7% 3.5% 3.4% 3.3% 3.1%


Desv.Std 1.3% 1.3% 1.4% 1.5% 1.5% 1.6% 1.7% 1.7% 1.8% 1.9% 1.9% 2.0% 1.9% 1.9% 1.8% 1.8% 1.7% 1.7% 1.6% 1.6% 1.5% 1.4% 1.4% 1.3% 1.3% 1.2% 1.2% 1.1% 1.1% 1.0%Max 6.9% 7.3% 7.6% 8.0% 8.4% 8.8% 9.1% 9.5% 9.9% 10.3% 10.6% 11.0% 10.7% 10.4% 10.1% 9.8% 9.5% 9.2% 8.9% 8.6% 8.3% 7.9% 7.6% 7.3% 7.0% 6.7% 6.4% 6.1% 5.8% 5.5%Min 3.1% 3.3% 3.5% 3.6% 3.8% 4.0% 4.1% 4.3% 4.5% 4.7% 4.8% 5.0% 4.9% 4.7% 4.6% 4.4% 4.3% 4.2% 4.0% 3.9% 3.8% 3.6% 3.5% 3.3% 3.2% 3.1% 2.9% 2.8% 2.6% 2.5%


Desv.Std 1.5% 1.6% 1.6% 1.7% 1.8% 1.8% 1.9% 2.0% 2.0% 2.1% 2.2% 2.3% 2.2% 1.9% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8% 1.8%Max 8.3% 8.6% 9.0% 9.4% 9.8% 10.1% 10.5% 10.9% 11.3% 11.6% 12.0% 12.4% 12.1% 11.4% 11.0% 10.7% 10.5% 10.3% 10.1% 9.8% 9.6% 9.4% 9.2% 9.0% 8.7% 8.5% 8.3% 8.1% 7.8% 7.6%Min 3.8% 3.9% 4.1% 4.3% 4.4% 4.6% 4.8% 4.9% 5.1% 5.3% 5.5% 5.6% 5.5% 5.7% 5.7% 5.5% 5.3% 5.0% 4.8% 4.6% 4.4% 4.2% 3.9% 3.7% 3.5% 3.3% 3.0% 2.8% 2.6% 2.4%

Zona Norte

Zona Centro

Zona Sur


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Asimismo, en los cuadros Nº 29, Nº 30, Nº 31 y Nº 32, se muestran los resultados obtenidos respecto a la demanda eléctrica media por zonas en MW, el despacho promedio de las centrales hidráulicas por zonas en MW, el despacho promedio de las centrales térmicas por zonas en MW y el intercambio de potencia entre cada zona.


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Cuadro Nº. 29

Demanda eléctrica media por zonas (MW) Párametro / Año 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Avenida 673 715 762 814 872 936 1,008 1,087 1,176 1,276 1,387 1,512 1,645 1,786 1,934 2,091 2,256 2,429 2,610 2,799 2,994 3,197 3,407 3,623 3,844 4,071 4,301 4,535 4,772 5,011Estiaje 677 720 767 819 877 942 1,014 1,094 1,183 1,284 1,396 1,521 1,655 1,796 1,946 2,104 2,270 2,444 2,626 2,815 3,012 3,217 3,427 3,645 3,867 4,095 4,327 4,563 4,801 5,041Total 675 718 765 817 875 939 1,011 1,091 1,180 1,280 1,391 1,517 1,650 1,791 1,940 2,098 2,263 2,436 2,618 2,807 3,003 3,207 3,417 3,634 3,856 4,083 4,314 4,549 4,787 5,026

Avenida 2,346 2,470 2,607 2,758 2,926 3,113 3,319 3,548 3,803 4,087 4,403 4,755 5,125 5,512 5,916 6,337 6,773 7,225 7,690 8,169 8,659 9,159 9,668 10,184 10,704 11,228 11,752 12,274 12,792 13,304Estiaje 2,360 2,485 2,622 2,775 2,944 3,131 3,339 3,570 3,826 4,111 4,429 4,783 5,155 5,545 5,952 6,375 6,814 7,268 7,737 8,218 8,711 9,214 9,726 10,245 10,769 11,295 11,822 12,348 12,869 13,384Total 2,353 2,477 2,615 2,767 2,935 3,122 3,329 3,559 3,815 4,099 4,416 4,769 5,140 5,528 5,934 6,356 6,794 7,247 7,714 8,194 8,685 9,187 9,697 10,215 10,737 11,262 11,787 12,311 12,831 13,344

Avenida 753 804 967 1,168 1,299 1,450 1,625 1,745 1,993 2,180 2,388 2,620 2,767 2,923 3,088 3,262 3,446 3,637 3,838 4,047 4,265 4,490 4,723 4,962 5,208 5,459 5,715 5,975 6,237 6,502Estiaje 757 808 973 1,175 1,306 1,458 1,634 1,756 2,005 2,193 2,402 2,636 2,784 2,941 3,107 3,282 3,466 3,659 3,861 4,072 4,290 4,517 4,751 4,992 5,239 5,492 5,749 6,010 6,275 6,541Total 755 806 970 1,172 1,303 1,454 1,630 1,750 1,999 2,186 2,395 2,628 2,775 2,932 3,098 3,272 3,456 3,648 3,850 4,060 4,278 4,503 4,737 4,977 5,223 5,475 5,732 5,993 6,256 6,522

Avenida 3,772 3,989 4,336 4,741 5,097 5,499 5,952 6,381 6,973 7,543 8,178 8,887 9,537 10,221 10,939 11,690 12,475 13,292 14,139 15,015 15,918 16,847 17,798 18,769 19,756 20,757 21,768 22,784 23,802 24,817Estiaje 3,795 4,013 4,362 4,769 5,128 5,532 5,987 6,419 7,015 7,588 8,227 8,940 9,594 10,282 11,004 11,761 12,550 13,371 14,223 15,105 16,014 16,948 17,905 18,881 19,875 20,882 21,898 22,921 23,945 24,966Total 3,783 4,001 4,349 4,755 5,112 5,515 5,970 6,400 6,994 7,565 8,202 8,914 9,565 10,251 10,972 11,726 12,513 13,332 14,181 15,060 15,966 16,897 17,851 18,825 19,816 20,820 21,833 22,853 23,874 24,892

Norte

Centro

Sur

Total

Elaboración propia

Cuadro Nº. 30

Despacho promedio de las centrales hidráulicas por zonas(MW) Zona / Año 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Norte 345.0 345.7 311.2 309.7 382.3 414.1 422.5 541.6 548.0 771.0 787.8 891.5 1,139.2 1,347.3 1,452.6 1,644.2 1,780.2 2,159.1 2,401.1 2,465.3 2,610.3 2,959.5 3,365.3 3,368.2 3,552.9 3,952.6 3,856.6 4,242.4 3,998.8 4,437.2Centro 1,817.0 1,814.6 1,550.2 1,425.3 1,817.3 1,980.8 1,857.7 1,936.5 1,966.8 2,249.9 2,341.6 2,601.3 2,779.0 3,066.7 3,182.2 3,464.3 3,516.8 3,760.4 4,072.5 4,458.8 4,656.8 4,865.7 5,370.5 5,510.2 5,974.2 6,405.7 6,450.1 6,728.2 6,750.7 7,047.7

Sur 271.7 269.2 319.0 357.2 443.0 487.1 549.1 665.4 648.4 814.8 932.9 1,000.7 1,016.0 1,034.3 972.5 938.7 873.7 866.2 872.5 904.7 918.5 927.9 922.8 993.3 1,025.9 1,036.8 1,014.2 1,027.5 1,002.6 975.82,433.6 2,429.5 2,180.4 2,092.2 2,642.6 2,882.1 2,829.3 3,143.4 3,163.2 3,835.7 4,062.3 4,493.6 4,934.2 5,448.3 5,607.4 6,047.2 6,170.7 6,785.7 7,346.0 7,828.8 8,185.6 8,753.1 9,658.6 9,871.7 10,553.0 11,395.1 11,320.9 11,998.1 11,752.1 12,460.7Total

Elaboración propia


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Cuadro Nº. 31

Despacho promedio de las centrales térmicas por zonas (MW) Zona / Año 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Norte 62.7 0.3 377.6 343.2 513.9 566.8 549.2 632.0 508.8 603.6 625.1 510.6 443.6 472.4 435.6 438.9 277.4 216.8 339.8 374.1 247.5 51.9 265.5 302.8 130.2 400.0 305.2 544.5 450.7Centro 1,099.5 1,571.2 2,168.5 2,284.9 1,451.4 1,228.2 1,496.3 1,623.6 1,848.0 1,849.2 2,074.3 2,167.8 2,361.1 2,461.7 2,766.8 2,909.3 3,320.7 3,486.2 3,641.1 3,736.6 4,047.4 4,321.3 4,326.9 4,704.3 4,762.5 4,855.9 5,394.5 5,584.1 6,318.1 6,434.4

Sur 187.5 0.5 675.2 890.9 1,077.2 1,084.0 1,350.5 1,371.6 1,462.3 1,627.0 1,759.5 1,897.8 2,125.2 2,333.6 2,582.3 2,782.3 2,977.2 3,154.8 3,359.0 3,575.6 3,813.9 3,983.5 4,197.4 4,438.4 4,717.7 4,965.1 5,253.6 5,545.91,349.7 1,571.2 2,168.8 2,663.1 2,469.8 2,633.0 3,140.3 3,256.7 3,830.5 3,729.6 4,140.2 4,419.9 4,631.1 4,803.1 5,364.3 5,678.5 6,341.9 6,545.8 6,835.2 7,231.2 7,780.5 8,144.3 8,192.7 8,953.3 9,262.7 9,424.5 10,512.2 10,854.5 12,116.2 12,431.0Total

Elaboración propia

Cuadro Nº. 32

Flujo de Potencia entre zonas (MW) Zona Párametro / Año 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Media -7 -12 2 14 6 31 22 55 43 45 39 38 41 44 45 46 46 45 44 43 42 40 39 37 36 34 32 31 29 28Mínimo -18 -22 -9 -16 -15 -11 -9 23 7 24 16 18 20 23 23 25 21 25 21 21 20 15 16 14 14 9 9 8 7 5Máximo -2 -7 12 25 18 46 35 74 63 64 58 54 62 66 71 63 70 67 69 68 65 60 60 57 58 56 57 49 53 52Desv.Std. 3 3 4 7 6 9 9 10 9 9 8 8 9 9 9 8 10 9 10 10 10 9 10 10 9 9 10 10 10 10

Media 52 68 70 64 54 50 43 38 31 31 25 24 27 29 31 32 32 33 33 32 32 31 31 30 30 29 29 28 31 30Mínimo 38 54 52 49 33 33 26 18 21 16 5 7 7 12 10 10 16 8 14 13 7 13 9 13 13 14 9 7 13 11Máximo 59 77 80 76 69 62 56 51 42 42 38 41 39 47 51 49 49 51 54 54 59 54 51 52 51 50 51 51 49 51Desv.Std. 5 5 6 6 7 6 6 6 5 6 6 6 7 7 7 7 7 7 8 8 9 8 8 8 8 8 8 8 8 9

Media -2 -11 -13 -5 16 20 30 21 29 31 31 21 23 24 24 24 24 24 23 22 23 24 24 24 24 23 23 23 22 22Mínimo -22 -25 -28 -23 -8 -3 5 -5 7 8 13 5 4 2 -5 4 4 -8 8 -1 5 6 0 5 4 9 -3 6 5 0Máximo 5 -1 4 17 42 40 56 41 47 47 44 35 36 37 39 38 40 40 39 39 37 40 43 44 40 39 44 36 40 38Desv.Std. 5 6 7 8 9 9 9 9 8 9 7 7 7 7 7 6 7 8 7 7 7 7 7 7 8 7 8 7 8 8

Media 31 37 39 38 36 39 36 36 32 33 29 25 28 30 31 32 32 32 32 31 31 31 30 30 29 28 28 27 28 27Mínimo 22 29 29 27 24 27 23 22 19 24 19 15 18 20 18 18 21 16 19 19 14 19 16 19 19 18 14 11 15 13Máximo 36 44 47 51 48 51 46 46 43 43 39 34 36 39 41 42 45 44 46 42 45 42 41 42 40 40 39 42 41 39Desv.Std. 3 4 4 4 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5 4 5 5 5 5 5 5

Centro

Sur

Total

Norte

Elaboración propia


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Por otro lado, en el cuadro Nº 33 y Nº 34 se muestra la potencia (MW) instalada de centrales térmicas e hidráulicas, así como la entrada de nuevas capacidades instaladas de acuerdo al tipo de tecnología, para lograr que se mantenga una reserva de aproximadamente 30% en el SEIN.


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Cuadro Nº 33

Proyección de la Potencia Instalada por Zona y Tipo de Fuente (MW)

GN DIESEL RESIDUAL GN DIESEL RESIDUAL GN DIESEL RESIDUAL CARBON2013 470 519 119 103 741 1,211 2,156 3,621 1 490 4,112 6,268 591 900 183 235 142 1,460 2,051 9,5292014 570 819 119 103 1,041 1,611 2,356 3,621 1 490 4,112 6,468 701 1,200 183 235 142 1,760 2,461 10,5392015 570 819 119 103 1,041 1,611 2,356 3,721 1 490 4,212 6,568 821 1,500 183 235 142 2,060 2,881 11,0592016 770 1,219 119 103 1,441 2,211 2,556 3,721 1 490 4,212 6,768 951 1,500 183 235 142 2,060 3,011 11,9892017 770 1,219 119 103 1,441 2,211 2,556 3,821 1 490 4,312 6,868 951 1,800 183 235 142 2,360 3,311 12,3892018 970 1,219 119 103 1,441 2,411 2,756 4,121 1 490 4,612 7,368 1,131 2,100 183 235 142 2,660 3,791 13,5692019 970 1,319 119 103 1,541 2,511 2,756 4,321 1 490 4,812 7,568 1,245 2,400 183 235 142 2,960 4,205 14,2832020 1,170 1,319 119 103 1,541 2,711 2,956 4,621 1 490 5,112 8,068 1,335 2,400 183 235 142 2,960 4,295 15,0732021 1,470 1,319 119 103 1,541 3,011 3,256 5,121 1 490 5,612 8,868 1,335 2,700 183 235 142 3,260 4,595 16,4732022 1,770 1,319 119 103 1,541 3,311 3,556 5,621 1 490 6,112 9,668 1,335 3,000 183 235 142 3,560 4,895 17,8732023 2,070 1,319 119 103 1,541 3,611 3,856 6,121 1 490 6,612 10,468 1,335 3,300 183 235 142 3,860 5,195 19,2732024 2,370 1,319 119 103 1,541 3,911 4,156 6,621 1 490 7,112 11,268 1,335 3,600 183 235 142 4,160 5,495 20,6732025 2,670 1,319 119 103 1,541 4,211 4,456 7,121 1 490 7,612 12,068 1,335 3,900 183 235 142 4,460 5,795 22,0732026 2,970 1,319 119 103 1,541 4,511 4,756 7,621 1 490 8,112 12,868 1,335 4,200 183 235 142 4,760 6,095 23,4732027 3,270 1,319 119 103 1,541 4,811 5,056 8,121 1 490 8,612 13,668 1,335 4,500 183 235 142 5,060 6,395 24,8732028 3,570 1,319 119 103 1,541 5,111 5,356 8,621 1 490 9,112 14,468 1,335 4,800 183 235 142 5,360 6,695 26,2732029 3,870 1,319 119 103 1,541 5,411 5,656 9,121 1 490 9,612 15,268 1,335 5,200 183 235 142 5,760 7,095 27,7732030 4,170 1,319 119 103 1,541 5,711 5,956 9,621 1 490 10,112 16,068 1,335 5,600 183 235 142 6,160 7,495 29,2732031 4,470 1,319 119 103 1,541 6,011 6,256 10,121 1 490 10,612 16,868 1,335 6,000 183 235 142 6,560 7,895 30,7732032 4,770 1,319 119 103 1,541 6,311 6,556 10,621 1 490 11,112 17,668 1,335 6,400 183 235 142 6,960 8,295 32,2732033 5,070 1,319 119 103 1,541 6,611 6,856 11,121 1 490 11,612 18,468 1,335 6,800 183 235 142 7,360 8,695 33,7732034 5,370 1,319 119 103 1,541 6,911 7,156 11,621 1 490 12,112 19,268 1,335 7,200 183 235 142 7,760 9,095 35,2732035 5,670 1,319 119 103 1,541 7,211 7,456 12,121 1 490 12,612 20,068 1,335 7,600 183 235 142 8,160 9,495 36,7732036 5,970 1,319 119 103 1,541 7,511 7,756 12,621 1 490 13,112 20,868 1,335 8,000 183 235 142 8,560 9,895 38,2732037 6,270 1,319 119 103 1,541 7,811 8,056 13,621 1 490 14,112 22,168 1,335 8,400 183 235 142 8,960 10,295 40,2732038 6,570 1,319 119 103 1,541 8,111 8,356 14,121 1 490 14,612 22,968 1,335 8,800 183 235 142 9,360 10,695 41,773

TOTAL TERMICA

AÑOHIDRAULICA

CENTRO

HIDRAULICA TERMICA TOTAL TERMICA TOTAL TOTAL TERMICA

NORTE TOTAL

HIDRAULICA TOTAL TERMICA

TERMICA TOTAL

SUR


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Cuadro Nº 34

Proyección de la Potencia Instalada por Zona y Tipo de Generación (MW)

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

TOTAL

CENTRO

HIDRAULICA TERMICA

SUR

HIDRAULICA TERMICAAÑO

HIDRAULICA TERMICA TOTAL

NORTE

TOTAL

TOTAL SEIN

HIDRAULICA TERMICA TOTAL


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En el cuadro Nº 35 se muestran las cantidades medias de gas natural demandadas como volumen y capacidad en la región sur del país, aplicando un factor de carga de 0,7 para las generadoras eléctricas.

Cuadro Nº 35

AñoDemanda Elect ‐

Volumen (MMPCD)


2013 116 1652014 140 2002015 156 2232016 173 2482017 178 2552018 196 2802019 218 3112020 250 3572021 269 3852022 291 4162023 315 4512024 340 4862025 367 5242026 395 5652027 425 6072028 455 6502029 488 6972030 521 7452031 555 7932032 590 8432033 627 8952034 664 9482035 701 10012036 740 10572037 778 11112038 817 1167

Total Nominal 10,766 15,379 Los resultados probabilísticos obtenidos del modelo de expansión utilizado, tienen la apariencia gráfica indicada en las Figuras Nº 12 y Nº 13, representando los valores medios, máximos y mínimos, de acuerdo a las desviaciones estándar resultantes.


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Figura Nº 12

0

5

10

15

20

25

30

(MM m3/día)

Proyección de Consumo de Gas Natural en el SurGenerador Eléctrico

Media Max Mìn

Figura Nº 13

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

(MMPCD)

Proyección de Consumo de Gas Natural en el SurGenerador Eléctrico

Media Max Mìn


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Estimación Total de la demanda Una vez determinadas las demandas volumétricas y de capacidad de los mercados eléctrico y no eléctrico hay que tener en consideración que el diseño del gasoducto de la empresa Kuntur tiene una capacidad máxima de 850 MMPCD, por lo tanto la demanda total de gas natural de la región sur tiene que ser truncada con un valor máximo igual al del valor de diseño máximo del ducto. En el cuadro Nº 36, se aprecian dichos valores.

Cuadro Nº 36

Año

Demanda No Eléctrico ‐

Volumen Diseño (MMPCD)

Demanda Elect ‐ Volumen Diseño

(MMPCD)

Demanda Total

Volumen Diseño

(MMPCD)

Demanda No Eléctrico ‐

Capacidad Diseño (MMPCD)

Demanda Elect ‐ Capacidad Diseño

(MMPCD)

Demanda Total Capacidad Diseño

(MMPCD)

2013 49 116 165 62 165 2272014 53 140 193 66 200 2662015 56 156 212 70 223 2932016 59 173 232 74 248 3212017 62 178 241 78 255 3332018 69 196 266 87 280 3672019 74 218 292 93 311 4052020 79 250 328 98 357 4552021 83 269 352 104 385 4882022 87 291 378 109 416 5252023 92 315 407 114 451 5652024 95 340 435 119 486 6052025 100 367 467 125 524 6492026 105 395 500 131 565 6952027 109 425 533 136 607 7422028 113 455 568 141 650 7922029 117 488 605 147 697 8432030 118 491 610 148 702 8502031 118 491 610 148 702 8502032 118 491 610 148 702 8502033 118 491 610 148 702 8502034 118 491 610 148 702 8502035 118 491 610 148 702 8502036 118 491 610 148 702 8502037 118 491 610 148 702 8502038 118 491 610 148 702 850

Total Nominal 2719 10765 13485 3,084 13,138 16,221

6. Determinación del Costo del Servicio

6.1 Costos de Inversión – CAPEX

Los costos de inversión son calculados de acuerdo a estándares de costos de tuberías instaladas, estaciones de compresión por HP instalado y otros componentes que son propios de la infraestructura del sistema de transporte y definidos como resultado del diseño e ingeniería del gasoducto en función de la capacidad de transporte y la traza del mismo. Los costos de inversión comprenden lo siguiente:


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a) Costos Unitarios • Costos unitarios de tuberías • Costos Unitarios de compresores • Costos unitarios de otros componentes

b) Capital de Inversión Inicial c) Capital de Inversión de Nuevas Instalaciones d) Capital de Inversión Total

6.1.1 Costos Unitarios En esta parte se hace una evaluación de los costos unitarios de las tuberías, el mismo que incluye los materiales y su instalación; los costos unitarios del sistema de compresión y los costos de otros componentes tales como: Trampas de raspadores, válvulas, sistemas de protección catódica, sistemas de telecomunicaciones y SCADA, entre otros. En base a lo anterior se elaboró la estructura de Costos de Inversión. Costos Unitarios de Tuberías Los costos unitarios de las tuberías comprenden la tubería como tal (material) y la instalación de las mismas. Costos Unitarios de Tuberías – Material Para calcular los costos unitarios de las tuberías a ser empleadas en el gasoducto en desarrollo, se partió del hecho de que la tubería a utilizar será de grado X70, norma API 5L con una presión máxima de operación de 147 barg. En ese sentido, para calcular los costos de las tuberías en el mercado nacional se recurrió al registro de aduanas considerándose lo siguiente: Importaciones de tuberías en los años 2002 y 2003 por parte de TGP4, importaciones de tuberías en los años 2007 y 2008 por parte de PERU LNG5; siendo la partida arancelaria correspondiente la 73.05.11.00.00, por otra parte se analizó el comportamiento internacional del precio del acero. Se consideraron las declaraciones de importación registradas en aduanas6 por parte de TGP, considerando además el país de origen. Esta información se presenta en el Anexo N° 1. En el cuadro Nº 37 se muestra el promedio ponderado de las importaciones de TGP.

4 TGP: Transportadora de Gas del Perú – Gasoducto de Camisea a Lima 5 PERU LNG: Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuado 6 www.aduanet.gob.pe/operatividadAduana/index.html


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Cuadro N° 37 Importación de Tuberías – TGP (2002-2003) País Origen Argentina Brasil

Peso (Ton) 12,209 31,208FOB (US$/Ton) 765 761 762Flete 37 57 52Seguro 1 1 1CIF (US$/Ton) 804 820 815Advalorem 37 54 49Imp. Muni 17 17 17TOTAL (US$/Ton) 858 891 882

Promedio Ponderado

De igual forma, las importaciones realizadas por PERU LNG se muestran en el cuadro Nº 38.

Cuadro N° 38 Importación de Tuberías – PERU LNG (2007-2008)

País Origen India ItaliaPeso (Ton) 106,294 64,099FOB (US$/Ton) 1,388 1,070 1,268Flete 146 233 179Seguro 1 5 2CIF (US$/Ton) 1,534 1,308 1,449Advalorem 61 52 58Imp. Muni 32 27 30TOTAL (US$/Ton) 1,627 1,388 1,537

Promedio Ponderado

Para el análisis es importante evaluar principalmente la evolución de los costos CIF7 de las tuberías de acero en base a la información disponible, la misma que se presenta en la figura Nº 14.

Figura N° 14 Costos CIF de Importación de Tuberias de Acero - TGP y PERU LNG

2002 - 2008

500

700

900

1 100

1 300

1 500

1 700

1 900

mar-02

may-02

jul-02

dic-02

ene-03

may-03

dic-07

feb-08

mar-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

ago-08

set-08

oct-08

(US$/Ton)

CIF (US$/Ton)

Conocido los costos CIF de las tuberías correspondiente al año 2003, el cual asciende a 820 US$/Ton, evaluaremos el comportamiento del costo del acero como material para la fabricación de las tuberías y el costo de

7 CIF: Incluye el Costo, Seguro y Flete


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las tuberías en función de sus respectivos PPI (Producer Price Index de los Estados Unidos). Para el caso del acero empleamos el índice de la Serie Id: PCU331111331111; y para el caso de las tuberías se emplea el índice de la Serie Id: WPU101706. En la figura Nº 15 se muestra la evolución de los índices del acero y de las tuberías de acero de enero del 2003 a octubre del 2008, los mismos que a su vez se comparan con los costos CIF, correspondientes a la importación de tuberías el año 2008 con la finalidad de evaluar el comportamiento de los mismos y determinar el costo CIF de tuberías a ser considerado. En el análisis se ha considerado un desfase de 6 meses entre los precios del acero y los de las tuberías debido a los tiempos de despacho, transporte y desaduanaje.

Figura N° 15

Evolución de Costos CIF de Tuberías

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

ene-

03

abr-0

3

jul-0

3

oct-0

3

ene-

04

abr-0

4

jul-0

4

oct-0

4

ene-

05

abr-0

5

jul-0

5

oct-0

5

ene-

06

abr-0

6

jul-0

6

oct-0

6

ene-

07

abr-0

7

jul-0

7

oct-0

7

ene-

08

abr-0

8

jul-0

8

oct-0

8

US$

/ To

n

Indice Material Indice Tubo Importaciones

Como se puede ver en el gráfico anterior los índices del acero y las tuberías de acero tienen la misma tendencia, debido a que los costos de tuberías se obtienen en base a los costos del acero afectado por un factor de producción. En el mismo gráfico se observa que la tendencia de los costos de importación (CIF) realizados en el 2008 sigue a los índices del acero y de la tubería, con un ligero desfase respecto a los índices de la tubería, ya que en teoría debería coincidir con este, lo cual se puede explicar debido a los tiempos de despacho de transporte y recepción, lo importante para validar esta metodología para estimar el costo CIF de la tubería es que las tendencias son las mismas. La información correspondiente a los índices PPI para el acero y las tuberías se presentan en el Anexo N° 2.


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De lo anterior se concluye que una buena aproximación para el costo CIF de la tubería sería el promedio ponderado de las importaciones realizadas el año 2007 y 2008 obteniendo un valor de 1449 US$/Ton. De las importaciones realizadas en los años 2007 y 2008 se observa que estas se hicieron de India e Italia, y en promedio, el costo FOB8 representa el 87.5% del Costo CIF, mientras que el flete y el seguro representan el 12.5%. Para conocer el costo de la tubería en el mercado local, al costo CIF, se le agrega el advalorem y el impuesto municipal fijados por aduanas. En ese sentido, de acuerdo a la información reportada por aduanas se tiene que el advalorem9 está fijado en 0% y el impuesto municipal en 2% del costo CIF. Con estas consideraciones se obtiene el costo total de la tubería, el cual asciende a 1478 US$/Ton, tal como se presenta en el cuadro Nº 39.

Cuadro N° 39 Costo Unitario Total de Tubería

OSINERGMIN KUNTUR Dif (%)

FOB 1,268 1,203 ‐5%Flete 179 110 ‐38%Seguro 2 2 ‐12%CIF 1,449 1,315 ‐9%Advalorem 0 67Imp. Municipal 29 28 ‐3%

Total 1,478 1,410 ‐5%

Costo Unitario de Tubería (US$/Ton)

Componente

El costo CIF de la tubería presentado por Kuntur en su propuesta es 9% menor al calculado por OSINERGMIN, sin embargo, dado que Kuntur considera un costo por advalorem y OSINERGMIN no, en el costo unitario total se tiene que el valor presentado por Kuntur es menor en 5% al costo considerado por OSINERGMIN. En el cuadro Nº 40 se presentan los costos unitarios en US$/m y en US$/(pulg-m) para diferentes diámetros de tubería, siendo estos costos los que se emplearan para valorizar el sistema de transporte de Kuntur. Cabe señalar que las características constructivas tales como el diámetro nominal, espesor, diámetro interno y peso de las tuberías presentadas en el cuadro corresponden a tuberías Schedule 30-40 de la guía ASME B31.310.

8 FOB: Free on Board, 9 www.aduanet.gob.pe/aduanas/informai/tra_ar.htm 10 Process Piping, The Complete Guide to ASME B 31.3, Second Edition (Charles Becht IV)


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Cuadro N° 40 Costos Unitarios de Tuberías

Nominal Espesor Interno Externo Lb/pie kg/m US$/m US$/(pulg‐m)

1'' 0.133 1.049 1.315 1.68 2.5 3.7 3.71.5'' 0.145 1.610 1.900 2.72 4.0 6.0 4.02'' 0.154 2.067 2.375 3.65 5.4 8.0 4.02.5'' 0.203 2.469 2.875 5.79 8.6 12.7 5.13'' 0.216 3.068 3.500 7.58 11.3 16.7 5.63.5'' 0.226 3.548 4.000 9.11 13.6 20.0 5.74'' 0.237 4.026 4.500 10.79 16.1 23.7 5.95'' 0.258 5.047 5.563 14.62 21.8 32.2 6.46'' 0.280 6.065 6.625 18.97 28.2 41.7 7.08'' 0.322 7.981 8.625 28.55 42.5 62.8 7.910'' 0.365 10.020 10.750 40.48 60.2 89.0 8.912'' 0.375 12.000 12.750 49.56 73.8 109.0 9.114'' 0.375 13.250 14.000 54.57 81.2 120.0 8.616'' 0.375 15.250 16.000 62.58 93.1 137.6 8.618'' 0.375 17.250 18.000 70.59 105.0 155.3 8.620'' 0.500 19.000 20.000 104.13 155.0 229.0 11.522'' 0.500 21.000 22.000 114.81 170.9 252.5 11.524'' 0.625 22.750 24.000 156.03 232.2 343.2 14.326'' 0.625 24.750 26.000 169.38 252.1 372.6 14.328'' 0.625 26.750 28.000 182.73 271.9 401.9 14.430'' 0.625 28.750 30.000 196.08 291.8 431.3 14.432'' 0.688 30.624 32.000 230.08 342.4 506.1 15.834'' 0.688 32.624 34.000 244.78 364.3 538.4 15.836'' 0.750 34.500 36.000 282.36 420.2 621.0 17.3

Diámetro (pulg) Peso Costo Unitario

En el cuadro Nº 41 presentamos una comparación entre los costos unitarios de tuberías considerados por OSINERGMIN y los propuestos por Kuntur, hay que indicar que Kuntur en su propuesta no especifica el Schedule de las tuberías observándose que en muchos de los casos el espesor de la tubería presentada es inferior al correspondiente Schedule 40. Además se puede concluir que estas diferencias se deben a que Kuntur en su propuesta no sustenta en forma clara su estimación del precio del acero, en dicho cálculo maneja unos supuestos sin el debido sustento, en cambio OSINERGMIN se basa en importaciones reales de tuberías.


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Cuadro N° 41 Costos Unitarios de Tuberías

Diferencia

Nominal Normalizado OSINERGMIN KUNTUR %3'' 3.5'' 16.66 6.41 ‐62%4'' 4.5'' 23.73 12.36 ‐48%6'' 6.625'' 41.73 22.82 ‐45%8'' 8.625'' 62.80 35.86 ‐43%10'' 10.75'' 89.04 52.14 ‐41%12'' 12.75'' 109.01 79.22 ‐27%14'' 14'' 120.02 96.56 ‐20%16'' 16'' 137.64 121.77 ‐12%18'' 18'' 155.26 149.43 ‐4%20'' 20'' 229.04 179.86 ‐21%22'' 22'' 252.53 228.31 ‐10%24'' 24'' 343.19 265.66 ‐23%26'' 26'' 372.55 323.23 ‐13%28'' 28'' 401.92 386.83 ‐4%30'' 30'' 431.28 415.09 ‐4%32'' 32'' 506.06 487.07 ‐4%34'' 34'' 538.38 518.18 ‐4%36'' 36'' 621.04 597.73 ‐4%

Diámetro (pulg) Costos Unitarios (US$/m)

Costos Unitarios de Tuberías – Instalación Para calcular los costos unitarios de instalación y dada la similitud que existe entre el Gasoducto Andino del sur y el gasoducto de TGP, la metodología consistirá en realizar una ingeniería inversa a partir de información contable declarada por TGP, para desagregar los costos en costos de materiales e instalación, correspondientes al sistema de transporte de gas natural y los costos correspondientes al sistema de transporte de líquidos. Los costos de instalación del sistema de transporte de gas natural de TGP que se obtengan podrán ser usados para el Gasoducto Andino del sur, previa actualización al año 2009. Para emplear la metodología propuesta se empleó la información presentada por TGP en su balance general del 2008. Es importante precisar que los costos de TGP fueron el resultado de una licitación pública en función a Costos del Servicio, y por lo tanto las empresas tenían el incentivo para optimizar sus costos, a diferencia de otros tipos de concesiones donde las empresas tienden a incrementar sus costos para obtener tarifas más altas.


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Inmuebles, Inmobiliario y Equipo Del balance general correspondiente a los años 2007 y 2008, en el cuadro Nº 42 se presenta la información correspondiente a los inmuebles, mobiliario y equipos.

Cuadro Nº 42

Inversión en Inmuebles, Mobiliario y Equipos - (Miles US$) Concepto 2,007 2,008

Terrenos 2,720 2,742 Edificios 8,173 8,953 Sistema de TGN y LGN 816,175 821,336 Obras de estabilización 49,739 72,174 Unidades de Transporte 490 578 Muebles, enseres y equipos diversos 6,733 9,108 Obras en Curso 9,781 100,806TOTAL 893,811 1,015,697

Fuente: Estados financieros TGP, 2007 y 2008 Costos de Inversión del Sistema de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural. El análisis se centró solo en los costos del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, asimismo, con la finalidad de poder estimar los costos de las tuberías y los costos de instalación de las mismas, se descontó de los costos del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, los costos que representan las estaciones de bombeo, que se estiman en US$ 5 millones cada una, haciendo un total de US$ 20 millones para las cuatro estaciones instaladas. En el cuadro Nº 43, se muestran los costos que representan los ductos instalados para ambos sistemas de transporte.

Cuadro Nº 43

Costo de los Ductos Sin Estaciones Bombeo/Compresión - (Millón US$)

Sistema de TGN y LGN 893.5Mayores costos del TGN y LGN 68.5

Sub Total 962.0Estaciones de Bombeo ‐20.0

Total 942.0

Costo de los Ductos (Millón US$)

Luego, se efectuó una asignación de costos tanto para el sistema de transporte de gas natural como para el sistema de transporte de líquidos de gas natural, desagregándolo por materiales e instalación.


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Al conocer las especificaciones técnicas de las tuberías se estimaron, sus costos en función del peso del acero; conociéndose que en el momento de ejecución de la obra el precio del acero era de 1,0 US$/kg. Para estimar los costos de instalación de los ductos, se aplicó un factor teórico de ajuste, el cual se calcula mediante el uso de la herramienta SOLVER del Excel, teniendo como objetivo conciliar los costos asignados mediante este método con el costo de los ductos declarados por TGP. Es importante mencionar que debido a los diferentes grados de dificultad de las zonas (selva, sierra y costa) para la instalación de los ductos, se han asignado los siguientes grados de dificultad a cada zona: Selva : 2,00 Sierra : 1,00 Costa : 0,50 Con estas premisas, el factor obtenido de aplicar el SOLVER a la asignación de costos de inversión es K = 20,93 US$/(pulg-m). Con el Factor K obtenido se calcula la asignación de costos de instalación de los ductos tanto para el sistema de gas como para el sistema de líquidos de gas natural, y con las especificaciones de las tuberías, se calculan los costos de los materiales para ambos sistemas de transporte. Como parte de la presente metodología se consideró un 3% del precio de las tuberías, para otros componentes como: Trampas de raspadores, válvulas y sistema de protección catódica. De acuerdo a lo anterior, en el cuadro Nº 44 y Nº 45, se muestran los costos que se obtienen para el sistema de transporte de gas natural y para el sistema de transporte de líquidos de gas natural, desagregado por materiales e instalación para cada tramo del gasoducto.

Cuadro Nº 44 Costos de Materiales e Instalación del Sistema de Transporte de Gas Natural de TGP

DiámetroDucto Lb/pie Kg/m Kg/(pulg‐m) US$/(pulg‐m) Miles US$ Miles US$ US$/m US$/(pulg‐m)32'' 230.1 342.4 10.70 10.70 74,413 282,701 1,340 41.924'' 171.1 254.6 10.61 10.61 80,494 154,246 502 20.918'' 104.7 155.8 8.65 8.65 34,012 39,943 188 10.5

188,919 476,890 653

Costo InstalaciónDucto Sistema de Transporte de Gas Natural

Costo Acero

Total

Peso


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Cuadro Nº 45 Costos Materiales e Instalación del Sistema Transporte de Líquidos de Gas Natural de

TGP

DiámetroDucto Lb/pie Kg/m Kg/(pulg‐m) US$/(pulg‐m) Miles US$ Miles US$ US$/m US$/(pulg‐m)14'' 72.1 107.3 7.66 7.66 23,316 123,682 586 41.914'' 67.8 100.9 7.20 7.20 31,894 89,977 293 20.9

10.75'' 40.5 60.2 5.60 5.60 2,606 4,726 113 10.557,816 218,385 390

Costo InstalaciónCosto AceroDucto Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural

Peso

Total La asignación de costos se hace de acuerdo al método de ingeniería inversa aplicada, con este método se buscó que el monto total de los sistemas de transporte coincida con el monto declarado en la información contable de TGP. Asimismo, en el cuadro N° 46, se presentan los costos unitarios de materiales e instalación calculados para el 2003 y actualizados a abril de 2009 por medio de los PPI siguientes:

• Para el caso de materiales se uso la serie PCU 331111331111. • Para el caso de la instalación la serie PCU 333120333120.

Cuadro Nº 46

Costos Unitarios del Sistema de Transporte de Gas Natural

Componente Selva Sierra CostaInstalación 51.9 26.0 13.0Materiales 14.2 14.1 11.5

Total 66.1 40.0 24.4

Componente Selva Sierra CostaInstalación 41.9 20.9 10.5Materiales 10.7 10.6 8.7

Total 52.6 31.5 19.1

Costos Unitarios del gasoducto de TGP ‐ Abril 2009US$/(pulg‐m)

Costos Unitarios del gasoducto de TGP ‐ 2003US$/(pulg‐m)

Para valorizar la instalación del Gasoducto Andino del Sur se emplearon los costos obtenidos como resultado de la ingeniería inversa aplicada al gasoducto de Camisea.

Costos Unitarios de las Estaciones de Compresión Los costos unitarios de las estaciones de compresión a ser considerados se obtienen por Benchmarking a partir del sistema de compresión que


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viene instalando TGP en Chiquintirca11, en donde se tiene que el costo unitario es de 2080 US$/HP. En el cuadro Nº 47 se muestra dicho costo.

Cuadro Nº 47 Costo Unitario Estación de Compresión

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

Estación de compresión de Chiquintirca ‐TGP

A diferencia de lo estimado, el costo unitario de la estaciones de compresión propuesto por Kuntur asciende a 2000 US/HP, asimismo, nuestro consultor, contratado para apoyar en la presente revisión tarifaria, propone un costo de 1675 US$/HP en base a un Benchmarking con instalaciones de Estados Unidos, lo cual no se asemeja a nuestra realidad por factores, principalmente a factores de acceso a las zonas por donde pasa el gasoducto.

Costos Unitarios de Otros Componentes. Los costos unitarios de materiales de otros componentes que forman parte del sistema de transporte, tales como: Trampas de raspadores, válvulas, sistema de protección catódica, entre otros adicionales se estiman en 3% del costo de materiales de las tuberías. En lo que respecta a los costos unitarios de instalación de los otros componentes, estos se encuentran comprendidos dentro de los costos unitarios de instalación calculados para las tuberías mediante la metodología de ingeniería inversa.

6.1.2 Capital de Inversión Inicial El capital de inversión inicial está conformado por los siguientes costos: a) Costos de construcción Inicial

• Costos de materiales de tuberías • Costos de materiales de otros componentes • Costos de instalación del sistema de transporte • Otros costos de instalación • Costos de estaciones de compresión

b) Costos Indirectos

11 Chiquintirca: Ubicado en el punto final del tramo Selva del gasoducto Camisea – Lima.


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a) Costos de Construcción Inicial Los costos de construcción inicial comprenden todos los costos en los que se incurre durante la construcción del sistema de transporte, los mismos que incluyen los costos de materiales e instalación tanto de tuberías, compresores y otros componentes. Costos de materiales de tuberías Para calcular los costos de las tuberías del Gasoducto Andino del Sur, se emplearon los costos unitarios determinados en el presente capítulo, y en base al diseño del sistema de transporte propuesto por el concesionario, se valorizó la inversión total en tuberías, la cual ascendió a US$ 360,2 millones. Tal como se muestra en el cuadro Nº 48.

Cuadro N° 48

Costo Total de Tuberías

Tramo Longitud (Km)Diámetro (pulg)

Costo MaterialUS$/(pulg‐m)

(MM US$)

Zona 1 Malvinas ‐ Chimparina 74 32'' 15.8 37.7Zona 1 Chimparina ‐ P.D. Quillabamba 59 32'' 15.8 29.9Zona 1 Quillabamba ‐ Urcos 197 32'' 15.8 99.7Zona 2 Urcos ‐Tinta 68 24'' 14.3 23.2Zona 3 Tinta ‐ Tejada 86 24'' 14.3 29.4Zona 3 Tejada ‐ P.D. Arequipa 179 24'' 14.3 61.4Zona 2 Ramal Cusco 12 8'' 7.9 0.8Zona 3 Tramo Juliaca 139 8'' 7.9 8.7Zona 4 P.D. Arequipa ‐ Pampa Huagri 80 24'' 14.3 27.5Zona 4 Ramal Matarani 35 18'' 8.6 5.5Zona 4 Pampa Huagri ‐ P.D. Moquegu 87 22'' 11.5 22.0Zona 4 P.D. Moquegua ‐ P.D. Tacna 27 22'' 11.5 6.9Zona 4 Ramal Ilo 33 20'' 11.5 7.7

Total 1,076 360.2

VALORIZACION

Selva

Zona

Sierra

Costa

DATOS DEL PROYECTO KUNTURTramo

Costos de Materiales de Otros Componentes Los costos de materiales de otros componentes tales como: trampas de raspadores, válvulas, sistemas de protección catódica y otros componentes adicionales que forman parte del sistema de transporte se estimaron en 3% del costo de materiales, los cuales ascienden a US$ 10,8 millones. Este mismo porcentaje se utilizó en la metodología de ingeniería inversa para asignar el costo de otros componentes al costo calculado para los materiales en la asignación de costos efectuado. Los costos de instalación de los otros componentes del sistema, se encuentran dentro del costo de instalación calculados mediante la metodología empleada.


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Costos de Instalación del Sistema de Transporte Para calcular los costos de instalación del sistema de transporte del Gasoducto Andino del Sur, se emplearon los costos unitarios de instalación de tuberías calculadas anteriormente, valorizando los mismos en US$ 862,1 millones. Tal como se muestra en el cuadro Nº 49. Es importante precisar que de acuerdo a la metodología de ingeniería inversa empleada para obtener dichos costos, estos incluyen todos los costos inherentes al sistema de transporte tales como: • Costos de desarrollo del proyecto. • Costos de instalación de los otros componentes tales como:

Trampas de raspadores, válvulas, protección catódica. • Costos de derechos de vía (servidumbre). • Costos de cruces especiales (quebradas, ríos, carreteras, etc.). • Costos de comunicaciones (sistema SCADA,

telecomunicaciones). • Otros costos indirectos (supervisión, administración, obras

civiles, transporte de materiales y equipos, pruebas etc.).

Cuadro N° 49 Costo Total de Instalación de Tuberías


Costo Instalación

(MM US$)

Zona 1 Malvinas ‐ Chimparina 74 32'' 51.9 123.7Zona 1 Chimparina ‐ P.D. Quillabamba 59 32'' 51.9 98.0Zona 1 Quillabamba ‐ Urcos 197 32'' 51.9 327.5Zona 2 Urcos ‐Tinta 68 24'' 26.0 42.1Zona 3 Tinta ‐ Tejada 86 24'' 26.0 53.4Zona 3 Tejada ‐ P.D. Arequipa 179 24'' 26.0 111.5Zona 2 Ramal Cusco 12 8'' 26.0 2.5Zona 3 Tramo Juliaca 139 8'' 26.0 28.8Zona 4 P.D. Arequipa ‐ Pampa Huagri 80 24'' 13.0 25.0Zona 4 Ramal Matarani 35 18'' 13.0 8.3Zona 4 Pampa Huagri ‐ P.D. Moquegu 87 22'' 13.0 24.9Zona 4 P.D. Moquegua ‐ P.D. Tacna 27 22'' 13.0 7.8Zona 4 Ramal Ilo 33 20'' 13.0 8.7

Total 1,076 862.1

VALORIZACION (MM US$)

Selva

Sierra

ZonaDATOS DEL PROYECTO KUNTUR

Costa

Tramo

En los cuadros Nº 50, Nº 51 y Nº 52 se muestra la valorización de las tuberías realizadas por Osinergmin y su comparación con lo propuesto por Kuntur, el cual incluye materiales e instalación.


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Cuadro N° 50 Costo Total de Tuberías (Osinergmin vs Kuntur)


Materiales Instalación Total Zona Total Tramo

Zona 1 Malvinas ‐ Chimparina 74 32'' 37.7 123.7 161.4Zona 1 Chimparina ‐ P.D. Quillabamba 59 32'' 29.9 98.0 127.9Zona 1 Quillabamba ‐ Urcos 197 32'' 99.7 327.5 427.2Zona 2 Urcos ‐Tinta 68 24'' 23.2 42.1 65.3Zona 3 Tinta ‐ Tejada 86 24'' 29.4 53.4 82.8Zona 3 Tejada ‐ P.D. Arequipa 179 24'' 61.4 111.5 172.9Zona 2 Ramal Cusco 12 8'' 0.8 2.5 3.2Zona 3 Tramo Juliaca 139 8'' 8.7 28.8 37.5Zona 4 P.D. Arequipa ‐ Pampa Huagri 80 24'' 27.5 25.0 52.5Zona 4 Ramal Matarani 35 18'' 5.5 8.3 13.8Zona 4 Pampa Huagri ‐ P.D. Moquegu 87 22'' 22.0 24.9 46.8Zona 4 P.D. Moquegua ‐ P.D. Tacna 27 22'' 6.9 7.8 14.6Zona 4 Ramal Ilo 33 20'' 7.7 8.7 16.3

1,076 360.2 862.1 1,222.2 1,222.2

716.5

361.7

144.0Costa

Total

Tramo ZonaDATOS DEL PROYECTO KUNTUR VALORIZACION (MM US$) ‐ OSINERGMIN

Selva

Sierra




Zona 1 Malvinas ‐ Chimparina 74 32'' 63.7 108.2 172.0Zona 1 Chimparina ‐ P.D. Quillabamba 59 32'' 50.5 87.6 138.1Zona 1 Quillabamba ‐ Urcos 197 32'' 168.2 254.3 422.5Zona 2 Urcos ‐Tinta 68 24'' 25.2 31.0 56.1Zona 3 Tinta ‐ Tejada 86 24'' 32.4 50.9 83.3Zona 3 Tejada ‐ P.D. Arequipa 179 24'' 66.8 99.7 166.4Zona 2 Ramal Cusco 12 8'' 1.1 4.4 5.5Zona 3 Tramo Juliaca 139 8'' 8.7 45.5 54.2Zona 4 P.D. Arequipa ‐ Pampa Huagri 80 24'' 22.0 37.9 59.9Zona 4 Ramal Matarani 35 18'' 5.8 13.3 19.1Zona 4 Pampa Huagri ‐ P.D. Moquegu 87 22'' 20.6 37.1 57.7Zona 4 P.D. Moquegua ‐ P.D. Tacna 27 22'' 6.3 12.3 18.6Zona 4 Ramal Ilo 33 20'' 6.7 13.4 20.1

1,076 477.9 795.6 1,273.5 1,273.5

365.6

175.3

732.6Selva

Sierra

Costa

Total

Tramo ZonaDATOS DEL PROYECTO KUNTUR VALORIZACION (MM US$) ‐ KUNTUR




Zona 1 Malvinas ‐ Chimparina 74 32'' 69% ‐13% 7%Zona 1 Chimparina ‐ P.D. Quillabamba 59 32'' 69% ‐11% 8%Zona 1 Quillabamba ‐ Urcos 197 32'' 69% ‐22% ‐1%Zona 2 Urcos ‐Tinta 68 24'' 9% ‐26% ‐14%Zona 3 Tinta ‐ Tejada 86 24'' 10% ‐5% 1%Zona 3 Tejada ‐ P.D. Arequipa 179 24'' 9% ‐11% ‐4%Zona 2 Ramal Cusco 12 8'' 50% 75% 69%Zona 3 Tramo Juliaca 139 8'' 0% 58% 44%Zona 4 P.D. Arequipa ‐ Pampa Huagri 80 24'' ‐20% 52% 14%Zona 4 Ramal Matarani 35 18'' 5% 61% 38%Zona 4 Pampa Huagri ‐ P.D. Moquegu 87 22'' ‐6% 49% 23%Zona 4 P.D. Moquegua ‐ P.D. Tacna 27 22'' ‐8% 59% 27%Zona 4 Ramal Ilo 33 20'' ‐13% 55% 23%

1,076 33% ‐8% 4% 4%

2%

1%

DIFERENCIAS OSINERGMIN ‐ KUNTUR (%)

Selva

Sierra

Costa

Total

22%

Tramo ZonaDATOS DEL PROYECTO KUNTUR

Adicionalmente, se está considerando un costo extra debido a la diferencia de longitudes entre los gasoductos de TGP y Kuntur, el cual considera actividades de traslado de materiales así como el grado de dificultad de transporte a las zonas selva, sierra y costa. Dicho costo extra asciende a US$ 30,82 millones. El detalle de dicho cálculo se muestra en el cuadro Nª 53.


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Cuadro N° 53 Costo Adicional por Mayor Distancia

Kuntur TGPSelva 330 211 119 14 1,673 10,000 16.73Sierra 483 307 176 14 2,462 5,000 12.31Costa 263 212 51 14 716 2,500 1.79Total 1,076 730 346 30.82

CargasCosto x Carga

(US$)Costo Total(MM US$)

Longitud de Ducto (Km)Tramo

Adicional (km)

Cargas/km

Costos de Estaciones de Compresión Los costos de materiales y de instalación del sistema de compresión inicial que corresponden al punto de recepción y transferencia del productor al concesionario, se estiman en base a los costos en los que está incurriendo TGP en su estación de compresión de Chiquintirca (Ayacucho). Dicha estación de compresión tiene una capacidad instalada de 72000 HP y la inversión aproximada es de US$ 150 millones, con lo que se obtiene un ratio de 2083 US$/HP. En base a los costos eficientes que se conocen en la industria del gas natural, este costo se desagrega en materiales e instalación, ascendiendo US$ 81,3 millones, de acuerdo a lo mostrado en el cuadro Nª 54. Como costos de compresión, Kuntur propone 2000 US$/HP con lo que el costo total asciende a US$ 78 millones, es decir el costo obtenido por OSINERGMIN resulta 4% superior a la propuesta.

Cuadro N° 54 Costos de Estación de Compresión Inicial

Potencia 39000 HPCosto 2,083 US$/HP

Materiales para Instalación 40% 833Equipos y Materiales 99% 820.8 32.01Terrenos 2% 12.5 0.49

Subtotal 32.50Construcción 60% 1250Instalación 60% 750.0 29.25Miscelaneos 40% 500.0 19.50

Subtotal 48.7581.25TOTAL (MMUS$)

Total (MMUS$)

Descripción % Cantidad % Costo Unitario

Estación de Compresion Inicial


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b) Costos Indirectos Los costos indirectos en los que se incurren para la evaluación del gasoducto en estudio en su mayor parte se encuentran dentro de los costos de instalación calculados anteriormente, sin embargo los costos indirectos no han sido considerados aún. En ese sentido, se considerarán los activos fijos no productivos, que según los balances de TGP se estiman en 2% de los costos de construcción del ducto y ascienden a 25,28 millones US$; además se reconoce un 1% de los costos de construcción del ducto como costos de desarrollo del proyecto, lo cual asciende a US$12,64 millones. Finalmente se consideran US$2,71 millones como costo indirecto debido al Line Pack. En el cuadro Nº 55 se detalla el cálculo del Line Pack, en el cual se asume una presión media de operación de 100 bar, y un costo estimado de gas natural de 2,50 US$/MMBTU.

Cuadro N° 55 Cálculo del Line Pack

Nominal Interno32'' 30.624'' 330 5,546,067 554,606,66524'' 22.75'' 412 3,817,203 381,720,29122'' 21'' 114 901,194 90,119,36820'' 19'' 33 215,881 21,588,08418'' 17.25'' 35 188,482 18,848,2218'' 7.981'' 151 171,845 17,184,513

1,084,067 mil pie3

2.50 US$/mil pie3

2.71 MMUS$Line Pack

Volumen de Gas

(pie3)

Volumen de

Ducto (pie3)

Volumen Total de Gas

Diámetro (pulg) Longitud (Km)

Precio del GN

Luego de determinar la valorización del gasoducto en estudio, se muestran los resultados obtenidos, así como su comparación con los propuestos por el concesionario, en el cuadro Nº 56. Debemos precisar que los costos obtenidos son los más aproximados en base a las fuentes con las que se cuenta en la actualidad, los cuales serán actualizados a una fecha cercana a la puesta en operación comercial.


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Cuadro N° 56 Capital de Inversión Inicial (Osinergmin vs Kuntur)

Materiales para InstalaciónTubería API 5L X70 360.2 462.8Otros (Trampas de raspadores, Válvulas, etc.) 10.8 15.0

Sub Total 371.0 477.9 29%ConstrucciónInstalación de tubería de acero 862.1 507.1Compensación por diferencia de Longitud 30.8Otros costos de construcción 303.9

Sub Total 892.9 810.9 ‐9%Sub Total Construcción de Ductos 1,263.9 1,288.8 2%Estación de Compresión InicialMateriales para Instalación 32.5 32.3Construcción 48.8 45.7Sub Total Estación de Compresión 81.3 78.0 ‐4%Costos Indirectos Activos fijos no productivos (AFNP) 25.3 68.3Otros (Costos de desarrollo, Line Pack y otros) 15.3 143.0Sub Total Costos Indirectos 40.6 211.4 420%Total Capital de Inversión Inicial 1,385.7 1,578.2 14%

KUNTUR %

CAPITAL DE INVERSION INICIAL (MMUS$)

Descripción OSINERGMIN

El costo propuesto por Kuntur como Capital de Inversión Inicial ascendente a US$ 1578,17 millones, superior en 14% al estimado por OSINERGMIN que es de US$1385,73 millones.

6.1.3 Capital de Inversión de Nuevas Instalaciones Con la finalidad de ampliar la capacidad del sistema de transporte, para satisfacer demandas futuras, el concesionario plantea inversiones adicionales, de acuerdo al detalle mostrado en el cuadro Nº 57.

Cuadro N° 57 Capacidad de Compresión Adicional

Estación de Compresión 2017 2025 Total EC1 6000 6000 12000EC2 9000 12000 21000EC3 12000 9000 21000EC4 21000 21000Potencia Incremental 27000 48000 75000

Plan de Expansiones en Compresión

En el cuadro Nº 58 se presenta la valorización comparada de la capacidad de compresión adicional, el cual constituye el capital de nuevas inversiones.


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Cuadro N° 58 Capital de Nuevas Inversiones

Estación de Compresión 2017 2025 Total EC1 12.50 12.50 25.00EC2 18.75 25.00 43.75EC3 25.00 18.75 43.75EC4 43.75 43.75Total OSINERGMIN (MM US$) 56.25 100.00 156.25Total KUNTUR (MM US$) 54.00 96.00 150.00Diferencia (%) ‐4% ‐4% ‐4%

Nuevas Inversiones en Compresión (MM US$)

Se observa que lo propuesto por Kuntur resulta menor en 4% respecto al costo estimado por OSINERGMIN.

6.1.4 Capital de Inversión Total En el cuadro Nº 59 se presenta el Capital de Inversión Total, el cual considera las inversiones iniciales así como las nuevas inversiones que serán necesarias para satisfacer demandas futuras. En dicho cuadro, se aprecia que la propuesta de Kuntur es superior en 12% al valor estimado por OSINERGMIN:

Cuadro N° 59 Capital de Inversión Total (Osinergmin vs Kuntur)

Capital de Inversión Inicial Contrucción de ductos 1,263.9 1,288.8Estaciones de compresión 81.3 78.0Costos Indirectos 40.6 211.4

Sub Total 1,385.7 1,578.2 14%Capital de Nuevas Inversiones Nuevas inversiones en compresión 156.3 150.0

Sub Total 156.3 150.0 ‐4%

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$) 1,542.0 1,728.2 12%


Descripción OSINERGMIN KUNTUR %

6.2 Evaluación de la Propuesta del Consultor – Quantum S.A.C. Para la revisión de la propuesta tarifaria de Kuntur, se contrato a la empresa Quantum S.A.C. para que apoye en la revisión de los costos propuestos y presente una propuesta de costos de inversión, de operación y mantenimiento eficientes para el sistema de transporte en estudio.


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6.2.1 Propuesta de Costos de Inversión

La metodología aplicada por el consultor se basó en un análisis de eficiencia comparada que incluye un estudio de Benchmarking de eficiencia media y el cálculo de ratios típicos de la industria. La técnica de eficiencia promedio más comúnmente empelada es la estimación de funciones de inversión a través del método de mínimos cuadrados ordinarios; y para lograr un mayor detalle se analizaron por separado las inversiones destinadas a materiales y las destinadas a instalación (incluyendo los otros componentes de la inversión dentro de la instalación). Para el análisis se seleccionó una muestra de 90 gasoductos de varios estados de Estados Unidos y construidos en los últimos años procurando tener la mayor heterogeneidad posible; considerando la inversión total desagregada en materiales y en instalación. En el análisis se fija como año base el 2009 y como moneda base el dólar estadounidense, es así que a efectos de reajustar lo obtenido en el benchmarking efectuado para el ajuste del costo del material, se empleó un índice de precio de tuberías de la industria norteamericana, en tanto que para el ajuste del costo de instalación y otros se utilizó el índice de precios de productores de ese país. Como resultado de la evaluación, el consultor presenta el cuadro Nº 60 en donde compara los valores propuestos por Kuntur y los valores estimados de acuerdo a su metodología.

Cuadro N° 60

Inversión Propuesta y Estimada por Tramos

Material Instalación Material Instalación Material InstalaciónMalvinas - Chimparina 63.75 108.22 38.46 72.96 66% 48%Chimparina - P.D. Quillabamba 50.47 87.65 31.14 60.84 62% 44%Quillabamba - Urcos 168.23 254.29 93.14 156.08 81% 63%Urcos -Tinta 25.18 30.95 22.91 50.56 10% -39%Tinta - Tejada 32.37 50.93 28.43 60.87 14% -16%Tejada - P.D. Arequipa 66.76 99.65 55.52 108.23 20% -8%Ramal Cusco 1.13 4.36 0.93 4.32 22% 1%Ramal Juliaca 8.72 45.52 8.55 29.25 2% 56%P.D. Arequipa - Pampa Huagri 21.96 37.95 26.76 57.78 -18% -34%Ramal Matarani 5.76 13.29 8.29 22.83 -31% -42%Pampa Huagri - P.D. Moquegua 20.56 37.09 25.33 56.44 -19% -34%P.D. Moquegua - P.D. Tacna 6.30 12.32 8.81 22.76 -29% -46%Ramal Ilo 6.69 13.41 9.21 24.28 -27% -45%TOTAL 477.87 795.63 357.48 727.22 34% 9%

Valores Propuestos (MM US$) Valores Estimados (MM US$) Diferencias (%)Tramo

De los resultados el consultor concluye que el costo de materiales propuesto está sobrevaluado, en cambio, sí reconoce que al aplicar el modelo de cálculo no se recogen los efectos de la geografía al estimar los costos de instalación, por lo que se deberán aplicar factores de ajuste en función al grado de dificultad de acceso a cada zona. Para obtener los factores de ajuste se aplicó la misma metodología utilizada anteriormente.


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Sin embargo, en el caso de los materiales no se encontró ninguna correlación válida, por lo que se aceptaron los resultados del modelo aplicado; en cambio en el caso de los costos de instalación, sí se encontró una correlación válida entre la inversión de TGP y lo estimado por el modelo aplicado. Dichos resultados se muestran en el cuadro Nº 61.

Cuadro N° 61 Obtención de los Factores de Ajuste por Zonas

Tramo Zona Inversión TGP Inversión Estimada Coeficiente

TGP1 Selva 325.42 164.64 1.976

TGP2 Sierra 177.55 165.02 1.076

TGP3 Costa 45.98 92.41 0.498

Instalación y Otros (MM US$)

Los factores de ajuste son similares a los propuestos por OSINERGMIN en la metodología de ingeniería inversa para la asignación de costos del gasoducto de TGP. En el cuadro Nº 62 se muestran los resultados de los costos de instalación estimados por el consultor, aplicando los factores de ajuste de acuerdo a la zona, en comparación con los propuestos por Kuntur.

Cuadro N° 62 Costos de Instalación Propuestos y Estimados con Reajuste

Propuesto Est. Reajustado %Malvinas - Chimparina 108.22 144.20 -25%Chimparina - P.D. Quillabamba 87.65 120.26 -27%Quillabamba - Urcos 254.29 308.49 -18%Urcos -Tinta 30.95 54.40 -43%Tinta - Tejada 50.93 65.50 -22%Tejada - P.D. Arequipa 99.65 116.45 -14%Ramal Cusco 4.36 4.65 -6%Ramal Juliaca 45.52 31.48 45%P.D. Arequipa - Pampa Huagri 37.95 28.75 32%Ramal Matarani 13.29 11.36 17%Pampa Huagri - P.D. Moquegua 37.09 28.08 32%P.D. Moquegua - P.D. Tacna 12.32 11.33 9%Ramal Ilo 13.41 12.08 11%TOTAL 795.63 937.02 -15%

Tramo Costos de Instalación y Otros (MM US$)

Finalmente, en el cuadro Nº 63 se muestra un comparativo de los resultados obtenidos por el consultor en base al Benchmarking realizado y la metodología aplicada con los valores propuestos por Kuntur.

Cuadro N° 63 Comparativo de Costos Totales

Propuesto Estimado (%) Propuesto Estimado (%) Propuesto Estimado (%)477.87 357.48 34% 795.63 937.02 -15% 1,273.51 1294.50 -2%

Costo Total (MM US$)Costo de Materiales (MM US$) Costo de Instalación y Otros (MM US$)


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Adicionalmente a la evaluación en base al Benchmarking, el consultor presenta una evaluación del CAPEX en función de los costos unitarios de tuberías y de la instalación de las mismas, para lo cual, al igual que OSINERGMIN, evaluó las importaciones de tuberías realizadas en el Perú en los últimos años. En el cuadro Nº 64 se presenta la evaluación del gasoducto en estudio.

Cuadro N° 64

Costos de Inversión Estimados por el Consultor (MM US$)

Tramo Longitud (Km)

Diámetro (pulg)

Factor Ajuste

Material

Costo Material(USD/m)

Factor Ajuste

Instalación

Costo Instalación(USD/m)


Zona 1 Malvinas - Chimparina 74 32'' 1 628 1.98 1,520 47 113 159.9 709.8Zona 1 Chimparina - P.D. Quillabamba 59 32'' 1 628 1.98 1,520 37 89.6 126.7Zona 1 Quillabamba - Urcos 197 32'' 1 628 1.98 1,520 124 299.5 423.2Zona 2 Urcos -Tinta 68 24'' 1 348 1.08 552 23 37.3 60.7 324.0Zona 3 Tinta - EC3 60 24'' 1 348 1.08 552 21 33.1 54.0Zona 3 EC3 - Tejada 26 24'' 1 348 1.08 552 9 14.1 23.1Zona 3 Tejada - EC4 74 24'' 1 348 1.08 552 26 40.8 66.5Zona 3 EC4 - P.D. Arequipa 105 24'' 1 348 1.08 552 37 57.9 94.5Zona 2 Ramal Cusco 12 8'' 1 49 1.08 118 1 1.4 2.0Zona 3 Tramo Juliaca 139 8'' 1 49 1.08 118 7 16.4 23.2Zona 4 P.D. Arequipa - Pampa Huagri 80 24'' 1 348 0.50 255 28 20.4 48.3 137.2Zona 4 Ramal Matarani 35 18'' 1 197 0.50 170 7 6.0 13.0Zona 4 Pampa Huagri - P.D. Moquegua 87 22'' 1 304 0.50 226 26 19.6 46.1Zona 4 P.D. Moquegua - P.D. Tacna 27 22'' 1 304 0.50 226 8 6.1 14.4Zona 4 Ramal Ilo 33 20'' 1 261 0.50 198 9 6.6 15.3

1,076 408.8 762.1 1,170.9 1,170.9

Selva

Sierra

Costa

Total

Costos Unitarios (US$/m)

Tramo Zona

DATOS DEL PROYECTO KUNTUR VALORIZACION (MM US$)

Adicionalmente a los costos de instalación, el consultor reconoce el costo por derecho de vía propuesto por Kuntur, el mismo que asciende a US$ 24,3 millones; asimismo, los costos de desarrollo, que ascienden a US$ 61.5 millones. En el cuadro N° 65 se presenta un resumen de los costos de inversión inicial propuestos por el consultor.

Cuadro N° 65 Capital de Inversión Inicial Estimados por el Consultor (MM US$)

Capex Inversión Inicial (MMUS$)

KUNTUR Quantum Diferencia

Desarrollo 61.50 61.50Instalación de Pipeline 1,288.80 1,195.33 -7%

Materiales 477.87 408.83Instalación 810.93 786.50

Instalación de Compresión 78.00 65.33 -16%Materiales 32.30 34.05Instalación 45.70 31.28

Indirectos 149.80 149.80Instalación del Ducto 1,578.10 1,471.95 -7%

Finalmente, en el cuadro N° 66 se muestra un comparativo del Capital de Inversión Inicial propuesto por Kuntur, el estimado por OSINERGMIN y el propuesto por el consultor QUANTUM.


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Cuadro N° 66 Comparativo del Capital de Inversión Inicial (MM US$)

Capital de Inversión Inicial Contrucción de ductos 1,263.9 1,288.8 1,195.3Estaciones de compresión 81.3 78.0 65.3Costos Indirectos 40.6 211.4 211.3

Sub Total 1,385.7 1,578.2 1,472.0

Capital de Nuevas Inversiones Nuevas inversiones en compresión 156.3 150.0 125.6

Sub Total 156.3 150.0 125.6

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$) 1,542.0 1,728.2 1,597.6


Descripción OSINERGMIN KUNTUR QUANTUM

En la figura Nº 16, se muestran los resultados mostrados previamente comparados.

Figura N° 16 Comparativo del Capital de Inversión Total (MM US$)

CAPITAL DE INVERSION TOTAL(MM US$)

1 542

1 7281 598

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

OSINERGMIN KUNTUR QUANTUM

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

6.3 Costos de Operación y Mantenimiento – OPEX Los costos de operación y mantenimiento son los costos en los que se incurre para la prestación eficiente del servicio de transporte después de la puesta en operación comercial (POC), y están relacionados directamente con las actividades de operación y mantenimiento del sistema de transporte, la comercialización y la administración eficiente del sistema. Osinergmin ha efectuado un Benchmarking con sistemas de características similares para estimar estos costos.


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Kuntur, en su propuesta hace referencia al Benchmarking con proyectos similares llevados a cabo por TGP, Petroperú y otros empresas en donde estima que el costo de OyM fijo tiene un ratio de 4,1% del Capital de Inversión Inicial. Adicionalmente, estima un costo de OyM variable, el cual lo define como el costo del combustible necesario en las estaciones de compresión, el cual está en función del volumen de gas transportado. Asimismo, estima que el operador del sistema de transporte deberá considerar un 1% de la facturación anual como costos por pérdidas de gas natural y un 1% de la facturación anual como pago de la alícuota al organismo regulador, conforme lo establece el Reglamento de Transporte. En base a lo anterior, el Costo de OyM total está conformado por los costos de OyM fijos, los costos de OyM variables y los costos por pérdidas y alícuotas. Para el primer año de operación del sistema de transporte, Kuntur presenta un costo de OyM de US$ 74,0 millones, el cual va progresivamente en aumento. Para estimar los costos de OyM para el gasoducto en estudio, se consideró como referencia el caso de TGP, por las mismas razones establecidas anteriormente. De los balances financieros presentados por TGP durante los años del 2004 al 2008 se tienen los costos correspondientes a la operación y mantenimiento del gasoducto. En los cuadros Nº 67 y Nº 68 se muestra un resumen de los costos del servicio y el resumen de los gastos de administración declarados por TGP.

Cuadro N° 67

Costo del Servicio declarado por TGP (miles US$) CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

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

Cuadro N° 68

Gastos de Administración declarado por TGP (miles US$) CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

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


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En el análisis se consideraron solo los costos eficientes, tanto para el costo del servicio, como para los gastos de administración, lo cual se muestra en el cuadro N° 69.

Cuadro N° 69 Costos OyM Eficientes y Aceptados por OSINERGMIN (MM US$)

CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008COSTO DEL SERVICIO 5.8 34.5 52.8 57.4 57.7 Servicios de operación y mantenimiento 5.0 32.1 45.5 50.5 54.1 Seguros 0.8 1.7 2.0 2.3 2.2 Servicio de consultoría profesional 0.6 5.3 4.6 1.3GASTOS DE ADMINISTRACION 15.7 5.8 8.9 7.3 6.5 Consultoría profesional 6.3 2.6 5.4 3.8 2.6 Costos laborales 2.0 1.6 2.0 2.1 2.6 Asesoría legal 6.4 1.0 1.0 0.9 0.8 Impuestos a las transacciones financieras 1.0 0.6 0.5 0.6 0.5COSTO OyM EFICIENTES 21.5 40.3 61.6 64.7 64.2 Considerando que los costos en los que incurre TGP corresponden a ambos sistemas, es decir al sistema de transporte de gas natural y al sistema de transporte de líquidos de gas natural, en el cuadro Nº 70 se desagregan los costos de OyM para ambos sistemas, considerando que el sistema de gas natural representa el 69% del costo total, mientras que el sistema de líquidos representa el 31%.

Cuadro N° 70

Costos OyM de TGP por Sistema de Transporte (MM US$) CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Costo Total OyM de TGP 21.5 40.3 61.6 64.7 64.2 Servicios de operación y mantenimiento 5.0 32.1 45.5 50.5 54.1 Otros Costos OyM 16.5 8.2 16.2 14.2 10.0Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Costo Total OyM del Sistema de Transporte de Liquidos 6.7 12.5 19.1 20.1 19.9 Servicios de operación y mantenimiento 1.6 10.0 14.1 15.6 16.8 Otros Costos OyM 5.1 2.5 5.0 4.4 3.1 Finalmente, en base a los costos de OyM reconocidos para TGP, se efectuó una extrapolación en función de la longitud del gasoducto de Kuntur, resultando un factor de reajuste que solo afecta al costo de servicio de operación y mantenimiento. Los resultados obtenidos se presentan en el cuadro Nº 71, habiéndose considerado solamente el promedio de los costos del los años 2005 al 2008 por ser los más representativos.


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Cuadro N° 71 Costos OyM Totales estimados para Kuntur (MM US$) CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Longitud del Gasoducto de TGP (KM) 730.0 730.0 730.0 730.0 730.0Longitud del Gasoducto de KUNTUR (KM) 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4Factor de Reajuste 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5Costos Total OyM Reajustado par KUNTUR 16.5 38.4 57.4 61.2 62.0 Servicios de operación y mantenimiento 5.1 32.7 46.3 51.4 55.1 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Promedio 2005 ‐ 2008 54.7 En ese sentido, el OyM fijo a considerarse asciende a US$ 54,7 millones y representa el 3,95% del Capital de Inversión Inicial, por lo que en el análisis del flujo de caja se empleará dicho porcentaje. Por otro lado, el OyM variable corresponde al costo del combustible empleado en la operación de las estaciones de compresión y está en función de la potencia de compresión y el precio del gas natural, el cual se estima en 2,5 US$/KPC. Asimismo, se ha considerado un costo corresponde a la contribución al organismo regulador, que se estima en 1% de las ventas anuales.

6.4 Evaluación de la Propuesta del Consultor – Quantum S.A.C. Para la estimación de los costos de operación y mantenimiento del gasoducto en estudio, el consultor realizó un Benchmarking de costos de empresas de Estados Unidos, considerando 24 empresas durante el periodo 2001 – 2007. La estimación de dichos costos se efectuó mediante la metodología de mínimos cuadrados, utilizando una función de costos que tiene como variables: la longitud de las tuberías en km y el volumen anual en MMm3. Debido a las dificultades geográficas del presente proyecto, tal como se mencionó anteriormente, se aplicaron factores que recogen dichas dificultades. Se definió un Score, el cual es la relación entre los OPEX Propuestos Ajustados y los OPEX propuestos por Kuntur. El promedio del Score es de 60% en el periodo 2013 – 2038. Por último se calculó el Ajuste que se propone aplicar como una reducción de los OPEX propuestos, como uno menos el Score. Este ajuste refleja el porcentaje que se propone reducir a los costos propuestos por Kuntur. En el cuadro Nº 72 se muestran los resultados obtenidos.


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Cuadro N° 72 Costos OyM Propuestos por QUANTUM (MM US$)

Año Km Vol MMm3 OPEX Kuntur OPEX Propuestos

OPEX Propuestos Ajustados

Score Ajuste

2013 1076 97 17.60 10.73 12.99 74% 26%2014 1076 2713 75.24 33.93 41.07 55% 45%2015 1076 3440 76.76 36.84 44.58 58% 42%2016 1076 4009 77.96 38.84 47.01 60% 40%2017 1076 4099 83.81 39.14 47.37 57% 43%2018 1076 5060 85.83 42.10 50.95 59% 41%2019 1076 5103 85.92 42.22 51.10 59% 41%2020 1076 5620 87.02 43.66 52.84 61% 39%2021 1076 6109 88.02 44.93 54.38 62% 38%2022 1076 6183 88.18 45.12 54.61 62% 38%2023 1076 6651 89.16 46.27 56.01 63% 37%2024 1076 6725 89.33 46.45 56.22 63% 37%2025 1076 6764 100.07 46.54 56.33 56% 44%2026 1076 7240 101.06 47.65 57.67 57% 43%2027 1076 7303 101.20 47.79 57.85 57% 43%2028 1076 7389 101.42 47.99 58.08 57% 43%2029 1076 7852 102.35 49.01 59.32 58% 42%2030 1076 7924 102.50 49.16 59.50 58% 42%2031 1076 8414 103.52 50.20 60.75 59% 41%2032 1076 8809 104.39 51.00 61.72 59% 41%2033 1076 8785 104.30 50.95 61.67 59% 41%2034 1076 8785 104.30 50.95 61.67 59% 41%2035 1076 8785 104.30 50.95 61.67 59% 41%2036 1076 8809 104.39 51.00 61.72 59% 41%2037 1076 8785 104.30 50.95 61.67 59% 41%2038 1076 6595 78.25 46.14 55.84 71% 29%

Promedio 54.02 60% 40%

7. Determinación de la Tasa de Actualización En el Anexo 4 del presente informe se sustenta el cálculo con el cual se determina la tasa de actualización con el que se evaluará la tarifa para el presente gasoducto, dicha tasa ha sido establecida en 14.37%.

8. Determinación de las Tarifas Básicas Para establecer la tarifa básica por capacidad o Tarifa Firme se tiene como premisa que el Ingreso Total proveniente del servicio prestado debe ser igual al Costo del Servicio a lo largo del periodo de vida del sistema de transporte, dividiendo este valor entre la demanda total actualizada para finalmente definir dicha tarifa. El Costo del servicio está compuesto por la amortización de la inversión, los costos operativos, los intereses de la deuda y el impuesto a la renta. El Capital de Inversión debe ejecutarse en base a un programa de desembolsos, que de acuerdo a la propuesta del concesionario se da hasta con 5 años de


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anticipación a la Puesta en Operación Comercial del sistema de Transporte, es decir desde el año 2008 se vienen realizando inversiones. En el cuadro Nº 73 se presenta el programa de desembolsos en base a la estructura propuesta por el concesionario, en él se observa que hasta el año de la puesta en operación comercial, se invierte la mayor parte del capital. Asimismo, se prevé una primera ampliación para el año 2017 y una segunda ampliación en el año 2025.

Cuadro N° 73 Programa de desembolsos del proyecto

millón US$

Inversión Inicial 2008 ‐5 0.1% 0.8Año Operación 0 2009 ‐4 2.5% 34.6Compresión 81.3 2010 ‐3 23.1% 320.4Gasoductos 1263.9 2011 ‐2 22.5% 312.0

Otros 40.6 2012 ‐1 23.8% 329.2Total 1,385.7 millón US$ 2013 0 28.1% 388.8

2014 1 0% 0.0

Primera AmpliaciónAño Operación 4 millón US$Compresión 56.3 2014 1 0% 0.0Gasoductos 0.0 2015 2 10% 5.6

Otros 0.0 2016 3 40% 22.5Total 56.3 millón US$ 2017 4 50% 28.1

2018 5 0% 0.0

Segunda AmpliaciónAño Operación 12 millón US$Compresión 100.0 2022 9 0% 0.0Gasoductos 0.0 2023 10 10% 10.0

Otros 0.0 2024 11 40% 40.0Total 100.0 millón US$ 2025 12 50% 50.0

2026 13 0% 0.0

Programa de Desembolsos

Como parte de la determinación de la Tarifa Básica se ha generado un flujo de ingresos con la finalidad de cubrir los costos eficientes en los que se incurran para la prestación del servicio. Para dicho flujo se considera lo siguiente:

• Tiempo de vida esperado del proyecto: 25 años • Depreciación: En el periodo del proyecto • Tasa de Impuesto a la Renta: 30% • Costo de O&M fijo: 3.95% de la inversión • Tasa de actualización: 14,37% desagregado en 17,08% de Equity y

14,70% de deuda. • Porcentaje de deuda 40% y Capital propio 60%


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Como resultado del flujo de ingresos, en el cuadro Nº 74 se muestra el Costo del Servicio con valores actualizados y en el cuadro Nº 75 la demanda de capacidad actualizada, en base a lo cual se determina la Tarifa Básica Firme o de Capacidad mostrada en el cuadro Nº 76.

Cuadro N° 74 Costo del servicio

Inversión 1,770.8 50%O&M 473.1 13%Interés 668.8 19%IR 620.6 18%Total 3,533.3 100%

Costo del Servicio

Cuadro N° 75 Demanda

1,122,906 MMPCDemanda Actualizada

Cuadro N° 76 Tarifa Básica Firme

3.15 US$/mil PCTarifa Básica Firme

Para la determinación de las Tarifas Interrumpibles, se consideran los Factores de Carga de cada tipo de mercado, el eléctrico y el no eléctrico. El factor de carga del mercado eléctrico es de 70% y el del mercado no eléctrico es de 80%. En el cuadro Nº 77 se muestran las Tarifas Básicas firme e interrumpible obtenidas.

Cuadro N° 77 Tarifa Básica Firme

US$/mil PC US$/mil m3

3.15 111.124.50 158.743.93 138.90

Nota:

Para la Tarifa Interrumpible del GGEE se ha considerado un Factor de Carga de 70%

Para la Tarifa Interrumpible de Otros se ha considerado un Factor de Carga de 80%

Servicio FirmeServicio Interrumpible GGEEServicio Interrumpible Otros

Tarifas Básicas

En los cuadros Nº 78, Nº 79 y Nº 80 se presentan la comparación del Costo del Servicio, la Demanda Actualizada y las tarifas Básicas obtenidas por OSINERGMIN y las propuestas por el concesionario.


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Cuadro N° 78 Comparación Costo del Servicio

Concepto OSINERGMIN (14.37%) OSINERGMIN (15,8%) KUNTUR (15.8%) Dif(%)Inversión 2,440 2,250 2,144 13.8%

O&M 473 432 562 -15.8%IR 621 639 676 -8.2%

Total 3,533 3,321 3,382 4.5%

Costo del Servicio Actualizado y Comparado (MM US$)

Cuadro N° 79 Comparación Demanda Actualizada

OSINERGMIN (14,37%) OSINERGMIN (15,8%) KUNTUR (15.8%) Dif(%)

1,122,906 1,000,381 1,141,396 -1.6%

Demanda Actualizada y Comparada (MMPC)

Cuadro N° 80 Comparación Tarifas Básicas

OSINERGMIN (14,37%) OSINERGMIN (15,8%) KUNTUR (15.8%) Dif(%)3.147 3.320 2.963 6.2%

Tarifas Básicas Comparadas (US$ / mil PC)

OSINERGMIN ha establecido una tasa de 14,37% para los cálculos efectuados, con un Costo del Servicio actualizado de US$ 3533 millones. Para poder comparar dicho costo con el propuesto por Kuntur se ha hecho una simulación con la tasa de 15,8% (Propuesta por Kuntur), obteniéndose lo siguiente:

• Un Costo de Servicio de US$ 3533 millones, es decir 4,5% más que Kuntur.

• La demanda estimada por Osinergmin es -1,6% menor a la de Kuntur, lo

cual se debe a que Kuntur ha considerado a sus consumidores con un factor de carga de 100% y tasas de crecimiento mayores, obteniendo un mayor volumen.

• La tarifa básica por capacidad o tarifa firme, establecida por Osinergmin

asciende a 3,147 US$/mil PC, 6,2% mayor a la propuesta por Kuntur. En ese sentido, al haberse evaluado las tarifas a diferentes tasas de actualización, es necesario efectuar un análisis de sensibilidad de las tarifas respecto a la tasa, debido a que en su contrato Kuntur no tiene un esquema que le garantice la recuperación de sus inversiones, por lo que es necesario revisar dicha tasa en el momento de la puesta en operación comercial. En el cuadro Nº 81 y en la figura Nº 17, se muestran los resultados de dicho análisis.


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Cuadro N° 81 Análisis de sensibilidad de las Tarifas Básicas

TASA TB CapacidadTB Interrumpible

GGEETB Interrumpible

OtrosTB

Interrumpible 10% 1.942 2.774 2.428 2.96311% 2.158 3.083 2.698 2.96312% 2.390 3.414 2.988 2.96313% 2.638 3.769 3.298 2.96314% 2.903 4.147 3.629 2.96315% 3.184 4.549 3.980 2.96316% 3.482 4.974 4.353 2.96317% 3.797 5.424 4.746 2.96318% 4.128 5.897 5.160 2.96319% 4.476 6.394 5.595 2.963

Figura N° 17

Análisis de sensibilidad de las Tarifas Básicas Sensibilidad de la Tarifa Básica

0

1

2

3

4

5

6

7

10% 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 19%

US$

/ m

il PC

TB Capacidad TB Interrumpible GGEETB Interrumpible Otros TB Interrumpible Kuntur

En el anexo Nº 3, se muestra los datos y los resultados obtenidos en la determinación de las tarifas.

9. Recomendaciones Aprobar las tarifas propuestas con una Tasa de Actualización de 14,37%, sujeta a revisión antes de la entrada en operación comercial (POC) del proyecto, ello debido a la incertidumbre de la demanda y otros factores, con lo cual se disminuiría notablemente los riesgos involucrados en el proyecto.


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ANEXO N° 1

Información de Aduanas de Importación de Tuberías por parte de TGP y Perú LNG


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Cuadro N° 1 – Anexo Nº 1 Importaciones de Tuberías – TGP

Periodo mar‐02 may‐02 jul‐02 dic‐02 ene‐03 may‐03Empresa TGP TGP TGP TGP TGP TGPPaís Origen Argentina Argentina Brasil Brasil Brasil Brasil

Peso (Ton) 6,799 5,410 2,552 15,118 9,658 3,881FOB (US$/Ton) 744 791 856 743 766 758 762Flete 23 55 56 57 58 59 52Seguro 1 1 1 1 1 1 1CIF (US$/Ton) 768 848 913 801 826 818 815Advalorem 23 55 62 53 54 52 49Imp. Muni 16 17 20 17 17 17 17TOTAL (US$/Ton) 808 920 994 871 896 887 882

Promedio Ponderado

Figura N° 1 – Anexo Nº 1

Costos CIF de Importación de Tuberias de Acero - TGP2002 - 2003

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

mar-02 may-02 jul-02 sep-02 nov-02 ene-03 mar-03 may-03

(US$/Ton)

CIF (US$/Ton)


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Cuadro N° 2 – Anexo Nº 1 Importaciones de Tuberías – PERU LNG

Periodo dic‐07 feb‐08 mar‐08 may‐08 jun‐08 jul‐08 ago‐08 ago‐08 set‐08 oct‐08Empresa PERU LNG PERU LNG PERU LNG PERU LNG PERU LNG PERU LNG PERU LNG PERU LNG PERU LNG PERU LNGPaís Origen India India India India Italia Italia Italia India Italia IndiaPeso (Ton) 23,633 21,399 15,653 10,310 19,427 18,289 19,790 20,858 6,593 14,442FOB (US$/Ton) 1,422 1,405 1,623 1,305 1,101 1,069 1,066 1,275 998 1,275 1,268Flete 133 138 144 155 230 222 228 157 286 157 179Seguro 1 1 1 1 4 4 4 1 12 1 2CIF (US$/Ton) 1,555 1,543 1,767 1,461 1,335 1,295 1,298 1,433 1,296 1,433 1,449Advalorem 62 62 71 58 53 52 52 57 52 57 58Imp. Muni 32 32 37 30 28 27 27 30 27 30 30TOTAL (US$/Ton) 1,649 1,637 1,875 1,550 1,416 1,374 1,377 1,520 1,375 1,520 1,537

Promedio Ponderado

Figura N° 2 – Anexo Nº 1

Costos CIF de Importación de Tuberias de Acero - PERU LNG2007 - 2008

500

700

900

1 100

1 300

1 500

1 700

1 900

dic-07 feb-08 mar-08 may-08 jun-08 jul-08 ago-08 ago-08 set-08 oct-08

(US$/Ton)

CIF (US$/Ton)


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ANEXO N° 2

Índices PPI para el acero y las tuberías


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Cuadro N° 1 – Anexo Nº 2 Índice de Precios del Productor (PPI) - Acero

Series Id: PCU331111331111Industry: Iron and steel millsProduct: Iron and steel millsBase Date: 198206

Mes ‐ AñoPPI

del AceroFC Mes ‐ Año

PPIdel Acero

FC Mes ‐ AñoPPI

del AceroFC

Ene‐03 104.2 1.00 Ene‐06 149.80 1.44 Ene‐09 159.10 1.53Feb‐03 104.0 1.00 Feb‐06 149.70 1.44 Feb‐09 152.30 1.46Mar‐03 103.7 1.00 Mar‐06 149.80 1.44 Mar‐09 148.40 1.42Abr‐03 103.8 1.00 Abr‐06 151.30 1.45 Abr‐09 137.50 1.32May‐03 103.3 0.99 May‐06 153.40 1.47Jun‐03 102.9 0.99 Jun‐06 159.90 1.53Jul‐03 102.3 0.98 Jul‐06 167.50 1.61Ago‐03 102.3 0.98 Ago‐06 169.70 1.63Sep‐03 102.8 0.99 Sep‐06 174.50 1.67Oct‐03 104.4 1.00 Oct‐06 176.50 1.69Nov‐03 105.3 1.01 Nov‐06 167.90 1.61Dic‐03 106.7 1.02 Dic‐06 167.50 1.61Ene‐04 109.9 1.05 Ene‐07 163.50 1.57Feb‐04 116.0 1.11 Feb‐07 166.50 1.60Mar‐04 121.7 1.17 Mar‐07 170.30 1.63Abr‐04 129.8 1.25 Abr‐07 177.80 1.71May‐04 136.3 1.31 May‐07 181.00 1.74Jun‐04 134.8 1.29 Jun‐07 181.20 1.74Jul‐04 138.6 1.33 Jul‐07 180.20 1.73Ago‐04 144.4 1.39 Ago‐07 172.10 1.65Sep‐04 148.1 1.42 Sep‐07 168.30 1.62Oct‐04 150.6 1.45 Oct‐07 165.10 1.58Nov‐04 153.0 1.47 Nov‐07 168.40 1.62Dic‐04 153.8 1.48 Dic‐07 169.90 1.63Ene‐05 157.4 1.51 Ene‐08 171.50 1.65Feb‐05 157.9 1.52 Feb‐08 173.10 1.66Mar‐05 153.2 1.47 Mar‐08 182.10 1.75Abr‐05 151.3 1.45 Abr‐08 194.90 1.87May‐05 147.1 1.41 May‐08 213.50 2.05Jun‐05 141.5 1.36 Jun‐08 227.50 2.18Jul‐05 139.3 1.34 Jul‐08 232.30 2.23Ago‐05 133.7 1.28 Ago‐08 237.60 2.28Sep‐05 136.1 1.31 Sep‐08 231.20 2.22Oct‐05 140.6 1.35 Oct‐08 208.30 2.00Nov‐05 146.1 1.40 Nov‐08 191.30 1.84Dic‐05 146.1 1.40 Dic‐08 167.00 1.60


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Cuadro N° 2 – Anexo Nº 2 Índice de Precios del Productor (PPI) - Acero

Series Id: PCU333120333120Industry: Construction machinery manufacturingProduct: Construction machinery manufacturingBase Date: 198012

Mes ‐ AñoPPI

del AceroFC Mes ‐ Año

PPIdel Acero

FC Mes ‐ AñoPPI

del AceroFC



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Cuadro N° 3 – Anexo Nº 2 Índice de Precios del Productor (PPI) – Tubo de Acero

Series Id: WPS101706Group: Metals and metal productsItem: Steel pipe and tubeBase Date: 198206

Mes ‐ AñoPPI

de TuberíaFC Mes ‐ Año

PPIde Tubería

FC Mes ‐ AñoPPI

de TuberíaFC



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ANEXO N° 3

Determinación de las Tarifas Básicas


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Cuadro N° 1 – Anexo Nº 3 Programa de Inversiones

Año Año Operativo 1ra 2da 3ra Total

2008 ‐5 0.8 0.0 0.0 0.82009 ‐4 34.6 0.0 0.0 34.62010 ‐3 320.4 0.0 0.0 320.42011 ‐2 312.0 0.0 0.0 312.02012 ‐1 329.2 0.0 0.0 329.22013 0 388.8 0.0 0.0 388.82014 1 0.0 0.0 0.0 0.02015 2 0.0 5.6 0.0 5.62016 3 0.0 22.5 0.0 22.52017 4 0.0 28.1 0.0 28.12018 5 0.0 0.0 0.0 0.02019 6 0.0 0.0 0.0 0.02020 7 0.0 0.0 0.0 0.02021 8 0.0 0.0 0.0 0.02022 9 0.0 0.0 0.0 0.02023 10 0.0 0.0 10.0 10.02024 11 0.0 0.0 40.0 40.02025 12 0.0 0.0 50.0 50.02026 13 0.0 0.0 0.0 0.02027 14 0.0 0.0 0.0 0.02028 15 0.0 0.0 0.0 0.02029 16 0.0 0.0 0.0 0.02030 17 0.0 0.0 0.0 0.02031 18 0.0 0.0 0.0 0.02032 19 0.0 0.0 0.0 0.02033 20 0.0 0.0 0.0 0.02034 21 0.0 0.0 0.0 0.02035 22 0.0 0.0 0.0 0.02036 23 0.0 0.0 0.0 0.02037 24 0.0 0.0 0.0 0.02038 25 0.0 0.0 0.0 0.0

Programa de Inversiones


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Cuadro N° 2 – Anexo Nº 3 Costos de Operación y Mantenimiento

AñoO&M fijo

O&MVar

AlicuotaRegulador

O&MTotal

2008 0.0 0.0 0.0 0.02009 0.0 0.0 0.0 0.02010 0.0 0.0 0.0 0.02011 0.0 0.0 0.0 0.02012 0.0 0.0 0.0 0.02013 0.0 0.0 0.0 0.02014 54.7 4.9 3.0 62.62015 54.7 4.9 3.4 63.02016 54.7 4.9 3.5 63.12017 54.7 8.3 4.2 67.32018 57.0 8.3 4.3 69.52019 57.0 8.3 4.6 69.82020 57.0 8.3 5.1 70.42021 57.0 8.3 5.4 70.72022 57.0 8.3 5.8 71.12023 57.0 8.3 6.4 71.72024 57.0 8.3 7.0 72.22025 57.0 15.1 7.6 79.62026 60.9 15.1 8.2 84.12027 60.9 15.1 8.7 84.72028 60.9 15.1 9.2 85.12029 60.9 15.1 9.7 85.72030 60.9 15.1 9.8 85.72031 60.9 15.1 9.8 85.72032 60.9 15.1 9.8 85.72033 60.9 15.1 9.8 85.72034 60.9 15.1 9.8 85.72035 60.9 15.1 9.8 85.72036 60.9 15.1 9.8 85.72037 60.9 15.1 9.8 85.72038 60.9 15.1 9.8 85.7

COSTOS de OyM


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Cuadro N° 3 – Anexo Nº 3 Programa de Endeudamiento

1ra 2da 3ra Total

0.3 0.0 0.0 0.313.8 0.0 0.0 13.8128.2 0.0 0.0 128.2124.8 0.0 0.0 124.8131.7 0.0 0.0 131.7155.5 0.0 0.0 155.50.0 0.0 0.0 0.00.0 2.3 0.0 2.30.0 9.0 0.0 9.00.0 11.3 0.0 11.30.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 4.0 4.00.0 0.0 16.0 16.00.0 0.0 20.0 20.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.0

Programa de Endeudamiento


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Cuadro N° 4 – Anexo Nº 3 Programa de Amortizaciones de deuda

Año Año Operativo 1ra 2da 3ra Total Amortización

2008 ‐5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02009 ‐4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02010 ‐3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02011 ‐2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02012 ‐1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02013 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02014 1 22.2 0.0 0.0 22.2 22.22015 2 22.2 0.0 0.0 22.2 22.22016 3 22.2 0.0 0.0 22.2 22.22017 4 22.2 0.0 0.0 22.2 22.22018 5 22.2 1.1 0.0 23.2 23.22019 6 22.2 1.1 0.0 23.2 23.22020 7 22.2 1.1 0.0 23.2 23.22021 8 22.2 1.1 0.0 23.2 23.22022 9 22.2 1.1 0.0 23.2 23.22023 10 22.2 1.1 0.0 23.2 23.22024 11 22.2 1.1 0.0 23.2 23.22025 12 22.2 1.1 0.0 23.2 23.22026 13 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32027 14 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32028 15 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32029 16 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32030 17 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32031 18 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32032 19 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32033 20 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32034 21 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32035 22 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32036 23 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32037 24 22.2 1.1 3.1 26.3 26.32038 25 22.2 1.1 3.1 26.3 26.3

Programa de Amortizaciones de Deuda


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Cuadro N° 5 – Anexo Nº 3 Programa de Depreciación

Año Año Operativo 1ra 2da 3ra Total Depreciación

2008 ‐5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02009 ‐4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02010 ‐3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02011 ‐2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02012 ‐1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02013 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.02014 1 55.4 0.0 0.0 55.4 55.42015 2 55.4 0.0 0.0 55.4 55.42016 3 55.4 0.0 0.0 55.4 55.42017 4 55.4 0.0 0.0 55.4 55.42018 5 55.4 2.7 0.0 58.1 58.12019 6 55.4 2.7 0.0 58.1 58.12020 7 55.4 2.7 0.0 58.1 58.12021 8 55.4 2.7 0.0 58.1 58.12022 9 55.4 2.7 0.0 58.1 58.12023 10 55.4 2.7 0.0 58.1 58.12024 11 55.4 2.7 0.0 58.1 58.12025 12 55.4 2.7 0.0 58.1 58.12026 13 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82027 14 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82028 15 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82029 16 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82030 17 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82031 18 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82032 19 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82033 20 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82034 21 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82035 22 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82036 23 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82037 24 55.4 2.7 7.7 65.8 65.82038 25 55.4 2.7 7.7 65.8 65.8

Programa de Depreciaciones


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Cuadro N° 6 – Anexo Nº 3 Demanda de Capacidad

Año


Demanda Elect ‐Capacidad (MMPCD)

Total (MMPC)

2013 62 166 832042014 66 201 972122015 70 222 1065372016 74 247 1171132017 78 255 1214072018 87 280 1337342019 93 311 1474562020 98 356 1658152021 104 384 1781352022 109 416 1917632023 114 450 2059202024 119 486 2208692025 125 525 2372502026 131 565 2539302027 136 607 2710152028 141 651 2891792029 147 697 3077952030 148 702 3102502031 148 702 3102502032 148 702 3102502033 148 702 3102502034 148 702 3102502035 148 702 3102502036 148 702 3102502037 148 702 3102502038 148 702 310250


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Cuadro N° 7 – Anexo Nº 3 Programa de Consumo o de Volumen

Año


Demanda Elect ‐Volumen (MMPCD)

Total (MMPC)

2013 49 116 605012014 53 140 704452015 56 156 771172016 59 173 846712017 62 178 878352018 69 196 967802019 74 218 1066162020 79 249 1196552021 83 269 1284752022 87 291 1382192023 92 315 1483202024 95 340 1589482025 100 367 1706492026 105 395 1825252027 109 425 1946702028 113 456 2075782029 117 488 2208112030 118 491 2225722031 118 491 2225722032 118 491 2225722033 118 491 2225722034 118 491 2225722035 118 491 2225722036 118 491 2225722037 118 491 2225722038 118 491 222572

Total Nominal 2,467 9,196 4,256,9674.3


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ANEXO N° 4

Tasa de Actualización


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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0374-2009-GART

Tasa de Actualización: Tarifa del Sistema de Transporte

del Gasoducto Andino del Sur


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1. Resumen Ejecutivo De acuerdo a la revisión de la propuesta de Tasa de Actualización a ser empleada en la determinación de la Tarifa Básica del Sistema de Transporte del Gasoducto Andino del Sur, presentada por el concesionario, así como del análisis de nuestro consultor QUANTUM, se propone como Tasa de Actualización 14,37%. Cabe precisar que, considerando que la fecha de puesta en operación comercial del gasoducto andino del sur está programada para el 2013, (es decir dentro de cuatro años) el valor de la Tasa de Actualización que se fije durante este proceso regulatorio, estará sujeta a factores de actualización o factores de ajuste que serán aplicados en fecha próxima a la puesta en operación comercial, con la finalidad de que sea una tasa representativa del mercado en esa fecha. Los factores de actualización o ajuste deben estar relacionados con el beta del sector, la tasa de libre riesgo de USA, el riesgo país, la tasa de riesgo de mercado de USA, entre otros.

2. Objetivo

Revisar la propuesta de Tasa de Actualización presentada por la empresa Kuntur Transportadora de Gas S.A.C. (Kuntur) a ser empleada en la determinación de la Tarifa Básica del Sistema de Transporte del Gasoducto Andino del Sur, y definir la tasa de actualización que se empleará en la fijación de la Tarifa Básica.

3. Marco Legal

a) Capítulo Octavo del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por ductos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 081-2007-EM, publicado en el Diario Oficial El Peruano el 22.11.2007, en adelante el Reglamento.

b) Anexo E del Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma "Procedimiento para Fijación de Precios Regulados", aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N°775-2007-OS/CD, en adelante el Procedimiento.

4. Antecedentes

a) El artículo 134° del Reglamento, indica que la tasa de actualización utilizada para determinar la Tarifa Básica será de 12% real anual, sujeta a lo establecido en el Artículo 135°.

b) El artículo 135° del Reglamento, señala que “La Tasa de Actualización podrá ser modificada sobre la base de un promedio ponderado del retorno aplicable a cada fuente de fondos. Tales retornos serán determinados usando un modelo financiero tal como el “Capital Asset Pricing Model”. En general, el promedio


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ponderado del retorno de los fondos deberá ser calculado con referencia que refleje los estándares en la industria. Toda modificación de la Tasa de Actualización será aprobada por OSINERGMIN, con vigencia al inicio de un Período de Regulación.”

c) El día 08 de junio de 2009, la empresa Kuntur presentó a OSINERGMIN su

propuesta tarifaria, la cual incluye una propuesta de cambio de la Tasa de Actualización.

5. Análisis

A continuación se describen cada uno de los parámetros que componen el cálculo de la Tasa de Actualización propuesta, así como se explica el porqué algunos de los parámetros propuestos por Kuntur no deben ser incluidos en el cálculo de la citada tasa: a) Tasa libre de riesgo:

Se ha adoptado el rendimiento de Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de

Norteamérica a 30 años, debido a que la concesión del Gasoducto del Sur es por 25 años. El período seleccionado es a partir del año 1928 hasta 2008. (Mayor detalle en el anexo 1)

El promedio geométrico obtenido es de 5,45%. b) Prima Riesgo país:

Se ha adoptado el valor del Índice de Bonos de Mercados Emergentes (EMBI)

calculado por J.P. Morgan, que mide el diferencial de rendimientos contra bonos del tesoro de Estados Unidos de América, está expresado en puntos básicos, para el periodo 2000 - julio 2009, debido a que a partir de esa fecha el Perú reinició la etapa de emisión de Bonos12.(Mayor detalle en el anexo 2)

El EMBI para el periodo 2000 – Julio 2009 es de 374 puntos, o su equivalente de

3,74%. c) Riesgo de Mercado (Equity Risk Premiun):

Se ha calculado como la diferencia entre el rendimiento del mercado de USA

menos la tasa de libre riesgo de USA, evaluadas ambas para el mismo periodo de tiempo.

Se ha tomado el promedio aritmético del periodo que inicia el año 1928 y

culmina en julio de 2009. Este periodo es el recomendado por los especialistas, ya que abarca los ciclos económicos del mercado americano.

12 El Informe Final del Estudio sobre la Tasa de Actualización a emplear en la Actividad de distribución y transporte de gas natural, (EST/GRGN/002) desarrollado por la consultora Cosanac , menciona que hay dos formas de calcular la tasa de riesgo país, una de ellas es el EMBI.


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La tasa de Riesgo de Mercado obtenida es 5,65%, tal como se muestra a continuación

Tabla 1

Annual Returns on Investments in

Stocks T.Bonds Risk Premium1928-2008 11,09% 5,45% 5,65%

Arithmetic Average

Fuente: Damodarán, elaboración propia http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls

d) Coeficiente Beta de la industria: Se ha realizado el cálculo del costo del capital para la industria de transporte de gas natural, de acuerdo a lo indicado en el Informe Final del Estudio sobre la Tasa de Actualización a emplear en la Actividad de distribución y transporte de gas natural, (EST/GRGN/002) desarrollado por la empresa consultora Cosanac para OSINERGMIN, en él se señala que existen dos métodos alternativos:

d.1) Adoptar coeficientes Beta de la industria del transporte en otros países que tuvieran un sistema regulatorio similar. En Estados Unidos de Norteamérica el sistema de transporte de gas natural está totalmente desregulado debido a que existe una fuerte competencia, por ello, su beta no reflejaría el riesgo que tiene el servicio de transporte de gas natural en Perú.

d.2) Considerar que el riesgo de la industria de transporte es similar al de la industria

de distribución de gas natural de Estados Unidos de Norteamérica (USA), basada en el sistema de Costo de Servicio. Es decir que sugiere que el desarrollo actual de la industria de transporte de gas en el Perú puede ser semejante al de una industria de distribución de gas natural en Estados Unidos de Norteamérica. Este supuesto, permite emplear el beta de esta industria.

Para el presente análisis se ha tomado el segundo método, considerando que la industria de gas natural en Perú tiene el mismo riesgo de negocio que una firma de distribución de gas natural en USA, que equivale a una industria a la que se le asegura una tasa de rentabilidad por la venta de servicios de transporte de gas natural. Adicionalmente, señala el citado informe que el beta considerado para el transporte no debe incluir el ajuste por riesgo regulatorio de un sistema Price Cap, y que el riesgo por el servicio de transporte es menor al riego por el servicio de distribución. En base a lo explicado se procedió a tomar información de Damodaran para determinar el Beta de la industria de distribución de gas natural (utility) en USA, la información obtenida es del Beta del equity, luego se debe realizar un ajuste para calcular el Beta del activo:


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

Donde: Beta activo = Beta del activo Beta equity = Beta del equity D = Deuda E = Equity (Activos) Tc = Tasa imponible

El resultado es un beta del activo de 0,41 Adicionalmente, se hizo el mismo cálculo considerando la relación de empresas alcanzada por nuestro actual consultor, QUANTUM, las cuales, de acuerdo a su experiencia, son comparables con el sector que estamos analizando, adicionalmente, sugirió una metodología de cálculo del beta, la cual presentamos. El Beta de activos así obtenido es de 0,69. Finalmente, el beta calculado por nuestro consultor QUANTUM es de 0,74. (Ver anexo 3 para más detalles). Cada uno de estos coeficientes de beta se aprecia en la Tabla Resumen de Escenarios.

e) Riesgo devaluatorio:

El literal e) del Anexo 5 de la propuesta de Tarifa Inicial de Kuntur, incluye una prima por riesgo devaluatorio, vale decir por el riesgo de variación (incremento según el informe de Kuntur) del tipo de cambio. Esta prima no es de aplicación en el cálculo del Factor de Actualización debido a que las tarifas de transporte son fijadas en Dólares Americanos, en consecuencia no se ven afectadas por la variación del Tipo de Cambio. Cabe indicar además, que en la aplicación de la tarifa se empleará el tipo de cambio vigente al día 28 de cada mes para convertir la tarifa de Dólares Americanos a Soles. Por lo explicado, no corresponde incluir este concepto en el cálculo de la Tasa de Actualización.

f) Riesgo Comercial: El literal f) del Anexo 5 de la propuesta de Tarifa Inicial de Kuntur, incluye una prima por riesgo comercial, la cual, según indican en su informe, “…deberá reconocer principalmente el riesgo al que se encuentra expuesto el concesionario frente al recupero de la inversión, como consecuencia de la incertidumbre asociada a la proyección de la demanda”. Se argumenta en la propuesta tarifaria que al realizarse la proyección de demanda con una anticipación de más de cuatro años de la fecha estimada de Puesta en Operación Comercial del servicio, existen potenciales variaciones de


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la demanda real versus la proyectada que podría generar un impacto significativo en la economía del proyecto. Sobre este punto, cabe indicar que las posibles variaciones de demanda proyectada a ser empleadas en el cálculo de la Tarifa Inicial, serán ajustadas a través de un Factor de Actualización, directamente relacionado con la demanda en fecha próxima al inicio de Operación Comercial, cuando se tengan más elementos que permitan realizar una demanda que se ajuste mejor al escenario vigente en aquella época. En consecuencia no cabe considerar una prima de riesgo por dicha incertidumbre. Adicionalmente, se indica en el informe que existe incertidumbre en cuanto a la oferta de gas natural, y que por ello se debe incluir como parte del cálculo de la Tasa de Actualización. Este criterio no corresponde al cálculo de la Tasa, debido a que es un elemento que se debe abstraer del cálculo ya que el riesgo que debe reflejar la citada tasa es del giro del negocio en sí (transporte de gas natural por ductos), la incertidumbre o falta de certeza de la demanda de gas que tiene el concesionario, es ajeno al giro del negocio en sí y es un elemento distorsionador. Por otro lado, es impreciso afirmar que los proyectos de transporte que se encuentran dentro del mecanismo de la Garantía por Red Principal tienen una tasa de 12%, el artículo 134° del Reglamento, la cual es de aplicación general a cualquier servicio de transporte, no señala que sea sólo para los casos que se encuentren dentro del mecanismo de GRP, e indica que la tasa de actualización utilizada para determinar la Tarifa Básica será de 12% real anual, sujeta a lo establecido en el Artículo 135°. El beta del sector recoge todos estos riesgos propios del mismo. De lo explicado, se concluye que no corresponde aplicar una prima por riesgo comercial en el cálculo de la Tasa de Actualización, toda vez que en el cálculo de la tarifa en sí, se aplicará un Factor de Actualización de la demanda en fecha próxima a la Puesta en Operación Comercial del servicio.

g) Riesgo Regulatorio: El literal g) del Anexo 5 de la propuesta de Tarifa Inicial de Kuntur, incluye una prima por riesgo regulatorio, citando como principales argumentos el no contar con estabilidad jurídica ni tributaria. Sobre el particular, cabe indicar que con fecha 08.09.2009 el Estado peruano a través de Proinversión ha suscrito un convenio de estabilidad jurídica con Kuntur, por lo que el argumento citado carece de sustento. Adicionalmente, KUNTUR menciona como elemento de sustento para la inclusión de un factor de riesgo regulatorio, que el otorgamiento de la concesión de transporte no garantiza explosividad geográfica para el concesionario, cabe mencionar que en la mayoría de países no se otorga una exclusividad geográfica en el servicio de transporte de gas natural. En consecuencia la prima por riesgo regulatorio no es aplicable para el cálculo de la Tasa de Actualización.


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h) Riesgo de Liquidez: El literal h) del Anexo 5 de la propuesta de Tarifa Inicial de KUNTUR, incluye una prima por liquidez, y se argumenta que KUNTUR no cotiza en Bolsa, mientras que todas las empresas de USA sí lo hacen, y en consecuencia tienen más liquidez. Cabe indicar que la actual empresa de transporte de gas natural en Perú, TGP, cotiza en la Bolsa de Lima, y adicionalmente emite bonos, lo cual indica que el cotizar o no en Bolsa es una decisión que toma la empresa. Por ello, consideramos que no es aplicable la prima por riesgo de liquidez.

i) Prima por Tamaño: El literal i) del Anexo 5 de la propuesta de Tarifa Inicial de KUNTUR, incluye una prima por tamaño de la empresa, y se argumenta que existe un mayor riesgo asociado con el tamaño de la empresa, y que al tomar el beta de las empresas americanas y la prima de riesgo de mercado de USA, el reporte incluye a las 500 empresas más grandes de USA, cuyo riesgo es menor. Se ha incluido esta prima por tamaño.

j) Costo de la Deuda: Se han considerado dos escenarios, el primero es tomar como tasa de la deuda la suma del riesgo país y la tasa de libre riesgo de USA, obteniéndose un valor de 9,19%, de acuerdo a lo sugerido en el Informe Final del Estudio sobre la Tasa de Descuento a emplear en la Actividad de distribución y transporte de gas natural, (EST/GRGN/002) desarrollado por COSANAC. Adicionalmente, se ha incluido un premio de Riesgo de Crédito, a propuesta de nuestro consultor QUANTUM. El segundo escenario es tomar una tasa asociada a la tasa LIBOR más un Spread, para ello se revisó la Memoria Anual 2008 de TGP, donde se observa que la tasa más alta de financiamiento que tienen es la Tasa Libor a seis meses, más un Spread de 3.9%. En consecuencia como la actividad de TGP es de menor riesgo, debido a que cuenta con GRP, ya esta operativo, ya cuenta con contratos, etc. Se ha adicionado 2% sobre esta tasa máxima, por concepto de riesgo al proyecto de KUNTUR, debido a que no cuenta con los elementos que le reducen el riesgo a TGP.

6. Determinación Final de la Tasa de Actualización A continuación presentamos una tabla que resume los escenarios considerados para el cálculo de la Tasa de Actualización, así como la propuesta de KUNTUR. Se aprecia que el máximo valor calculado, es de 14,73%, propuesto por nuestro consultor QUANTUM.


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Finalmente, debemos indicar que al encontrarnos actualmente en un periodo de crisis económica a nivel mundial, y al existir la posibilidad que los parámetros considerados en el cálculo de la tasa de actualización sufran variaciones significativas desde la fecha de fijación de tarifas hasta la puesta en operación comercial del servicio (en cuatro años aproximadamente), se debe incluir factores de actualización a la citada tasa, los cuales serán calculados oportunamente por OSINERGMIN, en fecha previa a la puesta en operación comercial del servicio, de tal forma que refleje la realidad del riesgo del mercado en esa fecha.

Tabla 2

Concepto Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 QUANTUM Propuesta KUNTUR

Prima de Riesgo País (1) 3.74% 3.74% 3.74% 3.74% 3.74% 3.38%

Tasa Libre de Riesgo (2) 5.45% 5.45% 5.45% 5.45% 5.45% 6.32%

Prima de Riesgo de mercado (EE.UU.) (3) 5.65% 5.65% 5.65% 5.65% 5.65% 5.92%

Coeficiente BETA activos Corregido (EE.UU.) 0.406 0.406 0.692 0.692 0.739 0.80Equity Empresa 60% 60% 60% 60% 60% 60%Deuda Empresa 40% 40% 40% 40% 40% 40%Tasa impositiva (Promedio simple) 30% 30% 30% 30% 30% 30%

Coeficiente BETA empresas transporte del Perú 0.595 0.595 1.015 1.015 1.083 1.17

Prima por Tamaño 1.78% 1.78% 1.78% 1.78% 1.78% 1.09%Prima por riesgo Devaluatorio 0.90%Prima por Riesgo Comercial 1.50%Prima por Riesgo Regulatorio 1.00%Prima por riesgo de Liquidez 0.50%

Costo del Equity 14.33% 14.33% 16.70% 16.70% 17.08% 21.61%

Prima de Riesgo Pais ( Bono 30 años) 3.74% 3.74% 3.74%Tasa Libre de Riesgo 5.45% 5.45% 5.45%SS - Premio de Riesgo de crédito (Calificación BB-) 5.51% 5.51% 5.51%Tasa LIBOR + 6% (5) 11.30% 11.30% 10.21%

Costo de la Deuda 11.30% 14.70% 11.30% 14.70% 14.70% 10.21%

Costo capital nominal ( WACC) 11.76% 12.71% 13.18% 14.13% 14.37% 15.82%

(1) EBTI del 2000 a julio 2009 para escenario 1 y 2

(2) Promedio aritmetico de rendimiento de Bonos del Tesoro Americano Periodo 1928 - 2008

(3) Promedio aritmetico del periodo 1928 - 2008

En esl ultimo escenario se ha tomado el coheficiente Beta calculado por QUANTUM, así como el premio por riesgo crediticio sugerido por QUANTUM (5) Tasa Libor promedio a 6 meses mas margen de 6% (valor más alto de TGP + 2% por mayor riesgo crediticio)

(4) Beta tomado de la pagina web de Damodaran; en el escenario 1 y 2 en base solo a empresas de gas natural (utilities) y en el escenario 3 y 4 en base al dato de empresas alcanzado por QUANTUM, usando metodologia de consultor COSANAC.

Se observa además que la diferencia en el WAAC entre Kuntur y el resultado del escenario 3, es de aproximadamente 4 puntos, los cuales básicamente corresponden a la suma de todas las primas por riesgo propuestas por Kuntur y sustentadamente desestimadas en el presente informe. Finalmente, debido a la crisis económica a nivel mundial, y al existir la posibilidad de que los parámetros considerados en el cálculo de la tasa de actualización sufran variaciones significativas desde la fecha de fijación de tarifas hasta la puesta en operación comercial del servicio (en cuatro años aproximadamente), se deben incluir factores de actualización a la citada tasa, los cuales serán calculados oportunamente por OSINERGMIN, en fecha previa a la puesta en operación


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comercial del servicio, de tal forma que refleje la realidad del riesgo del mercado en esa fecha.

7. Conclusiones y Recomendaciones • La Tasa de Actualización propuesta por KUNTUR, es resultado de la aplicación

de una fórmula general que incluye varios elementos de riesgo para el cálculo de la tasa del Equity, que no son aplicables al presente proceso regulatorio, por lo que la Tasa de Actualización propuesta por el regulador resulta en 17,08%, versus 21,61% propuesta por KUNTUR.

• En el caso de la Tasa para la Deuda, se ha incorporado un premio por riesgo de

crédito, sugerido por nuestro consultor QUANTUM, que asciende a 5,51%, en consecuencia la tasa de la deuda es 14,70.

• La Tasa de Actualización Total es de 14,37%, versus 15,82% propuesta por

KUNTUR.

• Considerando que la fecha de Puesta en Operación Comercial del Gasoducto Andino del Sur está programada para el 2 013, (es decir dentro de cuatro años) el valor de la Tasa de Actualización que se fije durante el presente proceso regulatorio, estará sujeta a factores de actualización o factores de ajuste que serán aplicados en fecha próxima a la puesta en operación comercial, con la finalidad de que sea una tasa representativa del mercado en esa oportunidad.

• Los factores de actualización o ajuste estarán relacionados con el beta del sector,

la tasa libre de riesgo, el riesgo país, y la prima del mercado, entre otros.


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ANEXOS


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ANEXO 1

Tasa de Libre riesgo y Premio por Riesgo de Mercado de USA

Annual Returns on Investments inStocks - T.Bills

Stocks - T.Bonds

Stocks - T.Bills

Stocks - T.Bonds

Stocks T.Bills T.Bonds1928-2008 11,09% 3,79% 5,45% 7,30% 5,65% 2,29% 2,40%1959-2008 10,53% 5,39% 7,20% 5,14% 3,33% 2,39% 2,63%1999-2008 0,65% 3,18% 6,91% -2,53% -6,26% 6,36% 8,85%

Risk Premium

Geometric AverageStocks - T.Bills

Stocks - T.Bonds

1928-2008 9,07% 3,74% 5,19% 5,32% 3,88%1959-2008 9,12% 5,36% 6,84% 3,77% 2,29%1999-2008 -1,36% 3,16% 6,59% -4,53% -7,96%

Fuente: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls

Risk Premium Standard Error

Arithmetic Average


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ANEXO 2

Tasa de Riesgo país

Elaboración propia. Fuente: Blomberg, Reuters. Datos tomados del reporte elaborado por la Gerencia de Información y Análisis Económico - Subgerencia de Economía Internacional.


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ANEXO 3

Cálculo de Beta del sector

3.1 Aplicando metodología de cálculo de Beta propuesta por consultor COSANAC 3.1 a) Empleando sólo empresas pertenecientes al Natural Gas Utility

Compañía Simbolo Industria Beta Equity Total Debt Asset Eff Tax

RateBeta

ActivoAGL Resources ATG Natural Gas Utility 0,75 $2 254,00 $2 261,00 37,57% 0,46AmeriGas Partners APU Natural Gas Utility 0,85 $933,40 $1 548,90 1,03% 0,53Atmos Energy ATO Natural Gas Utility 0,65 $2 280,70 $2 122,10 35,83% 0,38Canadian Utilities 'B' CUX.TO Natural Gas Utility 0,20 $3 097,50 $4 796,10 31,72% 0,14Chesapeake Utilities Corp. CPK Natural Gas Utility 0,70 $116,60 $208,30 39,41% 0,52Corning Natural Gas Corp CNIG Natural Gas Utility 0,40 $16,90 $12,20 2,87% 0,17Energy West Inc. EWST Natural Gas Utility 0,65 $13,50 $32,90 28,70% 0,50Ferrellgas Partners L P FGP Natural Gas Utility 0,90 $1 163,20 $907,40 0,33% 0,40Laclede Group LG Natural Gas Utility 0,65 $607,10 $968,30 33,45% 0,46New Jersey Resources NJR Natural Gas Utility 0,70 $644,00 $1 531,40 38,79% 0,56Nicor Inc. GAS Natural Gas Utility 0,70 $866,80 $1 557,30 26,64% 0,50NiSource Inc. NI Natural Gas Utility 0,75 $6 689,30 $2 912,30 35,55% 0,30Northwest Nat. Gas NWN Natural Gas Utility 0,60 $660,10 $1 150,90 37,16% 0,44Pacific Northern Gas Ltd. PNG.TO Natural Gas Utility 0,45 $84,00 $47,60 17,97% 0,18Penn Octane Corp POCC Natural Gas Utility 0,60 $30,30 $23,30 0,00% 0,26Piedmont Natural Gas PNY Natural Gas Utility 0,70 $1 020,40 $2 267,20 32,96% 0,54RGC Resources Inc RGCO Natural Gas Utility 0,40 $37,00 $56,40 37,75% 0,28SMF Energy Corporation FUEL Natural Gas Utility 0,85 $28,60 $3,80 0,00% 0,10South Jersey Inds. SJI Natural Gas Utility 0,75 $476,30 $1 104,90 41,89% 0,60Southwest Gas SWX Natural Gas Utility 0,75 $1 413,20 $1 063,50 36,47% 0,41Star Gas Partners L P SGU Natural Gas Utility 1,25 $173,90 $155,30 4,85% 0,61UGI Corp. UGI Natural Gas Utility 0,75 $2 252,40 $2 513,60 23,76% 0,45WGL Holdings Inc. WGL Natural Gas Utility 0,75 $821,70 $1 546,80 39,09% 0,57Williams Partners LP WPZ Natural Gas Utility 0,85 $1 000,00 $604,30 0,00% 0,32Promedio $29 395,80

Promedio Ponderado 0,41Fuente Damodaran 3.1 b) Empleando empresas sugeridas por consultor QUANTM

Compañía Simbolo Industria Beta Equity Total Debt Asset Eff Tax

RateBeta

Activo

Dynegy Inc. 'A' DYN Natural Gas (Div.) 1,60 $5 990,00 $1 609,70 1,12% 0,34Eastern Amern Nat Gas Tr NGT Natural Gas (Div.) 0,45 $0,00 $150,20 0,00% 0,45El Paso Corp. EP Natural Gas (Div.) 1,35 $12 814,00 $4 957,30 32,19% 0,49Equitable Resources EQT Natural Gas (Div.) 1,15 $782,80 $4 108,90 45,23% 1,04Markwest Energy Partners LP MWE Natural Gas (Div.) 0,80 $552,70 $423,70 6,75% 0,36National Fuel Gas NFG Natural Gas (Div.) 0,90 $999,00 $2 402,60 39,53% 0,72Northwest Nat. Gas NWN Natural Gas Utility 0,60 $660,10 $1 150,90 37,16% 0,44ONEOK Inc. OKE Natural Gas (Div.) 0,90 $4 838,10 $2 859,30 37,71% 0,44ONEOK Partners LP OKS Natural Gas (Div.) 0,85 $2 717,30 $4 119,60 2,12% 0,52Pacific Northern Gas Ltd. PNG.TO Natural Gas Utility 0,45 $84,00 $47,60 17,97% 0,18Penn Octane Corp POCC Natural Gas Utility 0,60 $30,30 $23,30 0,00% 0,26Penn Virginia Corp. PVA Natural Gas (Div.) 1,40 $763,80 $970,10 37,54% 0,94Quest Resource Corp PETD Natural Gas (Div.) 1,45 $233,70 $8,20 0,00% 0,05Questar Corp. QRCP Natural Gas (Div.) 1,25 $1 383,10 $5 449,30 36,96% 1,08RGC Resources Inc RGCO Natural Gas Utility 0,40 $37,00 $56,40 37,75% 0,28Southwest Gas SWX Natural Gas Utility 0,75 $1 413,20 $1 063,50 36,47% 0,41Promedio $29 400,60

Promedio Ponderado 0,69Fuente Damodaran


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Cálculo de Beta del sector 3.2 Aplicando metodología de cálculo de Beta propuesta por consultor QUANTUM Datos empresas USA

Capitalización $29 401ba*Cap $21 713Beta asset 0,739

Company Name Ticker Symbol Industry Name Exchange

Code Market Cap 3-yr

Regression Beta

Eff Tax Rate

Market Debt to Capital

Beta esperado

Beta asset Ba*Cap Cap

Dynegy Inc. 'A' DYN Natural Gas (Div.) DYN $1 609,70 1,35 1,12% 78,82% 1,23 0,69 $ 1 113,64 $1 609,70Eastern Amern Nat Gas Tr NGT Natural Gas (Div.) NGT $150,20 -0,08 0,00% 0,00% 0,29 0,29 $ 43,14 $150,20El Paso Corp. EP Natural Gas (Div.) EP $4 957,30 1,25 32,19% 72,11% 1,17 0,78 $ 3 878,68 $4 957,30Equitable Resources EQT Natural Gas (Div.) EQT $4 108,90 0,9 45,23% 16,00% 0,93 0,86 $ 3 528,45 $4 108,90Markwest Energy Partners LP MWE Natural Gas (Div.) MWE $423,70 1,5 6,75% 56,61% 1,33 0,87 $ 368,83 $423,70National Fuel Gas NFG Natural Gas (Div.) NFG $2 402,60 0,88 39,53% 29,37% 0,92 0,78 $ 1 878,66 $2 402,60Northwest Nat. Gas NWN Natural Gas Utility NWN $1 150,90 0,32 37,16% 36,45% 0,55 0,45 $ 516,16 $1 150,90ONEOK Inc. OKE Natural Gas (Div.) OKE $2 859,30 0,91 37,71% 62,85% 0,94 0,68 $ 1 932,75 $2 859,30ONEOK Partners LP OKS Natural Gas (Div.) OKS $4 119,60 0,44 2,12% 39,74% 0,63 0,45 $ 1 869,67 $4 119,60Pacific Northern Gas Ltd. PNG.TO Natural Gas Utility PNG.TO $47,60 0,28 17,97% 63,83% 0,52 0,34 $ 16,40 $47,60Penn Octane Corp POCC Natural Gas Utility POCC $23,30 0,35 0,00% 56,53% 0,57 0,36 $ 8,50 $23,30Penn Virginia Corp. PVA Natural Gas (Div.) PVA $970,10 1,64 37,54% 44,05% 1,42 1,12 $ 1 082,12 $970,10Quest Resource Corp QRCP Natural Gas (Div.) QRCP $8,20 2,99 0,00% 96,61% 2,31 1,18 $ 9,65 $8,20Questar Corp. STR Natural Gas (Div.) STR $5 449,30 1 36,96% 20,24% 1,00 0,89 $ 4 832,55 $5 449,30RGC Resources Inc RGCO Natural Gas Utility RGCO $56,40 0,27 37,75% 39,61% 0,52 0,42 $ 23,44 $56,40Southwest Gas SWX Natural Gas Utility SWX $1 063,50 0,67 36,47% 57,06% 0,78 0,57 $ 610,53 $1 063,50

determinación preliminar de las tarifas iniciales del sistema de … · 2009-09-18 · para la...

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