FIJACIÓN PRELIMINAR DE LAS TARIFAS BÁSICAS DEL GASODUCTO ANDINO DEL SUR
Setiembre 2009
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Objetivo
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur
– Promover la participación de los agentes en el proceso de toma de decisiones de la regulación tarifaria, en un entorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normas derivadas de la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado.
– Presentar las premisas y resultados de la determinación preliminar de las Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur.
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Funciones de Osinergmin dentro del Subsector Gas Natural
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• Los Contratos de licencia para la explotación de hidrocarburos en los Lotes 88 y 56 son administrados por PERUPETRO.
ACTIVIDAD EXPLORACIÓN YEXPLOTACIÓN TRANSPORTE DISTRIBUCIÓN
NORMATIVA DGH DGH DGH
CONTRATANTE PERUPETRO DGH DGH
REGULADORA
OSINERGMIN OSINERGMIN
FISCALIZADOR OSINERGMIN
CONCESIONARIO PLUSPETROL TGP / KUNTUR CÁLIDDA / TRANSCOGAS
Funciones del Subsector Gas Natural
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Principios de Cálculo de la Tarifa de Transporte de Gas Natural
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur
¿Por qué Osinergmin fija la Tarifa en estos momentos?
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• El Contrato de Coneción establece en su cláusula 11.1 que Osinergmin debe establecer las tarifas de la concesión antes de la Puesta en Operación Comercial del proyecto.
• En el anexo 3-A del Contrato se establece que el concesionario debe presentar a Osinergmin hasta 8 meses antes su propuesta tarifaria, con lo cual se inicia el proceso de fijación tarifaria de acuerdo a los plazos establecidos en la normatividad respectiva.
• Las tarifas propuestas son PRELIMINARES, asimismo Osinergmin ha propuesto la aplicación de factores de actualización antes de la Puesta en Operación Comercial del proyecto, momento en el cual se espera que condiciones de incertidumbre presentes actualmente se atenúen o desaparezcan y disminuyan los riesgos con los que cuenta el proyecto hoy.
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Normas del Subsector Gas Natural • Ley Nº 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos.• Ley 27133: Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural.
– Reglamento de la Ley Nº 27133, aprobado por el Decreto Supremo Nº 040-99-EM.
– Existe Garantía de Recuperación del Costo Ofertado en la Licitación mediante la GRP (pago efectuado por los beneficiarios del proyecto)
• Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por el Decreto Supremo Nº 041-99-EM y reemplazado por el Decreto Supremo Nº 081-2007-EM.– No existe Garantía a la Recuperación de las Inversiones.– El Costo del Proyecto y la Tarifa Máxima es aprobada por el Regulador.
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Concesionario de Transporte• Plazo de Concesión: 20 a 60 años• Forma de Otorgamiento: Concurso Público o Solicitud de Parte• Características de la Actividad:
– El Concesionario brinda el servicio de transporte de gas y se compromete a custodiarlo. El Concesionario no Comercializa (Compra y Venta) el Gas Natural (no tiene propiedad sobre el Gas).
– Los Clientes compran el Gas Natural al Productor y lo entregan al Concesionario para que lo “lleve” hasta el “City Gate” de la Distribución.
– La Demanda de Gas Natural es incierta para el Transportista porque en el Periodo de Concesión desconoce todos los Clientes que podría tener. Además, si el Gas Natural no es rentable para el Cliente, el Transportista puede quedarse con el ducto sin llenar.
– Hay 2 tipos de Servicios: Firme o Interrumpible.• El Servicio Firme se paga por Capacidad Reservada en el Gasoducto.• El Servicio Interrumpible es el volumen transportado por encima de la Capacidad
Reservada. Está sujeto a corte según capacidad del ducto.
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Reserva deGas
Natural
Red Troncal deDistribución
Red de Transporte
De Gas NaturalSelva Sierra - Costa
- City Gate – Estación deRecepción y Regulación
del gas natural - Inicio del Sistemade Distribución delConcesionario de
DistribuciónBoca de pozoProducción
Transporte
Red Secundaria de
Distribución
•El concesionario de transporte de gas natural presta el servicio de transporte por ducto desde la Boca de Pozo del Productor hasta el punto de retiro del gas que solicite el consumidor o el distribuidor de gas natural.
•El solicitante del servicio de transporte, consumidor o distribuidor de gas natural, debe presentar al concesionario de transporte el Contrato de suministro de gas que tiene con el Productor.
•El concesionario de transporte factura por los servicios que presta (Firme o Interrumpible).
Distribución
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Principios Tarifarios del Reglamento• Objetivo de la Tarifa
– Generar un flujo de ingresos que cubra los costos eficientes;– Reproducir los resultados de un mercado competitivo;– Asegurar la operación segura y confiable;– No distorsionar las decisiones de inversión;– Ser eficiente en nivel y estructura;– Incentivar la reducción de costos y el desarrollo de los servicios.– La Tarifa es un Valor Máximo:
• Es decir, el Concesionario puede cobrar por debajo del valor autorizado debiendo informar su cuadro tarifario a todos los clientes y al Regulador.
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Objeto de la Tarifa: El Equilibrio Económico• Para determinar los Ingresos
intervienen:– Tarifa– Capacidad Vendida– Tasa de Actualización (WACC)
• Tasa del Capital Propio• Tasa de la Deuda• Porcentaje de Capital Propio y
Deuda respecto al Capital Total• Impuesto a la Renta
• Para determinar los Costos intervienen:
– Capital de Inversión (CI)– Programa de Amortización del CI– Costo de Operación y Mantenimiento
• Costos Fijos• Costos Variables• Aportes o Tasas de Regulación
– Tasa de Actualización (WACC).
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Ecuación Tarifaria de Corto Plazo
DEP = Depreciación Anual
WACC = Rentabilidad del Capital Invertido
IND = Inversión No Depreciada = Inversión Total -
O&M = Operación y Mantenimiento Anual (sin impuestos ni aportes)
Tareg=Tasa de Apo
DEP∑
rte al Regulador=1%
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1
Costo del ServicioTarifa de Corto Plazo Venta Anual
DEP WACC IND O & MCosto del Servicio( - Tareg )
=
+ × +=
13
Rentabilidad del Capital Invertido1
1
= +
=
Tcp = Tasa o Rentabilidad del Capital Propio (Equity)
Tde = Tasa del Capital Prestado (Deuda)
Tire = Tasa del Impuesto a la Renta (30%)
%CP
WACCdi Tcp x %CP Tde x ( - Tire ) x %DEWACCdiWACCai( - Tire )
= Porcentaje del Capital Propio = CP / (CP + DE)
%DE = Porcentaje del Capital Prestado = DE / (CP + DE)
WACCai = Rentabilidad del Capital Invertido antes de Impuestos
WACCdi = Rentabilidad del Capital Invertido después de ImpuestosSetiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur
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Determinantes del Capital Invertido
Tcp
Tde
CapitalPropio
Deuda
BonosUSA
BonosPerú
Riesgo de laActividad
(Beta)
RiesgosCrediticios
RiesgosRegulatorios
Prima deRiesgo
AltoEfecto
AltoEfecto
DependeDe
Revisión
Prima deRiesgo
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Ecuación Tarifaria: Corto vs Largo Plazo (1)
Años
C (US $)
D (m3)CMe (US$ / m3)
Tarifa Alta al Inicio
Tarifa Baja al Final
Costo Total
Demanda
Tarifa de Corto Plazo
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Ecuación Tarifaria: Corto vs Largo Plazo (2)
Años
C (US $)
D (m3)CMe (US$ / m3)
Costo Total
Demanda
Tarifa de Corto Plazo
Tarifa de Largo Plazo
Setiembre 2009 16Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur
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-
+
Ecuación Tarifaria: Corto vs Largo Plazo (3)
Años
C (US $)
D (m3)CMe (US$ / m3)
¿Quién garantiza que los Costos Medios de Corto Plazo (CMe CP) sean cubiertos con los Costos Medios de Largo
Plazo (CMe LP)?Costo Total
Demanda
Tarifa de Corto Plazo
Tarifa de Largo Plazo
Ganancia deLargo Plazo
Pérdida deCorto Plazo
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Esquemas Tarifarios en el Perú• Bajo Riesgo
– Garantía en la Recuperación de Inversiones
– Reconocimiento de Baja Tasa de Retorno del Capital
– No hay preocupación por Gas Transportado (ni la Reservas a Utilizar)
– Normativa: Ley 27133DS 040-99-EM
• Hay GRP• Hay Garantía de Capacidad al
Estado (hay retorno de inversiones)• El Costo y la Tarifa son producto de
una Licitación.
• Alto Riesgo:– No hay Garantía en la Recuperación
de Inversiones.– Se reconoce una Alta Tasa de
Retorno del Capital.– El Transportista se preocupa por el
Gas Transportado y por la ubicación de las Reservas Probadas.
– Normativa: DS 041-99-EMDS 081-2008-EM
• No hay GRP• El Inversionista define el tamaño del
Proyecto.• El Costo y la Tarifa es definida por el
Regulador.
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Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (con GRP)
( )( )1 1 +
=
=
+∑
TA = Tasa de Actualización = 12%
N = Vida Útil del Proyecto (25 a 30 años)
n = desfase entre el Valor de la Oferta y el Inicio de Operac
N
ii n
i
Costo del ServicioTarifa BaseCapacidad Garantizada
TA
ión
Según la Ley 27133 el Costo del Servicio es el Valor Ofertado por el Inversionista y la Capacidad Garantizada es la Capacidad que debe instalar el Inversionista en el tiempo que establece el Contrato.
Se puede decir que la Tarifa Base se calcula asumiendo que el gasoducto esta lleno (100% de uso) desde el Primer Día. La Tarifa Base requiere de la GRP para compensar los ingresos al Inversionista.
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Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (sin GRP)
( )( )1 1 +
=
=
+∑
TA = Tasa de Actualización = 12%
N
ii n
i
Costo del ServicioTarifa Re guladaDemanda Re al
TA
Según la Ley 27133 la Demanda Real (llamada también Capacidad Contratada) se revisa cada 2 años y se reajusta de tal forma que cuando la GRP sea igual a CERO la Tarifa Regulada será igual a la Tarifa Base.
En cada revisión tarifaria, sólo se observa el Periodo que falta por recuperar, es decir, si el Periodo de Vida Útil es 30 años y se encuentra en la 3ra revisión (ya pasaron 6 años) entonces el valor de “N”sería igual a 24 años.
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Pago del Ducto con la Ley 27133
Opción 1: Alto Riesgo-El Transportista se Preocupa por las Reservas (no hay Garantía del Estado)-Ducto según Demanda Real-Alta Volatilidad-Alta Tasa de Descuento (WACC)-Necesidad de Contratos “Ship or Pay”-Tarifa Alta de Transporte de GN-Alto Costo de la Energía Eléctrica-Mayor pago del Usuario Eléctrico
Opción 2: Bajo Riesgo-El Transportista no se Preocupa de las Reservas (hay Garantía del Estado)-Ducto Lleno = Demanda Real + GRP-No hay Volatilidad-Baja Tasa de Descuento (WACC)-No es indispensable Contratos “Ship or Pay”-Tarifa Baja de Transporte de GN-Bajo Costo de la Energía Eléctrica-Menor Pago del Usuario Eléctrico
GRP
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Balance Final de la GRP al Usuario Eléctrico
GRP
US$
Pago por Ducto Medio Lleno (GRP)
Ahorro por Energía Eléctrica
Ducto llenoAños
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Metodología y Resultados de la Determinación preliminar de las Tarifas Básicas
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Estimación de la Demanda
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Premisas de la Demanda
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• Mercado No Eléctrico• Residencial• Comercial• GNV• Industrial
• Mercado Eléctrico
• Ciudades consideradas:
• Cusco• Quillabamba• Arequipa• Moquegua
• Ilo• Matarani• Juliaca• Puno• Tacna
Metodología y Resultados delMercado No Eléctrico
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Premisas del Sector Residencial
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Consumo promedio: 17 m3/mes
Crecimiento de viviendas: 1,6% anual
Factor Clientes Anillados: 60%
Factor de Penetración: 70%
Periodo madurez: 10 años
Periodo de alcance anillados: 10 meses
Periodo alcance FP: 10 meses
Número de viviendas potenciales: Consumidores eléctricos(*) Excepto en Cusco y Quillabamba que se consideraron los consumidores de agua potable.
Resultados del Sector Residencial
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Número de consumidores al año 2038
LocalidadConsumidores Conectables
Consumidores Conectados
Quillabamba 4,582 3,208Cusco 23,007 16,105Puno 28,685 20,080Juliaca 34,878 24,414
Arequipa 160,236 112,165Matarani 8,632 6,042Moquegua 16,691 11,684
Ilo 19,723 13,806Tacna 60,352 42,246Total 356,785 249,749
Consumo total en cifras nominales: 36 747 MMPC
Premisas del Sector Comercial
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 29
Consumo promedio: 900 m3/mes
Crecimiento de viviendas: 3,5% anual
Factor Clientes Anillados: 60%
Factor de Penetración: 70%
Periodo madurez: 10 años
Periodo alcance anillados: 5 meses
Periodo alcance FP: 4 meses
Se consideró el número de negocios que consumen GLP y electricidad.
Resultados del Sector Comercial
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 30
Consumo total en cifras nominales: 71 224 MMPC
Número de comercios al año 2038
LocalidadComercios Conectables
Comercios Conectados
Quillabamba 101 71Cusco 1,367 957Puno 501 350Juliaca 698 488
Arequipa 3,204 2,243Matarani 173 121Moquegua 207 145
Ilo 279 195Tacna 703 492Total 7,232 5,062
Premisas del Sector GNV
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 31
Consumo promedio: 13,5 m3/d
Crecimiento de vehículos: 2,6% anual
Tasa de conversión de vehículos potenciales
Periodos Tasa Anual2013‐2018 2.00%2019‐2024 8.00%2024‐2034 10.00%2034‐2038 15.00%
Resultados del Sector GNV
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 32
Consumo total en cifras nominales: 92 488 MMPC
Vehículos convertidos al año 2038
Localidad TotalQuillabamba 434
Cusco 10,601Puno 1,110Juliaca 2,021
Arequipa 21,968Matarani 1,380Moquegua 4,462
Ilo 1,542Tacna 8,081Total 51,599
Premisas del Industrial
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 33
Considera a la industria:
•Minera•Pesquera•Cementera•Alimentos y bebidas•Textil
Analiza el consumo promedio de combustibles líquidos.
Minería55%
Pesca15%
Construcción civil9%
Transporte6%
Alimentos y bebidas4%
Energía3%
Instituciones públicas3% Textil
1%
Cemento1%
Ladrillos y refractarios
1%
Producción de acero1%
Otros1%
Consumo de Hidrocarburos Líquidos por tipo de Industria en la Región Sur - Año 2007
Minería
Pesca
Construcción civil
Transporte
Alimentos y bebidas
Energía
Instituciones públicas
Textil
Cemento
Ladrillos y refractarios
Producción de acero
OtrosTotal (100%) = 3 701 599 Barriles
Resultados del Sector Industrial
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Consumo total en cifras nominales: 783 026 MMPC
2006 2007 2006 2007
TECNOLOGICA DE ALIMENTOS 186,752 190,838 35.8% 34.5%CFG INVESTMENT 85,139 75,029 16.3% 13.6%PESQUERA HAYDUK 61,616 72,460 11.8% 13.1%PESQUERA RUBI 76,279 71,890 14.6% 13.0%AUSTRAL GROUP 31,425 69,993 6.0% 12.6%PESQUERA DIAMANTE 38,432 39,949 7.4% 7.2%PROCESADORA DE PRODUCTOS MARINOS 38,107 30,667 7.3% 5.5%DESEMBARCADERO PESQUERO ARTESANAL ILO 2,939 2,654 0.6% 0.5%PESQUERA SAN ANDRES DEL SUR 389 0 0.1% 0.0%
TOTAL PESCA 521,077 553,479 100.0% 100.0%
PorcentajeConsumo en BarrilesConsumidor
2006 2007 2006 2007
GLORIA 33,207 35,797 28.1% 27.0%RICO POLLO 24,663 30,071 20.9% 22.7%BACKUS Y JOHNSTON 11,053 16,536 9.4% 12.5%OMNIAGRO 11,711 12,924 9.9% 9.7%CÍA CERVECERA DEL SUR DEL PERU 10,661 10,191 9.0% 7.7%LAIVE 10,678 10,126 9.0% 7.6%ALICORP 6,368 6,178 5.4% 4.7%CORPORACION ADC 2,173 2,302 1.8% 1.7%DANPER AREQUIPA 0 2,182 0.0% 1.6%CORPORACION JOSE R. LINDLEY 4,144 1,801 3.5% 1.4%CONSORCIO PERU MURCIA 0 1,683 0.0% 1.3%ALIMENTOS PROCESADOS 1,718 1,656 1.5% 1.2%AZUCARERA CHUCARAPI PAMPA BLANCA 1,485 1,223 1.3% 0.9%FABRICA DE CHOCOLATES LA IBERICA 137 0 0.1% 0.0%
TOTAL ALIMENTOS Y BEBIDAS 117,997 132,669 100.0% 100.0%
PorcentajeConsumo en BarrilesConsumidor
2006 2007 2006 2007
MICHELL & CIA 20,317 18,724 35.7% 34.4%INCA TOPS 12,395 11,195 21.8% 20.6%INCALPACA TEXTILES 8,854 8,370 15.6% 15.4%PRODUCTOS DEL SUR 6,253 6,803 11.0% 12.5%MANUFACTURAS DEL SUR 3,380 3,516 5.9% 6.5%FRANKY Y RICKY 3,028 3,174 5.3% 5.8%CHACHANI TEXTILES INDUSTRIALES 2,344 2,447 4.1% 4.5%KERO PRODUCTOS PERUANOS DE EXPORTACIÓN 132 119 0.2% 0.2%COMPAÑIA DE EMPRENDIMIENTOS INKA 190 48 0.3% 0.1%
TOTAL TEXTIL 56,895 54,395 100.0% 100.0%
PorcentajeConsumo en BarrilesConsumidor
Pesqueras
Textil
Alimentos y bebidas
Resultados del Mercado No Eléctrico
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 35
Consumo total en cifras nominales: 992 909 MMPC
Año Demanda No Eléctrico ‐ Volumen (MMPCD) Demanda No Eléctrico ‐ Capacidad (MMPCD)
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 122 1522031 127 1582032 132 1652033 137 1712034 148 1842035 155 1942036 161 2022037 168 2102038 168 210
Total Nominal 2,720 3,399
Metodología y Resultados delMercado Eléctrico
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 36
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 37
Premisas del Mercado Eléctrico• Se utiliza un Modelo de Expansión
de la Generación Eléctrica considerando la instalación de Gasoductos.
• Considera el SEIN dividiéndolo en 3 zonas:
• Zona Norte: Desde Tumbes hasta Ancash.
• Zona Centro: Lima, Junín, Pasco, Ica y Huancavelica.
• Zona Sur: Cusco, Apurimac, Arequipa, Puno, Madre de Dios, Moquegua y Tacna.
Modelo General
Demanda
Demanda
Demanda
Hidro
Hidro
Hidro
Térmico OtrosTérmico GN
Térmico OtrosTérmico GN
Térmico OtrosTérmico GN
Línea EE
Línea EEAyacucho
Camisea
ZonaNorte
ZonaSur
ZonaCentro
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Premisas del Mercado No Eléctrico Modelo General
• Función Objetivo– Minimizar el Costo Total = Inversión + Operación
• Inversión– Centrales Hidro + Térmicas– Líneas Eléctricas– Gasoductos
• Se amplia según instalación de centrales
• Operación– Costos Variables más Racionamiento
• Restricciones– Reserva mínima.– Participación mínima de Hidroeléctricas.– La operación local está limitada por la línea eléctrica.
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 39
Hidrologías y Producción Hidráulica
Zona Periodo Promedio Máximo Mínimo Max/Prom Min/Prom Particip.Avenida 1,899 2,032 1,708 86 4.5% 107.0% 89.9% 17.6%Estiaje 1,216 1,541 939 132 10.8% 126.6% 77.2% 13.3%Total 3,116 3,566 2,713 190 6.1% 114.4% 87.1% 15.6%
Avenida 7,532 7,761 6,387 257 3.4% 103.0% 84.8% 69.8%Estiaje 6,702 7,592 4,940 571 8.5% 113.3% 73.7% 73.5%Total 14,233 15,338 11,327 776 5.5% 107.8% 79.6% 71.5%
Avenida 1,361 1,552 1,168 137 10.1% 114.0% 85.8% 12.6%Estiaje 1,202 1,278 1,152 33 2.7% 106.3% 95.8% 13.2%Total 2,563 2,803 2,333 158 6.2% 109.4% 91.0% 12.9%
Avenida 10,793 11,312 9,359 413 3.8% 104.8% 86.7% 100.0%Estiaje 9,120 10,322 7,061 659 7.2% 113.2% 77.4% 100.0%Total 19,913 21,629 16,419 1,016 5.1% 108.6% 82.5% 100.0%
Centro
Sur
Total
Estadísticos de la Producción Hidráulica Histórica por Hidrología (GW.h)Desviación Estándar
Norte
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1,96
41,
965
1,96
61,
967
1,96
81,
969
1,97
01,
971
1,97
21,
973
1,97
41,
975
1,97
61,
977
1,97
81,
979
1,98
01,
981
1,98
21,
983
1,98
41,
985
1,98
61,
987
1,98
81,
989
1,99
01,
991
1,99
21,
993
1,99
41,
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Hidrología
Producción de Hidroléctricas de la Zona Centro
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Fact
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Plan
ta
Hidrología
Producción de Hidroléctricas de la Zona Sur
Avenida Estiaje Total
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 40
C.E.MMBTU/MWh
TGN Malacas 4 EEPSA 88.70 GN4 12.109 18.2TGN Malacas 2 EEPSA 15.00 GN5 15.667 32.9TGN Malacas 1 EEPSA 15.00 GN5 16.106 33.8GD Tumbes 1 Electroperú 9.10 R6 0.195 123.0GD Tumbes 2 Electroperú 9.00 R6 0.208 131.2
GD Pacasmayo Man Pacasmayo 1.60 R6 0.226 142.6CT Piura R6 (GD) Egenor 22.20 R6 0.229 144.5
GD Chiclayo Egenor 24.10 R6 0.247 155.9GD Pacasmayo Sulzer Pacasmayo 23.00 R6 0.264 166.6
TV Trupal Trupal 13.90 R6 0.455 287.1GD Paita Egenor 8.80 D2 0.245 301.5
GD Sullana Egenor 10.30 D2 0.248 305.1TG Piura Egenor 21.30 D2 0.322 396.2
TG Chimbote Egenor 42.70 D2 0.342 420.8TG Trujillo Egenor 21.30 D2 0.360 443.0
TGN Malacas 3 EEPSA 14.70 D2 0.363 446.6TGN Aguaytía 2 Termoselva 88.10 GN3 11.323 13.6TGN Aguaytía 1 Termoselva 87.00 GN3 11.462 13.8
TGN Ventanilla CC Etevensa 215.65 GN2 6.981 10.8TGN Ventanilla CC Etevensa 223.20 GN2 7.051 10.9
Calana Egesur 25.30 GN1 7.993 12.4TGN Chilca 1 - TGN1 Enersur 174.00 GN1 9.372 14.5TGN Chilca 1 - TGN2 Enersur 174.00 GN1 9.372 14.5TGN Kallpa - TGN1 Globeleq 160.00 GN1 10.785 16.7
TGN Ventanilla 4 Etevensa 156.10 GN2 10.120 15.7TGN Ventanilla 3 Etevensa 159.22 GN2 10.157 15.7
Mollendo II Egasa 73.20 GN1 10.844 16.8TG Sta Rosa WTG Edegel 123.30 GN2 11.374 17.6TG Sta Rosa UTI Edegel 104.00 GN2 13.363 20.7
GD Pucallpa Wartsila Electro Ucayali 25.00 R6 0.198 124.9TV Shougesa Shougesa 64.50 R500 0.309 181.8GD Shougesa Shougesa 1.20 D2 0.209 257.2
Ilo 2 TV Carbón Enersur 141.80 Carbón 0.349 34.9Mollendo I Egasa 32.00 R500 0.207 121.8Chilina 1y2 Egasa 10.40 R500 0.212 124.8
Ilo TV 2, 3, 4 Enersur 150.20 R500 0.250 147.1Chilina TV 2y3 Egasa 16.90 R500 0.408 240.1Taparachi 1a6 San Gaban 4.50 D2 0.236 290.4
Moquegua Egesur 0.80 D2 0.242 297.8Bellavista 1a 4 San Gaban 3.30 D2 0.248 305.1
Dolorespata 1a7 Egemsa 11.80 D2 0.250 307.6Ilo 1 TG 1, 2 Enersur 72.70 D2 0.270 332.2Chilina CC Egasa 16.70 D2 0.278 342.1
Sur
Zona Propietario MW Combustible
Norte
Centro
CV(US$/MW.h)Central
Parque Térmico
C.T Kallpa TG2 con 192 MWC.T Chilca 1 TG3 con 193 MWC.T Oquendo con 30 MW
Nueva demanda eléctrica en la Zona Sur
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 41
Proyecto MW 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Tía María 120 0 0 0 70 0 0 0 0 0 50 0 0 0
Antapaccay 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ampliación Tintaya 126 0 6 0 0 120 0 0 0 0 0 0 0 0
Expansión SPCC 76 0 1 5 70 0 0 0 0 0 0 0 0 0Cerro Verde 60 0 0 0 0 60 0 0 0 0 0 0 0 0Quellaveco 100 0 0 0 0 0 0 100 0 0 0 0 0 0
Los Chancas 100 0 0 0 0 0 83 0 0 0 17 0 0 0Las Bambas 120 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0 0 0
Quechua 40 0 0 0 0 0 0 0 0 40 0 0 0 0Opaban 120 0 0 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0Total 862 0 7 5 140 180 83 100 120 40 187 96 106 117
Proyectos Mineros
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 42
Proyecto MW 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020La Joya 10 0 0 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Machupicchu 71 0 0 0 71 0 0 0 0 0 0 0 0 0Santa Teresa 110 0 0 0 0 0 0 110 0 0 0 0 0 0San Gabán I 120 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0 0 0
Pucara 130 0 0 0 0 0 0 0 0 130 0 0 0 0Tarucani I 49 0 0 0 0 49 0 0 0 0 0 0 0 0Tarucani II 49 0 0 0 0 0 49 0 0 0 0 0 0 0
Lluclla 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 180 0 0Lluta 114 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 114 0
Lluclla I 90 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 90Total 923 0 0 0 81 49 49 110 120 130 0 180 114 90
Nueva oferta hidráulica en la Zona Sur
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 43
Proyecciones Medias de la Demanda Eléctrica
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038Avenida 872 936 1,008 1,087 1,176 1,276 1,387 1,512 1,645 1,786 1,934 2,091 2,256 2,429 2,610 2,799 2,994 3,197 3,407 3,623 3,844 4,071 4,301 4,535 4,772 5,011Estiaje 877 942 1,014 1,094 1,183 1,284 1,396 1,521 1,655 1,796 1,946 2,104 2,270 2,444 2,626 2,815 3,012 3,217 3,427 3,645 3,867 4,095 4,327 4,563 4,801 5,041Total 875 939 1,011 1,091 1,180 1,280 1,391 1,517 1,650 1,791 1,940 2,098 2,263 2,436 2,618 2,807 3,003 3,207 3,417 3,634 3,856 4,083 4,314 4,549 4,787 5,026
Avenida 2,926 3,113 3,319 3,548 3,803 4,087 4,403 4,755 5,125 5,512 5,916 6,337 6,773 7,225 7,690 8,169 8,659 9,159 9,668 10,184 10,704 11,228 11,752 12,274 12,792 13,304Estiaje 2,944 3,131 3,339 3,570 3,826 4,111 4,429 4,783 5,155 5,545 5,952 6,375 6,814 7,268 7,737 8,218 8,711 9,214 9,726 10,245 10,769 11,295 11,822 12,348 12,869 13,384Total 2,935 3,122 3,329 3,559 3,815 4,099 4,416 4,769 5,140 5,528 5,934 6,356 6,794 7,247 7,714 8,194 8,685 9,187 9,697 10,215 10,737 11,262 11,787 12,311 12,831 13,344
Avenida 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 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 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 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 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 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
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 44
Proyección de la Potencia Instalada
2013 470 741 1,211 2,156 4,112 6,268 591 1,460 2,051 3,217 6,312 9,5292014 570 1,041 1,611 2,356 4,112 6,468 701 1,760 2,461 3,627 6,912 10,5392015 570 1,041 1,611 2,356 4,212 6,568 821 2,060 2,881 3,747 7,312 11,0592016 770 1,441 2,211 2,556 4,212 6,768 951 2,060 3,011 4,277 7,712 11,9892017 770 1,441 2,211 2,556 4,312 6,868 951 2,360 3,311 4,277 8,112 12,3892018 970 1,441 2,411 2,756 4,612 7,368 1,131 2,660 3,791 4,857 8,712 13,5692019 970 1,541 2,511 2,756 4,812 7,568 1,245 2,960 4,205 4,971 9,312 14,2832020 1,170 1,541 2,711 2,956 5,112 8,068 1,335 2,960 4,295 5,461 9,612 15,0732021 1,470 1,541 3,011 3,256 5,612 8,868 1,335 3,260 4,595 6,061 10,412 16,4732022 1,770 1,541 3,311 3,556 6,112 9,668 1,335 3,560 4,895 6,661 11,212 17,8732023 2,070 1,541 3,611 3,856 6,612 10,468 1,335 3,860 5,195 7,261 12,012 19,2732024 2,370 1,541 3,911 4,156 7,112 11,268 1,335 4,160 5,495 7,861 12,812 20,6732025 2,670 1,541 4,211 4,456 7,612 12,068 1,335 4,460 5,795 8,461 13,612 22,0732026 2,970 1,541 4,511 4,756 8,112 12,868 1,335 4,760 6,095 9,061 14,412 23,4732027 3,270 1,541 4,811 5,056 8,612 13,668 1,335 5,060 6,395 9,661 15,212 24,8732028 3,570 1,541 5,111 5,356 9,112 14,468 1,335 5,360 6,695 10,261 16,012 26,2732029 3,870 1,541 5,411 5,656 9,612 15,268 1,335 5,760 7,095 10,861 16,912 27,7732030 4,170 1,541 5,711 5,956 10,112 16,068 1,335 6,160 7,495 11,461 17,812 29,2732031 4,470 1,541 6,011 6,256 10,612 16,868 1,335 6,560 7,895 12,061 18,712 30,7732032 4,770 1,541 6,311 6,556 11,112 17,668 1,335 6,960 8,295 12,661 19,612 32,2732033 5,070 1,541 6,611 6,856 11,612 18,468 1,335 7,360 8,695 13,261 20,512 33,7732034 5,370 1,541 6,911 7,156 12,112 19,268 1,335 7,760 9,095 13,861 21,412 35,2732035 5,670 1,541 7,211 7,456 12,612 20,068 1,335 8,160 9,495 14,461 22,312 36,7732036 5,970 1,541 7,511 7,756 13,112 20,868 1,335 8,560 9,895 15,061 23,212 38,2732037 6,270 1,541 7,811 8,056 14,112 22,168 1,335 8,960 10,295 15,661 24,612 40,2732038 6,570 1,541 8,111 8,356 14,612 22,968 1,335 9,360 10,695 16,261 25,512 41,773
CENTRO
HIDRAULICA TERMICA
TOTAL SEIN
HIDRAULICA TERMICA TOTAL TOTAL AÑO
HIDRAULICA TERMICA TOTAL
NORTE
TOTAL TERMICA
SUR
HIDRAULICA
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 45
Proyección del consumo de GN en el Sur en el Mercado Eléctrico
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
(MMPCD)
Proyección de Consumo de Gas Natural en el SurGenerador Eléctrico
Media Max Mìn
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 46
Proyección total de la demanda
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
Demanda truncada por Límite del Gasoducto
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 47
Demanda Mercado No Eléctrico:
Capacidad: 1 ,1 TPCVolumen: 0,9 TPC
Demanda Mercado Eléctrico:
Capacidad: 4 ,8 TPCVolumen: 3 ,4 TPC
Total:
Capacidad: 5, 9 TPCVolumen: 4,3 TPC
20%
80%
Proyección total de la demanda truncada por condiciones de diseño
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 48
Proyección total de la demandaVolumen Capacidad
Osinergmin Kuntur Osinergmin Kuntur
Año Total (MMPCD) Total (MMPCD) Total Total
2013 166 37 228 472014 192 213 266 2952015 211 283 292 3912016 232 337 321 4672017 241 347 333 4792018 265 440 367 6112019 293 444 405 6162020 329 492 456 6852021 353 541 489 7532022 379 548 526 7622023 406 594 564 8262024 436 599 605 8332025 467 604 650 8402026 500 650 696 9052027 534 657 743 9122028 568 663 791 9202029 605 710 844 9862030 610 717 850 9952031 610 764 850 10612032 610 800 850 11122033 610 800 850 11122034 610 800 850 11122035 610 800 850 11122036 610 800 850 11122037 610 800 850 11122038 610 800 850 1112
Total Nominal 11,666 15,238 16,225 21,169
Demanda Actualizada
Osinergmin (14,37%) Kuntur (15,8%)1 122 906 MMPC 1 141 396 MMPC
Diferencia: -1,6%
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 49
Evolución de la Capacidad estimada
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)
Factor de Utilización Promedio: 55%
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 50
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
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
Demanda Elect ‐ Volumen (MMPCD)
5,6 TCF
Volumen de GN requerido por el proyecto
51
Estimación del Costo del Servicio
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur
Conformación del Costo del Servicio
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 52
CAPEX•Costos Unitarios
•Costos unitarios de tuberías
•Costos Unitarios de compresores
•Costos unitarios de otros componentes
•Capital de Inversión Inicial•Capital de Inversión de Nuevas Instalaciones
OPEX•Operacionales
• Servicios de operación y mantenimiento
• Seguros
• Servicio de consultoría profesional
•Administrativos
• Consultoría profesional
• Costos laborales
• Asesoría legal• Impuestos a las transacciones
financieras
CAPEX – Costos de Inversión - Tuberías
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 53
Costos CIF de Importación de Tuberias de Acero - TGP y PERU LNG2002 - 2008
500
700
900
1 100
1 300
1 500
1 700
1 900
mar-02
may-02
jul-02
dic-02
ene-03
may-03
dic-07
feb-08
mar-08
may-08
jun-08
jul-08
ago-08
ago-08
set-08
oct-08
(US$/Ton)
CIF (US$/Ton)
• Evaluación de los precios CIF de las tuberías importadas por TGP y PerúLNG
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 54
Evolución de Costos CIF de Tuberías
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
ene-
03
abr-0
3
jul-0
3
oct-0
3
ene-
04
abr-0
4
jul-0
4
oct-0
4
ene-
05
abr-0
5
jul-0
5
oct-0
5
ene-
06
abr-0
6
jul-0
6
oct-0
6
ene-
07
abr-0
7
jul-0
7
oct-0
7
ene-
08
abr-0
8
jul-0
8
oct-0
8
US$
/ To
n
Indice Material Indice Tubo Importaciones
CAPEX – Costos de Inversión - TuberíasOSINERGMIN
FOB 1,268Flete 179Seguro 2CIF 1,449Advalorem 0Imp. Municipal 29
Total 1,478
Componente
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 55
Nominal Normalizado OSINERGMIN3'' 3.5'' 16.664'' 4.5'' 23.736'' 6.625'' 41.738'' 8.625'' 62.8010'' 10.75'' 89.0412'' 12.75'' 109.0114'' 14'' 120.0216'' 16'' 137.6418'' 18'' 155.2620'' 20'' 229.0422'' 22'' 252.5324'' 24'' 343.1926'' 26'' 372.5528'' 28'' 401.9230'' 30'' 431.2832'' 32'' 506.0634'' 34'' 538.3836'' 36'' 621.04
Diámetro (pulg)
CAPEX – Costos de Inversión - Tuberías
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 56
Capacidad Instalada 72,000 HPCosto Total 150 MMUS$Costo Unitario 2,083 US$/HP
Estación de compresión de Chiquintirca ‐TGP
CAPEX – Costos de Inversión – Estaciones de Compresión
Benchmarking con compresores de TGP
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 57
CAPEX – Costos de Inversión – Inversión Inicial
Materiales para InstalaciónTubería API 5L X70 360.2 Otros (Trampas de raspadores, Válvulas, etc.) 10.8
Sub Total 371.0 ConstrucciónInstalación de tubería de acero 862.1 Compensación por diferencia de Longitud 30.8
Sub Total 892.9 Sub Total Construcción de Ductos 1,263.9 Estación de Compresión InicialMateriales para Instalación 32.5 Construcción 48.8 Sub Total Estación de Compresión 81.3 Costos Indirectos Activos fijos no productivos (AFNP) 25.3 Otros 15.3 Sub Total Estación de Compresión 40.6 Total Costo de construcción Inicial 1,385.7
Total (MMUS$)Descripción
CAPITAL DE INVERSION INICIAL
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 58
CAPEX – Costos de Inversión – Nuevas Instalaciones
Estación de Compresión 2017 2025 Total EC1 12.50 12.50 25.00EC2 18.75 25.00 43.75EC3 25.00 18.75 43.75EC4 43.75 43.75Total OSINERGMIN (MM US$) 56.25 100.00 156.25
Nuevas Inversiones en Compresión (MM US$)
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 59
Capital de Inversión Inicial Contrucción de ductos 1,263.9 1,288.8Estaciones de compresión 81.3 78.0Costos Indirectos 40.6 211.4
Sub Total 1,385.7 1,578.2 14%Capital de Nuevas Inversiones Nuevas inversiones en compresión 156.3 150.0
Sub Total 156.3 150.0 ‐4%
CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$) 1,542.0 1,728.2 12%
CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)
Descripción OSINERGMIN KUNTUR %
CAPEX – Costos de Inversión Total
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 60
CAPITAL DE INVERSION TOTAL(MM US$)
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$)
CAPEX – Costos de Inversión Total
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 61
OPEX – Costos de Explotación
• Costos de operación y mantenimiento
• Administración
• Comercialización
Se consideró como referencia a TGP
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 62
OPEX – Costos de Explotación
CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008COSTO DEL SERVICIO 19,217 74,239 94,840 102,957 109,388 Servicios de operación y mantenimiento 5,012 32,138 45,461 50,475 54,135 Depreciación 10,357 26,246 28,473 35,099 40,581 Servicios de comprensión 1,570 2,319 2,346 3,319 3,718 Contribuciones al organismo regulador 1,098 1,870 1,847 1,917 1,795 Seguros 760 1,749 2,009 2,349 2,170 Provisiones por litigios, sanciones e imprevistos de operación 8,055 7,731 2,785 2,357 Servicio de consultoría profesional 649 5,301 4,564 1,346 Otros 420 1,212 1,672 2,449 3,286
CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008GASTOS DE ADMINISTRACION 20,330 10,551 13,080 11,249 11,648 Consultoría profesional 6,300 2,624 5,371 3,765 2,601 Costos laborales 2,045 1,635 2,000 2,108 2,623 Asesoría legal 6,428 983 982 871 810 Impuestos a las transacciones financieras 950 552 520 571 470 Depreciación 439 222 177 187 352 Donaciones y acciones comunitarias 785 1,433 606 1,011 3,289 Otros 3,383 3,102 3,424 2,736 1,503
Costos de Operación y Mantenimiento y Comercialización de TGP
Costos de Administración de TGP
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 63
OPEX – Costos de Explotación
CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008Costo Total OyM de TGP 21.5 40.3 61.6 64.7 64.2 Servicios de operación y mantenimiento 5.0 32.1 45.5 50.5 54.1 Otros Costos OyM 16.5 8.2 16.2 14.2 10.0Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Costo Total OyM del Sistema de Transporte de Liquidos 6.7 12.5 19.1 20.1 19.9 Servicios de operación y mantenimiento 1.6 10.0 14.1 15.6 16.8 Otros Costos OyM 5.1 2.5 5.0 4.4 3.1
Costos eficientes de TGP reconocidos por Osinergmin
• 70% Sistema de Transporte de Gas Natural
• 30% Sistema de Transporte de Líquidos
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 64
OPEX – Costos de Explotación - Resultados CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Longitud del Gasoducto de TGP (KM) 730.0 730.0 730.0 730.0 730.0Longitud del Gasoducto de KUNTUR (KM) 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4Factor de Reajuste 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5Costos Total OyM Reajustado par KUNTUR 16.5 38.4 57.4 61.2 62.0 Servicios de operación y mantenimiento 5.1 32.7 46.3 51.4 55.1 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Promedio 2005 ‐ 2008 54.7
• Costos de Explotación ascienden a 3,95% de la Inversión
Inicial – Kuntur (4,1%)
• Consultor Quantum propuso US$ 54,02 Millones
65
Determinación de la Tasa de Actualización
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 66
Tasa de ActualizaciónDeterminación del WACC (Costo Ponderado de Costo de Capital)
WACC = rd x D/(D+E) x (1-T) + re x E/(D+E)
Para determinar el Costo de Capital (re) se utiliza el CAPM (Capital Asset Pricing Model) – Definido en el Reglamento
rd = Costo de la deudare = Costo de Capital PropioD = Monto de la deudaE = Monto del Capital Propio (Equity)T = Impuesto
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 67
re = rf + B x (rm – rf) + rp + rt
Tasa de ActualizaciónCapital Asset Pricing Model
re = Costo del Capital Propiorp = Riesgo PaísB = Factor que relaciona la componente de riesgo no
diversificable Act/Merc.rf = Tasa libre de riesgorm - rf = Riesgo de mercadort= Riesgo por tamaño
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 68
Costo del Capital Propiorf: Se ha adoptado el rendimiento de Bonos del Tesoro de los EE.UU a 30 años. El período
seleccionado es a partir del año 1928 hasta 2008.rp: 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. Periodo 2000 - julio 2009. (Inicio de emisión de bonos)
Riesgo Pais Perú vs Rendimiento Bonos del tesoro USA a 30 años
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Ene
-00
May
-00
Sep
-00
Ene
-01
May
-01
Sep
-01
Ene
-02
May
-02
Sep
-02
Ene
-03
May
-03
Sep
-03
Ene
-04
May
-04
Sep
-04
Ene
-05
May
-05
Sep
-05
Ene
-06
May
-06
Sep
-06
Ene
-07
May
-07
Sep
-07
Ene
-08
May
-08
Sep
-08
Ene
-09
May
-09
EMB
I Per
ú
0
1
2
3
4
5
6
7
Ren
dim
ient
o B
onos
del
teso
ro U
SA a
30
años
(%)
EMBI - Perú USA Treasury 30 years
rf: 5,45%rp: 3,74%(rm – rf): 5,65%
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 69
Costo del Capital PropioBeta: Industria de distribución de gas natural de Estados Unidos de Norteamérica (USA).
Información de Damodaran.Beta del equity, luego se debe realizar un ajuste para calcular el Beta del activo.
rt: Prima por tamaño. Toma el beta de las empresas americanas y la prima de riesgode mercado de USA, el reporte incluye a las 500 empresas más grandes de USA.
Beta activo = Beta equity / (1+D*(1 - tc)/E)
Donde:
Beta activo = Beta del activoBeta equity = Beta del equityD = DeudaE = Equity (Activos)Tc = Tasa imponible
BETA: 1,083
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 70
Costo del Capital PropioConcepto QUANTUM
Prima de Riesgo País (1) 3.74%Tasa Libre de Riesgo (2) 5.45%Prima de Riesgo de mercado (EE.UU.) (3) 5.65%
Coeficiente BETA activos Corregido (EE.UU.) 0.739Equity Empresa 60%Deuda Empresa 40%Tasa impositiva (Promedio simple) 30%
Coeficiente BETA empresas transporte del Perú 1.083Prima por Tamaño 1.78%Prima por riesgo DevaluatorioPrima por Riesgo ComercialPrima por Riesgo RegulatorioPrima por riesgo de Liquidez
Costo del Equity 17.08%
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 71
Costo de la Deuda
Concepto QUANTUM
Prima de Riesgo Pais ( Bono 30 años) 3.74%Tasa Libre de Riesgo 5.45%SS - Premio de Riesgo de crédito (Calificación BB-) 5.51%Tasa LIBOR + 6% (*)
Costo de la Deuda 14.70%
(*) Tasa Libor promedio a 6 meses mas margen de 6% (valor más alto de TGP + 2% por mayor riesgo crediticio)
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 72
Tasa de ActualizaciónConcepto QUANTUM Propuesta
KUNTURPrima de Riesgo País (1) 3.74% 3.38%Tasa Libre de Riesgo (2) 5.45% 6.32%Prima de Riesgo de mercado (EE.UU.) (3) 5.65% 5.92%
Coeficiente BETA activos (EE.UU.) (4) 0.80Diferencia por Riesgo Regulatorio 0.00Coeficiente BETA activos Corregido (EE.UU.) 0.739 0.80Equity Empresa 60% 60%Deuda Empresa 40% 40%Tasa impositiva (Promedio simple) 30% 30%
Coeficiente BETA empresas transporte del Perú 1.083 1.17Prima por Tamaño 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 17.08% 21.61%Prima de Riesgo Pais ( Bono 30 años) 3.74%Tasa Libre de Riesgo 5.45%SS - Premio de Riesgo de crédito (Calificación BB-) 5.51%Tasa LIBOR + 6% (*) 10.21%Costo de la Deuda 14.70% 10.21%
Costo capital nominal ( WACC) 14.37% 15.82%
Tasas de Riesgo (Interés) del mercado
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 73
Mínima Máxima9.75 1212 12.2513.5 13.511.25 11.5
‐ 10.7511 11.25‐ 14.99
9.25 9.75Scotiabank
Banco Continental Banco Financiero Banco de Crédito HSBC Interbank Mibanco
BIF
EmpresasTasa de Interés Efectiva
Anual (TEA) (%)
TEA Mínima
TEA Máxima
40 4055 55
18.72 59.9242 75
15.94 68.62‐ 24.02
26.68 42.4126.68 59.9235 35
25.19 59.92‐ 59
42.41 50.93Scotiabank
Banco de Comercio Banco de Crédito Citibank HSBC Interbank Mibanco
BIF Banco Continental Banco Falabella Banco Financiero Banco Ripley S A
Empresas
TEA (%)
Tasas préstamos hipotecarios
Tasas tarjetas de crédito
Garantía:Bien inmueble
Nada
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Determinación de las Tarifas Básicas
Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur
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Fijación de las Tarifas Básicas
TB = Costo del Servicio (CS)Demanda Actualizada
CS = OyM + Depreciación + Rentabilidad (Capital)(1 – Tasa Regulación)
Tasa de Regulación: 1% de las Ventas
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Fijación de las Tarifas Básicas
• Tiempo de vida esperado del proyecto: 25 años
• Depreciación: En el periodo del proyecto
• Tasa de Impuesto a la Renta: 30%
• Costo de O&M fijo: 3.95% 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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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
Fijación de las Tarifas Básicas
Resultados
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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
1,122,906 MMPC
Demanda Actualizada
TB = = 3,15 US$Mil PC
Resultados
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Tarifa Básica por Capacidad o Firme = 3,15 US$ / Mil PC
Tarifas Básicas Interrumpibles:
Tarifa Interrumpible = TB Firme Factor de Carga
Generadores Eléctricos: Factor de Carga 70%Otros Consumidores: Factor de Carga 80%
Tarifa Básica Interrumpible Otros = 3,93 US$ / Mil PC
Tarifa Básica Interrumpible GE = 4,50 US$ / Mil PC
Notas Finales de la Fijación de Tarifas
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• Las tarifas propuestas son PRELIMINARES.
• Osinergmin ha propuesto la aplicación de factores de actualización antes de la Puesta en Operación Comercial del proyecto, momento en el cual se espera que condiciones de incertidumbre presentes actualmente se atenúen o desaparezcan y disminuyan los riesgos con los que cuenta el proyecto hoy.
• Con el objeto de reducir los riesgos y las Tarifas Básicas se prevé que luego de la Operación Comercial del Gasoducto Andino, OSINERGMIN revisará cada 2 años la proyección de Demanda y la Tasa de Actualización con el objeto de reflejar la realidad del mercado.
Cronograma de Fijación de Tarifas - Kuntur
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Observaciones al Proyecto de Resolución
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Osinergmin•Av. Canadá 1460 San Borja – GART (Lima)
•Av. Bernardo Monteagudo 222 Magdalena del Mar (Lima)
•FAX: 01 – 224-0491 (Lima)
•Of. Regional Cusco: Pasaje Grace N° 115 – B Cercado (Altura de la cdra. 6 de Av. El Sol)
Teléfono: (084) 24 9988
•Of. Regional Arequipa: Calle Jerusalén N°311 C, CercadoTeléfono: (054) 28 9928 , (054) 28 4575•Correo electrónico: [email protected] Asunto: Tarifa Gasoducto Andino
•Cualquiera de las Oficinas Regionales de Osinergmin
Fecha y Hora Límite: Miércoles 30 de setiembre a las 06:00 pm
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Muchas Gracias