Gerencia de Regulación de Tarifas División de Gas Natural 

Informe N° 0177‐2020‐GRT 

Revisión y Reajuste Tarifario de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y 

Callao Año 2020 

 

Fecha de elaboración: 05 de junio del 2020 Elaborado por:    Jorge Luis Sánchez Paisig Ricardo José Pando Argote Eduardo Antonio Torres Morales 

Revisado y aprobado por:  [oechegaray]    

 

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Gerencia de Regulación de Tarifas División de Gas Natural 

Informe N° 0177‐2020‐GRT 

Revisión y Reajuste Tarifario de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y 

Callao  

Fecha de elaboración: 05 de junio del 2020 

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Índice 

 1  RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................ 4 2  OBJETIVO .................................................................................................................................. 6 3  ANTECEDENTES ......................................................................................................................... 6 4  CRITERIOS APLICADOS PARA DEL REAJUSTE DE LA TUD .............................................................. 7 

4.1  FACTOR DE AJUSTE TARIFARIO ASOCIADO A LA PROMOCIÓN (FA1) ............................................................ 8 4.2  DEL FACTOR DE AJUSTE DE EQUILIBRIO TARIFARIO (FA2) ......................................................................... 8 

5  VALORES BASE REQUERIDOS PARA EL REAJUSTE TARIFARIO ...................................................... 9 5.1  VALOR BASE DE DEMANDA ................................................................................................................. 9 5.2  VALOR BASE DE LA INVERSIÓN Y EL COSTO MEDIO .................................................................................. 10 

5.2.1  Valores Base de la inversión ............................................................................................. 10 5.2.2  Valores Base del Derecho de Conexión (DC) ..................................................................... 11 5.2.3  Valores Base del Pago Adelantado (PAT) ......................................................................... 11 5.2.4  Valores Base del Ingreso Garantizado Anual (IGA) ........................................................... 12 

5.3  VALOR BASE DEL PORCENTAJE DEL COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO SOBRE LA ANUALIDAD ACUMULADA DE LA INVERSIÓN SIN INCLUIR EL GASTO DE PROMOCIÓN ...................................................................................... 12 

6  DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y EL DERECHO DE CONEXIÓN REALES ............ 12 6.1  COSTOS DE INVERSIÓN ACTUALIZADOS ................................................................................................ 12 6.2  INGRESO POR DERECHO DE CONEXIÓN DE LOS AÑOS 1 Y 2 ....................................................................... 16 6.3  CONSIDERACIONES PARA EVALUAR LA INVERSIÓN .................................................................................. 16 

7  DEMANDA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ....................................................................... 19 7.1  CONSIDERACIONES GENERALES ......................................................................................................... 19 7.2  CÁLCULO DE LA DEMANDA APLICABLE AL REAJUSTE ................................................................................ 19 

7.2.1  Demanda Base de Gas Natural ........................................................................................ 19 7.2.2  Demanda real de Gas Natural .......................................................................................... 20 

8  DETERMINACIÓN DEL REAJUSTE DE LA TARIFA ÚNICA DE DISTRIBUCIÓN .................................. 27 8.1  FACTOR DE CAMBIO EN EL COSTOS MEDIO (FCM) ................................................................................ 27 

8.1.1  Calculo del Ingreso Medio revisado en el año 2 (IM2) ....................................................... 28 8.1.2  Calculo del Costo Medio revisado en el año 2 (CM2) ......................................................... 29 8.1.3  Calculo del Factor de Cambio en el Costos Medio (FCM) .................................................. 30 

8.2  CÁLCULO DEL FACTOR (FA1) ............................................................................................................ 31 8.3  CÁLCULO DEL FACTOR DE EQUILIBRIO TARIFARIO (FA2) ......................................................................... 31 8.4  DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE TOTAL (FAT) .......................................................................... 31 

9  DETERMINACIÓN DE LA NUEVA ALÍCUOTA ............................................................................... 32 10  ANÁLISIS DE COMPETITIVIDAD ................................................................................................. 33 11  CONCLUSIONES ........................................................................................................................ 34 

 

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1 Resumen Ejecutivo 

El  presente  informe  se elabora  con el  fin de  sustentar  la determinación de  los  factores correspondientes al reajuste tarifario de la Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao. El referido reajuste se efectúa en virtud de lo establecido en  el  TUO  del  Reglamento  de  Distribución  por  Red  de  Ductos1  y  el  “Procedimiento  de Reajuste  de  la  Tarifa  Única  de  Distribución  de  Gas  Natural  por  Red  de  Ductos  de  la Concesión  de  Lima  y  Callao”,  aprobado  por  Resolución  N°  184‐2012‐OS/CD  y  sus modificaciones respectivas (en adelante “Procedimiento de Reajuste”), el cual señala que corresponde evaluar el reajuste de las tarifas de distribución de gas natural aprobadas para la  concesión  antes  referida,  luego  de  finalizar  el  año  dos  de  ejecución  del  periodo  de regulación vigente, teniendo como referencia las variaciones asociadas a la inversión y a la demanda.  

Se debe tener en cuenta que, la inversión y la demanda base para la evaluación del reajuste recoge lo determinado durante la regulación tarifaria y la Actualización del Plan Quinquenal de Inversión, este último, solicitado por la empresa concesionaria Gas Natural de Lima y Callao en el año 2019. 

El proceso de reajuste de la tarifa de distribución se realiza siempre que el Factor de Ajuste de Cambio en el Costo Medio (en adelante “FCM”), resulte un valor que supere el rango de +/‐ 13,7%, en caso ello suceda, el reajuste se evalúa mediante la aplicación del Factor de Ajuste  Total  (en  adelante  “FAT”),  el mismo que  se  calcula mediante  la  ponderación  del Factor de Ajuste  Tarifario Asociado  a  la Promoción  (en  adelante  “FA1”)  y del  Factor de Equilibrio  Tarifario  (en  adelante  “FA2”).  Se  debe  tener  en  cuenta  que  el  Factor  FA1 corresponde a lo determinado en el Informe Técnico N° 0176‐2020‐GRT, debido a que en dicho informe se efectúa la revisión trimestral del Saldo del Balance de la Promoción, en ese sentido el FA1 es igual a 0,6889. 

Para efectos de evaluar el FA2, se ha determinado previamente el FCM en cuyo caso, se ha revisado y actualizado el costo total de la inversión y los parámetros adicionales, utilizados para calcular  la Fórmula N° 7 del Procedimiento de Reajuste; y  los  ingresos actualizados requeridos  en  la  Fórmula  N° 6  del  procedimiento  indicado,  resultando  un  valor  de USD 658 348 151 y USD 616 063 249 respectivamente. Con dichos resultados, se obtiene que el FCM resulta ser igual a ‐ 6,42%, valor que se encuentra dentro del rango de ‐13,70% a +13,70%, razón por la cual, se concluye que no corresponde efectuar el reajuste tarifario por aplicación del cambio en el costo medio, es decir, el valor del FA2 es igual 1,0.  

Se debe señalar que como consecuencia del Estado de Emergencia Nacional y el aislamiento social  obligatorio debido al  brote del  COVID‐19, el  estado peruano dispuso mediante el Decreto de Urgencia N° 029‐2020‐ PCM, la suspensión, entre otros, de los plazos de inicio y de  tramitación de  los procedimientos administrativos, hasta el 07 de mayo de 2020 y prorrogado  hasta  el  10  de  junio  de  2020,  en  razón  de  ello,  se  prologó  el  proceso  de  aprobación  del  Reajuste  Tarifario  de  la  Tarifa  Única  de Distribución  de Gas Natural  (en 

                                                       1 Artículo 121 “…   De existir variaciones significativas respecto de las bases utilizadas para la aprobación de la tarifa, se podrá realizar el recalculo  tarifario  correspondiente.  La metodología  para  la  determinación  de  las  variaciones  significativas  será  definida  en  el procedimiento que establecerá OSINERGMIN en coordinación con el Concesionario.” 

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adelante  “TUD”)  de  la  concesión  de  Lima  y  Callao  ,  de  tal  forma  que  la  aplicación  del mencionado reajuste se efectúe desde el 15 de junio de 2020. 

En base a los antecedentes mencionados, se cuentan con los elementos necesarios para determinar el factor del reajuste de la TUD de la Concesión de Lima y Callao, aprobado en el Procedimiento de Reajuste. En ese sentido, el FAT resulta igual a 0,9400; por lo que, la TUD vigente al 14 de junio de 2020 se reducirá en 6,00% y entrará en vigencia una nueva TUD a partir del 15 de junio hasta el 31 de julio de 2020. Se debe tener en cuenta, que la reducción se debe al resultado de la evaluación de la revisión del Saldo del Balance de la Promoción  (Mecanismo  de  la  Promoción)  y  no  a  la  implicancia  de  las  variaciones  de  la inversión y de la demanda, es decir que, las variaciones tanto de la inversión y demanda no han resultado significativas respecto a sus correspondientes valores base. 

Finalmente, como consecuencia de la aplicación del FAT se determina la Alícuota2, la cual corresponde a un porcentaje de la TUD y cuya recaudación tiene como destino el fondo del Mecanismo  de  Promoción,  utilizado  para  cubrir  los  costos  de  Derecho  de  Conexión  y Acometidas de aquellos consumidores residenciales de bajos ingresos económicos y que ha permitido la masificación del gas natural en este segmento del mercado. Dicha Alícuota, aplicable para el periodo comprendido desde el 15 de junio al 31 de julio del 2020, asciende a 14,13%, resultando en una disminución de 5,15% respecto a la Alícuota vigente (19,28%). 

   

                                                       2   Según la Resolución N° 005‐2019‐OS/CD, es el porcentaje de la TUD del servicio de distribución de gas natural destinado a los 

ingresos del Mecanismo de Promoción, la cual será actualizada en cada Periodo de Evaluación. 

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2 Objetivo 

Determinar  los factores de reajuste de la TUD de Gas Natural de la Concesión de Lima y Callao,  conforme  lo establecido en el  “Procedimiento de Reajuste de  la  Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao” aprobado por Resolución Osinergmin N° 184‐2012‐OS/CD y sus modificatorias. 

3 Antecedentes 

Mediante Decreto Supremo N° 040‐2008‐EM,  se aprobó el TUO del Reglamento de Distribución  de  Gas  Natural  por  Red  de  Ductos  (en  adelante  “Reglamento  de Distribución”), que contiene los lineamientos y criterios básicos para la fijación de las tarifas por el servicio público de distribución de gas natural. 

Mediante Resolución Osinergmin N° 184‐2012‐OS/CD, publicada el 23 de agosto de 2012 se aprobó el “Procedimiento de Reajuste de  la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao”. 

Mediante Resolución Osinergmin N° 055‐2018‐OS/CD (en adelante “Resolución 055”), publicada  el  11  de  abril  del  2018,  se  fijó  la  Tarifa  Única  de  Distribución  para  la Concesión de Lima y Callao correspondiente al periodo 2018 – 2022 , se aprobó el Plan Quinquenal  de  Inversiones  para  el  periodo  2018‐2022  (en  adelante  “Plan Quinquenal”), se aprobó el Plan de Conexiones de Clientes Residenciales con Costo de Promoción (en adelante “Plan de Promoción”) y demás conceptos establecidos en el Reglamento de Distribución. 

Mediante  Resolución Osinergmin N°  098‐2018‐OS/CD,  publicada  el  16  de  junio  del 2018, como resultado de la resolución de los Recursos de Reconsideración, se modificó la  Resolución  N°  055‐2018‐OS/CD  en  los  extremos  referidos,  entre  otros,  al  Plan Quinquenal y el Plan de Promoción. 

Mediante  Resolución Osinergmin N°  005‐2019‐OS/CD,  publicada  el  18 de  enero de 2019, se aprobó el “Procedimiento de Liquidación para el Cálculo del Factor de Ajuste por  Aplicación  del  Mecanismo  de  Promoción  para  Conexiones  Residenciales”  (en adelante  “Procedimiento  de  Liquidación  de  la  Promoción”),  dejando  sin  efecto  la Resolución Osinergmin N° 006‐2015‐OS/CD.  

Mediante Resolución Osinergmin N° 129‐2019‐OS/CD (en adelante “Resolución 129”), publicada el 23 de julio del 2019, se aprobó la Actualización del Plan Quinquenal para el periodo 2018‐2022 (en adelante “Actualización del Plan Quinquenal”). Asimismo, se efectuó el reajuste de la TUD por la aplicación de la Actualización del Plan Quinquenal. 

Mediante Resolución Osinergmin N° 160‐2019‐OS/CD (en adelante “Resolución 160”), publicada el 20 de setiembre del 2019, se publicó la Resolución Complementaria que modifica la Resolución 129, el cual, es el resultado de la resolución de los recursos de reconsideración presentados contra la Resolución 129. 

Con  fecha 16 de  febrero de 2020,  la empresa concesionaria Gas Natural de Lima y Callao (en adelante “Cálidda”) remitió la información de la inversión ejecutada hasta 

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el  año  2019,  mediante  la  aplicación  del  “Procedimiento  para  la  elaboración  y presentación  de  la  información  sustentatoria  para  la  fijación  del  Valor  Nuevo  de Reemplazo de empresas concesionarias de distribución de gas natural” (en adelante “Procedimiento VNRGN”), aprobado mediante Resolución Osinergmin N° 188‐2012‐OS/CD y sus modificatorias. 

Con  fecha  16  de  febrero  de  2020,  Cálidda  remitió  la  información  comercial correspondiente  hasta  al  mes  de  diciembre  2019,  completando  la  información comercial necesaria para evaluar el consumo de gas natural durante el año 2018 y el año 2019. 

Mediante  el  Informe  Técnico  N° 0176‐2020‐GRT  se  ha  evaluado  el  Saldo  del Balance de la Promoción, el Saldo de la Cuenta de Promoción y los Ingresos Proyectados del  Mecanismo  de  la  Promoción,  todos  como  resultados  de  la  aplicación  del Procedimiento de Liquidación de la Promoción. Asimismo, con dichos resultados, en dicho informe se ha evaluado el Factor de Ajuste Tarifario Asociado a la Promoción (FA1). 

4 Criterios aplicados para del Reajuste de la TUD 

El  Procedimiento  de  Reajuste  establece  la  metodología  para  la  determinación  de  los factores que permiten el reajuste de la TUD en la concesión de Lima y Callao. Los principales factores que conforman el proceso de reajuste tarifario son los siguientes: 

Factor de Ajuste Tarifario Asociado a la Promoción ‐ FA1: Dicho factor es calculado en  base  a  los  componentes  tarifarios  que  cubren  la  promoción  de  conexión  de clientes residenciales definidos en el artículo 112a del Reglamento de Distribución, y su aplicación se efectúa según lo dispuesto en el Procedimiento de Liquidación de la Promoción 

Factor  de  Equilibrio  Tarifario  ‐  FA2:  Dicho  factor  es  calculado  en  base  a  los componentes tarifarios que cubren el costo del servicio de distribución de gas natural por red de ductos. Este factor se determina mediante la evaluación de la variación significativa  de  los  valores  base  de  la  Inversión  y  demanda  de  gas  natural  que determinan el costo medio aplicable a la concesión.  

La  aplicación  de  dichos  factores  determina  el  Factor  de  Ajuste  Total  ‐  FAT,  el  cual corresponde al factor que reajusta de la TUD. La fórmula que determina el FAT corresponde a la Fórmula N° 17 definida en el numeral 7.5 del Procedimiento de Reajuste3. 

                                                       

3 “7.5  Cálculo del factor de ajuste total (FAT)  El factor FAT es el que actualiza la Tarifa Única de Distribución por cada categoría tarifaria.  El cálculo del FAT se efectuará con la fórmula que se indica a continuación: 

% 2 % 1FAT PTD FA PGP FA ………. Fórmula Nº 17 Donde:  FAT  =  Factor de Ajuste Total 

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4.1 Factor de Ajuste Tarifario Asociado a la Promoción (FA1) 

Este factor de ajuste considera las variaciones que existen en el componente de Gasto de Promoción que corresponde a la aplicación del efecto del Mecanismo de la Promoción4, el mismo que se evalúa de manera trimestral. Para ello, se calcula un Saldo de Balance de la Promoción, cuyo resultado es la resta de los Ingresos menos los Gastos de Promoción (para ambos  casos  se considera datos  reales y proyectados) y  su comparación con  los ingresos proyectados del mencionado mecanismo de tal forma que permite determinar el factor FA1. 

La actualización de la TUD por efecto del Mecanismo de la Promoción, procede cuando el saldo del balance de promoción se encuentra en déficit o superávit, entendiéndose por superávit cuando  lo recaudado por el  fondo de promoción supera a  la necesidad de  lo requerido por el Mecanismo de Promoción. 

Se debe  tener en  cuenta que,  si bien el  FA1  forma parte del  reajuste de  la TUD, para efectos de calcular el reajuste tarifario señalado en el presente informe, el valor que se empleará corresponde al obtenido en el Informe Técnico N° 0176‐2020‐GRT, dado que, en dicho informe, se efectúa la revisión trimestral del Saldo del Balance de la Promoción y el cálculo de los diversos factores relacionados con el Mecanismo de la Promoción. En ese sentido, para el presente informe el valor del FA1 a utilizar es igual a 0,6889. 

4.2 Del Factor de Ajuste de Equilibrio Tarifario (FA2) 

El FA2 se determina sobre  la base de  las variaciones que tengan lugar en el  lado de  la inversión realmente ejecutada y de la demanda de gas natural realmente alcanzada por los clientes del sistema de distribución. 

El reajuste tarifario por aplicación de este factor se realiza de acuerdo al resultado del Factor de Cambio en el Costo Medio ‐ FCM. Este factor se calcula teniendo en cuenta los costos anuales de inversión y los ingresos por la demanda de gas natural, y es actualizado luego de finalizar el segundo año de ejecución del Plan Quinquenal.  

Así,  si  el  porcentaje  de  variación  significativa  del  valor  base  de  costo  medio  resulta superior a 13,7% (en valor absoluto), procederá el reajuste tarifario por aplicación del FA2. En caso que el FCM no resulte superior a 13,7% (en valor absoluto), dicho factor será igual a 1,005 y no procederá el referido reajuste tarifario por aplicación del FA2. 

Por otro lado, en el presente Periodo Regulatorio 2018‐2022, dado que Cálidda solicitó en el año 2019 una Actualización del Plan Quinquenal, corresponde considerar en el presente reajuste  tarifario  el  efecto  en  los  valores  base  de  la  mencionada  actualización, 

                                                       FA1  =  Factor de ajuste tarifario asociado a la promoción FA2  =  Factor de ajuste de equilibrio tarifario …” 

4 Artículo 112a del Reglamento de Distribución    “ … 

e. Considere ajustes tarifarios, y el periodo en que se deberán realizar los mismos, para mantener el nivel de la cuenta con saldo positivo. …” 

5 Numeral 5.1 del Procedimiento de Reajuste. 

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considerando  que  las  inversiones  propuestas  en  el  Plan  Quinquenal  en  la  regulación tarifaria  fueron  incrementadas  en  USD  149,05 MM  y  junto  con  ello,  la  demanda  del consumo  de  gas  natural  estimada  por  aplicación  del  incremento  de  las  inversiones señaladas. 

5 Valores base requeridos para el reajuste tarifario 

En esta sección se presentan los valores base considerados para el reajuste tarifario, y que forman parte de la base tarifaria aprobada para la TUD de la concesión de Lima y Callao para el periodo 2018 – 2022 y la Actualización del Plan Quinquenal solicitado por Cálidda durante el año 2019. 

En  ese  sentido,  los  valores  son  obtenidos  de  los  informes  y  modelo  tarifario  que sustentaron la base tarifaria del periodo señalado, así como, los informes y modelo tarifario del reajuste tarifario por la Actualización del Plan Quinquenal. 

5.1 Valor Base de Demanda 

Se  debe  señalar  que  la  demanda  de  gas  natural,  determinada  durante  la  regulación tarifaria 2018‐2022, está basada en las instalaciones de distribución existentes al primer semestre  del  2017,  las  proyectadas  en  el  segundo  semestre  del  2017  y  según  lo establecido  en  el  Plan  Quinquenal  aprobado mediante  la  Resolución  055.  Es  decir,  la mencionada demanda se evalúa considerando  los posibles nuevos clientes debido a  la expansión de  las  instalaciones de gas natural proyectados,  sumados a  los clientes que pertenecen a las instalaciones existentes al periodo indicado anteriormente. 

En  ese  contexto,  se  debe  tener  en  cuenta  que  la  Actualización  del  Plan  Quinquenal aprobado mediante la Resolución 129 y modificada mediante la Resolución 160, modifica el compromiso del concesionario en lo que respecta a la expansión de las instalaciones de gas  natural  que  originalmente  fueron  aprobadas  durante  la  regulación  tarifaria  2018‐2022, y como consecuencia de ello, también se amplía los posibles nuevos clientes que podrían incorporase a la concesión de Lima y Callao.  

En razón de lo señalado, a efectos de evaluar el reajuste tarifario, materia del presente informe, se debe indicar que, la demanda de gas natural que se define como demanda base de gas natural, recoge el efecto de la Actualización del Plan Quinquenal, de forma tal que, la demanda base de gas natural sea concordante con la mencionada actualización, utilizada también para el  reajuste  tarifario,  tal como se señala en el numeral 5.2.1 del presente informe. 

En ese sentido, a efectos de evaluar el reajuste tarifario, materia del presente informe, en el Cuadro N° 1 se presenta el resumen de la demanda de gas natural considerada como base, la misma que contiene la demanda de gas natural producto de la Actualización del Plan Quinquenal. 

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 10 de 34 

Cuadro N° 1 Demanda estimada en la Base Tarifaria de la TUD (Miles de m3) Categoría Tarifaria 

Años del Plan Quinquenal 2018  2019  2020  2021 

Categoría A1  96 025  110 620  126 496  141 319 Categoría A2  23 506  36 958  43 868  49 728 Categoría B  54 446  61 991  70 243  77 867 Categoría IP  5 182  5 663  6 141  6 700 Categoría C  295 145  308 548  316 430  325 474 Categoría GNV  750 035  804 747  856 685  906 064 Categoría D  350 874  362 805  374 178  382 507 Categoría E  807 670  869 807  900 216  937 925 Categoría GE  5 932 604  6 024 673  6 067 744  6 098 924 

TOTAL  8 315 487  8 585 813  8 762 001  8 926 509 

5.2 Valor base de la inversión y el costo medio 

5.2.1 Valores Base de la Inversión 

Se debe señalar que, en el año 2019, Cálidda solicitó la Actualización del Plan Quinquenal que fuera aprobado mediante la Resolución 055, actualización que se realizó mediante  la Resolución 1296. Dicha actualización  incorporó al mencionado Plan Quinquenal un monto de USD 149,05 MM,  inversión que se encuentra distribuida en  los años 2019, 2020 y 2021, mayormente en redes de distribución de baja presión (atención de clientes residenciales). La mencionada actualización corresponde al nuevo compromiso que el concesionario ha adquirido con el desarrollo de la distribución en su concesión, por lo que  dichos  valores  son  el  nuevo  referente  para  determinar  los  valores  base  para efectuar el reajuste tarifario, materia del presente informe. 

En  ese  sentido,  la  relación  de  los  metrados  y  la  valorización  de  las  inversiones consideradas  para  determinar  los  valores  base  de  la  inversión,    se  presentan  en  el Cuadro N° 2 y en el Cuadro N° 3. 

Cuadro N° 2 Metrados considerados para determinar los Valores Base de la Inversión 

Grupo  Sub  Unidad  Actualización del Plan Quinquenal   Total Grupo  2018  2019  2020  2021  2022 

Gasoducto  Acero  m  56 856  9 824  8 955  13 192  9 590  98 417 PE  m  1 022 695  1 292 390  1 577 749  1 436 053  ‐  5 328 887 Tubería de Conexión 

Acero  m  283  286  168  469  19  1 225 PE  m  237 688  209 585  229 052  250 308  18 633  945 266 

Estaciones de 

Regulación 

ERP  Cant.  6  ‐  ‐  ‐  1  7 

City Gate  Cant.  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Válvulas  Acero  Cant.  42  16  14  31  5  108 PE  Cant.  409  542  697  797  2  2 447 

Obras Especiales 

Cruce de Ríos  Cant.  1  ‐  ‐  2  ‐  3 Hot Tap  Cant.  29  10  10  23  3  75 

Cruce de Vías  Cant.  30  15  27  30  9  111 Otras  Cant.  3  1  2  6  ‐  12 

                                                       6 La Resolución 129  fue modificada por  la Resolución 160, producto del análisis de  los recursos de reconsideración presentados contra la Resolución 129. 

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Cuadro N° 3 Valorización de los metrados considerados para determinar los Valores Base de la Inversión  

(Valores en USD) Grupo  Sub  Actualización del Plan Quinquenal  Total Grupo  2018  2019  2020  2021  2022 

Gasoducto  Acero  19 910 758  2 464 715  1 847 049  2 476 530  2 299 093  28 998 145 PE  73 710 717  91 731 155  111 764 019  101 832 136  ‐  379 038 027 Tubería de Conexión 

Acero  54 605  59 971  30 159  82 173  3 457  230 365 PE  12 746 971  11 280 544  12 353 534  13 505 614  999 096  50 885 759 

Estaciones de 

Regulación 

ERP  4 577 836  ‐  ‐  ‐  753 852  5 331 688 

City Gate  ‐  1 674 745  ‐  ‐  ‐  1 674 745 

Válvulas  Acero  149 236  26 587  35 393  47 975  20 244  279 435 PE  119 657  137 143  148 456  181 803  1 755  588 814 

Obras  Especiales 

Cruce de Ríos  188 259  ‐  ‐  376 518  ‐  564 777 Hot Tap  504 768  174 058  174 058  400 334  52 217  1 305 435 

Cruce de Vías  364 020  464 237  304 480  332 067  109 206  1 574 010 Otras  402 450  134 150  268 300  804 901  ‐  1 609 801 

Inv. Compl.     107 311  123 635  111 783  44 476  208 717  595 922 Total     112 836 588  108 270 940  127 037 231  120 084 527  4 447 637  472 676 923 

5.2.2 Valores Base del Derecho de Conexión (DC) 

Con  respecto  a  los  ingresos  estimados  por Derecho  de  Conexión  a  ser  considerados como valor base, se debe  tener en cuenta que, de similar  forma a  lo ocurrido con  la Inversión base y la demanda base de gas natural, que fueran modificadas producto de la  Actualización  del  Plan  Quinquenal,  el  valor  base  de  los  ingresos  estimados  por Derecho de Conexión no solo debe corresponder a lo estimado en la regulación tarifaria, sino  que  debe  recoger  el  efecto  de  dicha  actualización,  puesto  que,  se  están incorporando  nuevos  clientes  que  pertenecen  a  las  nuevas  zonas  de  influencia, aprobadas en la Actualización del Plan Quinquenal. 

En se sentido, los ingresos estimados por Derecho de Conexión base tienen en cuenta la proyección de clientes a ser conectados, tanto en la base tarifaria de la TUD del periodo regulatorio  2018‐2022,  como  de  aquellos  posibles  nuevos  clientes  producto  de  la Actualización del Plan Quinquenal. Además, debe evaluarse con los cargos unitarios por Derecho de Conexión aprobados. En el Cuadro N° 4 se muestran los valores base de los mencionados ingresos por Derecho de Conexión. 

Cuadro N° 4 Valores Base del Derecho de Conexión ‐ DC  

Derecho de conexión  Unidad 

Año 2018  2019  2020  2021 

Ingresos por Derecho de conexión  Miles USD  8 936  7 330  7 241  7 628 

5.2.3 Valores Base del Pago Adelantado (PAT) 

Los  ingresos  estimados  por  el  adelanto  de  la  Garantía  por  Red  Principal  (PAT), considerados  en  la  base  tarifaria  de  la  TUD  del  periodo  regulatorio  2018‐2022,  se presentan en el Cuadro N° 5. 

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 12 de 34 

Cuadro N° 5 Valores Base del Pago Adelantado (PAT)  

Pago Adelantado de la GRP  Unidad 

Año 2018  2019  2020  2021 

Valores Base del PAT  Miles USD  1 554  1 554  1 554  1 554 

5.2.4 Valores Base del Ingreso Garantizado Anual (IGA) 

Los Ingresos Garantizados Anuales (IGA) estimados, considerados en la base tarifaria de la TUD del periodo regulatorio 2018‐2022, se presentan en el Cuadro N° 6. 

Cuadro N° 6 Valores Base del Ingreso Garantizado Anual (IGA)  

Ingreso Garantizado Anual de la GRP  Unidad 

Año 2018  2019  2020  2021 

Valores Base del IGA  Miles USD  10 735  10 735  10 764  10 735 

5.3 Valor base del porcentaje del costo de operación y mantenimiento sobre la anualidad acumulada de la Inversión sin incluir el gasto de Promoción 

El porcentaje base del costo de operación y mantenimiento sobre la anualidad acumulada de la Inversión sin incluir el gasto de Promoción, se estima como la proporción que resulta de  dividir  los  siguientes  componentes:  i)  los  costos  de  operación  y  mantenimiento considerados  en  la  base  tarifaria  de  la  TUD  del  periodo  regulatorio  2018‐2022, descontando lo asignado al Mecanismo de Promoción; y ii) la anualidad acumulada de la inversión existente y la inversión Proyectada (segundo semestre 2017 + Plan Quinquenal). Dicha evaluación es determinada para cada año del Periodo Regulatorio vigente. Dichos porcentajes base por año se muestran en el Cuadro N° 7. 

Cuadro N° 7 Valores Base del Porcentaje de Costos de Operación y Mantenimiento (%COyM) 

Valor Base de %COyM  Año 2 018  2 019  2 020  2 021 Porcentaje Base del Costo de OPEX sobre la anualidad acumulada de la Inversión sin gasto de Promoción 

37,52%  37,34%  36,67%  35,63% 

6 Determinación  de  los  Costos  de  Inversión  y  el  Derecho  de Conexión reales 

6.1 Costos de Inversión Actualizados 

La  inversión  real  consta de dos partes,  la primera de ellas,  corresponde  a  la  inversión acumulada  ejecutada  hasta  la  finalización  del  segundo  año  (año  2019)  del  periodo regulatorio vigente, y la segunda parte corresponde a los valores proyectados de la base tarifaria, acumulados al  cierre de  los años 3 y 4 del período regulatorio vigente, dicho criterio descrito es en concordancia con lo establecido en el literal a) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste 

Por ello, para evaluar la primera parte, antes mencionada, se recopiló la información del inventario  de  las  instalaciones  de  distribución  de  gas  natural  hasta  el  año  2019, proporcionada por Cálidda a Osinergmin, en cumplimiento del Procedimiento VNRGN. 

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Asimismo, se  incluye  la  información respecto a  los  ingresos por Derechos de Conexión para  los  dos  primeros  años  de  vigencia  del  Plan Quinquenal,  incluido  su  actualización respectiva.  

En  ese  sentido,  según  la  información  proporcionada  por  Cálidda,  las  instalaciones existentes a junio del 2017 y ejecutadas en el periodo comprendido entre julio del 2017 y diciembre del 2019 (años 1 y 2 en las inversiones proyectadas), son las que se resumen desde el Cuadro N° 8 hasta el Cuadro N° 12.  

Cabe  señalar  que,  para  la  valorización  de  las  instalaciones  señaladas  en  los  cuadros referidos, se utilizó los costos de las partidas obtenidas del Baremo de Costos7 utilizado en la regulación tarifaria de la TUD del periodo 2018‐2022. 

Cuadro N° 8 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022 

Redes de Acero Diámetro  Unidad  Existente a  Ejecutado   Total Jun‐17  2017  2018  2019  Ejecutado 2 1/2 "  m  9 509   93   178   2   273  3 "  m  65 051   3 177   9 705   1 802   14 684  4 "  m  62 066   1 431   4 986   783   7 200  6 "  m  57 075   5 024   4 919   1 833   11 776  8 "  m  78 246   10 238   7 020   8 749   26 007  10 "  m  58 258   3 391   5 835   8 651   17 877  12 "  m  31 095   2 002   8 166   6 058   16 226  14 "  m  12 016      12 091   1   12 091  16 "  m  24 222            0  20 "  m  65 318   3 708         3 708  30 "  m  35 449            0  

TOTAL  m  498 303   29 063   52 900   27 879   109 842  

Cuadro N° 9 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022 

Redes de Polietileno Diámetro  Unidad  Existente a   Ejecutado   Total Jun‐17  2017  2018  2019  Ejecutado 20 mm  m  26 032   1 846   4 365   5 576   11 787  32 mm  m  5 329 657   357 188   794 763   1 001 394   2 153 345  63 mm  m  1 058 329   157 170   292 900   361 336   811 405  90 mm  m  65 832   2 145   2 713   3 693   8 551  110 mm  m  222 837   15 096   40 126   48 809   104 031  160 mm  m  185 846   14 759   29 715   20 950   65 423  200 mm  m  309 223   39 799   74 336   76 164   190 299  TOTAL  m  7 197 756   588 001   1 238 919   1 517 921   3 344 841  

                                                       7 Baremo de costo; relación de costos unitarios por cada tipo de instalación gas natural existente y proyectada 

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 14 de 34 

Cuadro N° 10 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022 

Tubería de conexión de Acero Diámetro  Unidad  Existente a   Ejecutado  Total Jun‐17  2017  2018  2019  Ejecutado 2 1/2 "  m  2 702  145  123  40  308 3 "  m  3 574  188  172  354  713 4 "  m  818  16  8  89  112 6 "  m  174  13  30  10  53 8 "  m  116    8  0  8 10 "  m  33        0 12 "  m  0      2  2 14 "  m  31        0 16 "  m  51        0 

TOTAL  m  7 499  362  340  495  1 197 

 

Cuadro N° 11 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022 

Tubería de conexión de Polietileno Diámetro  Unidad  Existente a   Ejecutado  Total Jun‐17  2017  2018  2019  Ejecutado 20 mm  m  1 433 159   172 314   433 322   496 479   1 102 114  32 mm  m  19 087   7 459   4 664   6 943   19 067  40 mm  m  0   0   3   0   3  63 mm  m  1 594   922   157   15   1 094  90 mm  m  59   72   9     81  110 mm  m  202   7   25     32  160 mm  m  89   1   0     1  200 mm  m  48         0  TOTAL  m  1 454 238   180 776   438 180   503 437   1 122 393  

Cuadro N° 12 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022 

Estaciones de Regulación Tipo  Presión  Existente a   Ejecutado  Total Jun‐17  2017  2018  2019  Ejecutado ERP  150/100  1   0   1   0   1  ERP  150/50  0   1   0   0   1  ERP  50/19  4   1   0   1   2  ERP  50/10  11   0   1   0   1  ERP  50/5  7   1   1   0   2  ERP  19/10  1   0   0   0   0  ERP  19/5  3   0   4   0   4  ERP  10/5  5   0   1   0   1  

CITY GATE  150/50  3   1   0   0   1  TOTAL    35   4   8   1   13  

En el Cuadro N° 13 se muestra los metrados de válvulas de acero y polietileno que se han ejecutado hasta el año 2 de la Actualización del Plan Quinquenal y en el Cuadro N° 15 se muestra la relación de Obras especiales por periodo que se han ejecutado hasta el año 2 de la Actualización del Plan Quinquenal. 

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 15 de 34 

Cuadro N° 14 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022 

Válvulas Tipo  Material  Existente a   Ejecutado  Total Jun‐17  2017  2018  2019  Ejecutado 

Válvulas  Acero  1 087   56   84   56   196  Válvulas  Polietileno  4 840   334   950   1 030   2 314  

Cuadro N° 15 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022 ‐ 

Obras Especiales Tipo  Unidad  Existente a   Ejecutado  Total     Jun‐17  2017  2018  2019  Ejecutado 

Cruce de Rios  U  18   0   2   0   2  Cruce de Vias  U  407   40   56   21   117  

Hot Tap  U  343   25   34   30   89  Otras Obras Especiales  U  54   0   6   7   13  

TOTAL    822   65   98   58   221  

En el Cuadro N° 16 se resume la valorización de los metrados existentes a junio 2017 y ejecutados hasta el año 2 (año 2019) de la Actualización del Plan Quinquenal. 

Cuadro N° 16 Resumen de valorización de las instalaciones existentes y ejecutadas al año 2 del periodo 

regulatorio 2018‐2022 Grupo  SubGrupo  Unidad  Existente a junio 2017  2017S2  2018  2019 

Gasoducto  Acero  USD  228 217 552   10 218 337   17 385 118   9 203 172     PE  USD  486 005 023   46 070 711   89 705 271   105 687 785  

Tubería de  Acero  USD  1 951 392   62 735   61 659   87 231  Conexión  PE  USD  81 160 623   10 022 600   19 226 973   26 903 346  

Estaciones de  ERP  USD  24 788 372   678 295   5 664 998   723 225  Regulación  City Gate  USD  35 848 889   3 816 000   0     Válvulas  Acero  USD  6 550 135   69 754   188 383   149 367  

   PE  USD  1 407 013   113 498   304 906   314 494     Cruce de Ríos  USD  3 616 365   0   376 518     

Obras  Hot Tap  USD  5 459 971   417 746   591 804   549 676  Especiales  Cruce de Vías  USD  4 258 756   485 360   697 937   310 072  

   Otras  USD  10 362 354   ‐1   912 753   745 353  Inv. Complementarias  USD  12 726 322   750 614   2 115 220   2 114 934  Total Inversión  USD  902 352 767   72 705 651   137 231 540   146 788 655  

Asimismo,  según  lo  reportado por Cálidda  y  considerado  la  Base  Tarifaria  del  periodo 2018‐2022,  las  inversiones  complementarias  acumuladas  a  junio  2017  ascendían  a USD 12,7 MM. Por ello, en el Cuadro N° 17 se presenta el  resumen de  las  Inversiones Complementarias ejecutadas hasta el año 2019 de la Actualización Plan Quinquenal. 

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 16 de 34 

Cuadro N° 17 Resumen de valorización de las Inversiones Complementarias existentes y ejecutadas al año 

2 del periodo regulatorio 2018‐2022 Grupo  Ejecutado  2017  2018  2019 

Equipos y vehículos de transporte y carga     731 737     Equipos de almacén, maestranza, medición y control  38 325   131 187   161 145  Equipos de comunicación  23 785   34 310   295 759  Equipos de oficina  48 332   42 695   51 718  Equipos de computación  606 093   1 123 952   1 596 418  Otros equipos  34 079   51 340   9 893  

TOTAL  750 614   2 115 220   2 114 934  

6.2 Ingreso por Derecho de Conexión de los años 1 y 2 

Los valores  reales al año 2 de  los  ingresos por Derechos de Conexión, de acuerdo a  la información remitida por Cálidda, se muestran en el Cuadro N° 18. 

Cuadro N° 18 Ingresos por Derechos de Conexión (DC) – USD

Mes  Año 2018  2019 Enero  897 760  568 858 Febrero  766 270  1 361 847 Marzo  922 641  1 205 989 Abril  690 466  1 108 687 Mayo  826 173  778 445 Junio  567 653  716 025 Julio  938 975  656 554 Agosto  1 390 128  747 010 Setiembre  1 111 249  624 907 Octubre  1 187 423  575 729 Noviembre  1 514 365  3 016 912 Diciembre  840 554  934 509 Total  11 653 656  12 295 474 

6.3 Consideraciones para evaluar la inversión  

La determinación de  los costos de  inversión a considerarse en el presente  informe, en virtud de lo dispuesto en los numerales 4.1 y 7.3 del Procedimiento de Reajuste, tiene en cuenta los siguientes criterios: 

1) Para  la  valorización de  las  instalaciones  se  utilizaron  los  costos  unitarios  de  la regulación tarifaria vigente 2018‐2022. 

2) Para efectos de evaluar la inversión acumulada y su correspondiente anualidad, se retira la inversión asociada a la red principal, ver Cuadro N° 38, y se incorpora el IGA asociado a esta. 

3) Se retiran las instalaciones asociadas a la modificación de las redes del Aeropuerto Internacional Jorge Chávez, en razón a que dichas obras forman parte de la Red Principal y no constituyen una ampliación adicional de la Red Principal. 

4) A  efectos  de  mantener  el  compromiso  de  inversión  propuesto  por  el Concesionario en el Plan Quinquenal vigente, las inversiones no ejecutadas en el 

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año 2019 están siendo  incorporadas en su totalidad en el año 2021, dado que según  el  cronograma  planteado  por  Cálidda  en  el  Plan  Anual  2020,  la concesionaria no propone ejecutar redes pendientes del año 2019 en el referido año.  

Sin  embargo,  para  efectos  de  liquidaciones  futuras,  el  referido  traslado  de inversiones no debe ser considerado como una reprogramación de las inversiones dejadas de ejecutar en su oportunidad. Se debe señalar que  las  inversiones no ejecutadas del año 2018 ya fueron incorporadas en el reajuste tarifario efectuado por  la  Actualización  del  Plan  Quinquenal,  por  lo  que  dichas  inversiones  se excluyen del presente reajuste. 

En ese sentido, considerando lo señalado en los criterios anteriormente indicados, en el Cuadro N° 19 se presenta la Inversión de la Red Principal, en el Cuadro N° 20 se muestra la  Inversión  Base  sin  Red  Principal  que  se  utilizará  para  el  cálculo  del  FCM  y  en  el Cuadro N° 21  la  Inversión  a  considerarse  en  el  reajuste  tarifario  excluyendo  la  Red Principal. 

Cuadro N° 19 Inversiones Existentes de la Red Principal en Miles de USD 

RED PRINCIPAL   Existente  2017 Gasoducto    

Acero  74 586 Tubería de Conexión    

Acero   160 Estaciones de Regulación    

City Gate  9 820 ERPs  1 434 

Obras Especiales    Cruce de Rio  1 218 Túnel Liner  2 541 Cruce Cond. Especial   0 Válvulas   912 

Inversiones Complementarias  1 842 Total Red Principal  92 513 Elaboración propia. 

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Cuadro N° 20 Inversión Existente y Plan Quinquenal de Inversiones Vigente, en Miles de USD  

(sin Red Principal) 

OTRAS REDES   Existente   1  2  3  4 2017 (*)  2018 (**)  2019  2020  2021 Gasoducto                

Acero  153 631  37 088  2 465  1 847  2 477 PE  486 005  116 394  91 731  111 764  101 832 

Tubería de Conexión                Acero  1 791   117  60  30  82 PE  81 161  16 231  11 281  12 354  13 506 

Estaciones de Regulación                City Gate  26 029  3 816  1 675  0  0 ERPs  23 356  9 618  0  0  0 

Obras Especiales                Cruce de Rio  2 398   377  0  0  377 Hot Tap  5 460   870  174  174  400 Cruce de vias  4 259   631  464  304  332 Otras  7 821   402  134  268  805 

Válvulas  7 045   527  164  184  230 Inversiones Complementarias  12 726   107  124  112  44 Total Otras Redes  811 682  186 178  108 271  127 037  120 085 Elaboración propia. (*) Valor Nuevo de Remplazo (VNR) sin Red Principal a junio de 2017 (**) Incluye lo ejecutado en el II semestre de 2017. 

Cuadro N° 21 Inversión a Considerar en el Reajuste Tarifario, en Miles de USD  

(sin Red Principal) 

OTRAS REDES   Existente   1  2  3  4 2017 (*)  2018 (**)  2019  2020  2021 Gasoducto                

Acero  153 631  26 607  9 203  1 847  5 790 PE  486 005  135 776  105 688  111 764  121 164 

Tubería de Conexión                Acero  1 791  124  87  30  93 PE  81 161  29 250  26 903  12 354  13 506 

Estaciones de Regulación                City Gate  26 029  3 816  0  0  0 ERPs  23 356  6 343  723  0  0 

Obras Especiales                Cruce de Río  2 398  377  0  0  377 Hot Tap  5 460  1 010  550  174  400 Cruce de vías  4 259  1 183  310  304  632 Otras  7 821  913  745  268  805 

Válvulas  7 045  677  464  184  248 Inversiones Complementarias  12 726  2 866  2 115  112  44 Total Otras Redes  811 682  208 941  146 789  127 037  143 058 Elaboración propia. (*) Valor Nuevo de Remplazo (VNR) sin Red Principal a junio de 2017 (**) Incluye inversiones realmente ejecutadas en el II semestre de 2017. 

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7 Demanda de distribución de gas natural 

7.1 Consideraciones Generales 

La finalidad del reajuste tarifario a la mitad del Periodo Regulatorio, es revisar y analizar los pronósticos de demanda de los años 1 y 2 y contrastarlas con lo realmente ocurrido, a efectos de determinar si es necesario el reajuste de la TUD. Es así que, un reajuste puede ocurrir cuando existe una variación significativa en la demanda de gas natural producto del ingreso o retiro de un gran cliente o grupo de clientes; o que la demanda de dichos clientes se haya reducido o ampliado considerablemente; ya sea que estos pertenezcan a las  zonas  que  cuentan  con  instalaciones  de  gas  natural  (redes  existentes),  o  que pertenezcan a aquellas zonas en que se proyecta ejecutar  instalaciones de distribución (Plan Quinquenal).  

En ese sentido, el ingreso o retiro de demanda impacta directamente en la recaudación del servicio de Distribución, pudiendo conllevar a incrementar o reducir la tarifa cuando exista  déficit  o  sobre  ingresos  en  la  recaudación,  claro  está,  siempre  y  cuando que  el efecto de variación permita  sobrepasar el umbral definido como variación significativa (+/‐ 13,7%). 

Asimismo, tal como se ha indicado en el numeral 5.1 del presente informe, para efectos de evaluar el reajuste tarifario, materia del presente informe, se debe considerar en  la evaluación de la demanda base el efecto de la Actualización del Plan Quinquenal, dado que,  el  nivel  de  compromiso  que  adquirió  el  concesionario  sobre  la  expansión  de  las instalaciones de distribución aprobado durante la regulación tarifaria, han sido ampliados.  

En ese sentido, en el marco del proceso de Actualización del Plan Quinquenal, la demanda total  aplicable  al  reajuste  tarifario  será  determinada  considerando:  i)  la  variable  de demanda de acuerdo a lo dispuesto por el literal b)8 del numeral 4.1.4 del Procedimiento de  Reajuste,  y,  ii)  la  demanda  de  gas  natural  asociada  a  la  Actualización  del  Plan Quinquenal. 

7.2 Cálculo de la demanda aplicable al reajuste 

7.2.1 Demanda Base de Gas Natural 

En lo que respecta a la proyección de la demanda base de gas natural, requerida para el cálculo de los factores de reajuste, tal como se indicó en el numeral 5.1 del presente informe,  se  utilizan  valores  que  fueron  evaluados  según  la  Actualización  del  Plan Quinquenal. Por ello en el Cuadro N° 22  se presenta  la demanda base por categoría tarifaria en valores nominales y su respectiva actualización. 

                                                       8  “b)  Variable  de  demanda  de  gas  natural:  Con  excepción  de  la  categoría A  se  utilizará  las  demandas  por  categorías  tarifarias 

efectivamente ocurridas en los años 1 y 2. Asimismo, se utilizará las demandas proyectadas para los años 3 y 4, según la nueva tendencia de crecimiento de los dos años anteriores, con excepción de la Categoría A y GE. Para  el  caso de  la  Categoría A,  se  utilizará  como mínimo  el  valor  de  las  demandas proyectadas  consideradas  en  el  cálculo tarifario. Para el caso de la Categoría GE, la proyección de la demanda para los años 3 y 4, se hará en función del número de clientes proyectados y de sus consumos individuales estimados para dichos años. El período de evaluación de la Demanda debe ser el mismo que el considerado para la evaluación de las inversiones. (…)” 

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Cuadro N° 22 Demanda Base de Gas Natural para la evaluación del reajuste tarifario (Miles de m3) 

CATEGORÍA Años  Acumulado de los Años 1 al 4 

2018  2019  2020  2021  Valor Nominal de la Demanda Valor Presente de la Demanda 

A1  96 025  110 620  126 496  141 319  474 460  374 396 A2  23 506  36 958  43 868  49 728  154 059  119 881 B  54 446  61 991  70 243  77 867  264 547  209 030 IP  5 182  5 663  6 141  6 700  23 686  18 807 C  295 145  308 548  316 430  325 474  1 245 598  996 463 

GNV  750 035  804 747  856 685  906 064  3 317 531  2 642 370 D  350 874  362 805  374 178  382 507  1 470 363  1 176 754 E  807 670  869 807  900 216  937 925  3 515 618  2 805 939 GE  5 932 604  6 024 673  6 067 744  6 098 924  24 123 945  19 361 266 

TOTAL  8 315 487  8 585 813  8 762 001  8 926 509  34 589 808  27 704 906 Elaboración propia. 

7.2.2 Demanda Real de Gas Natural 

Para evaluar la demanda real se ha tomado en consideración lo señalado en el literal b) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste. 

En ese sentido, en el Cuadro N° 23 se presenta el resumen de la demanda real en valores nominales por cada categoría y sus valores totales actualizados, los cuales se emplearán para determinar el reajuste tarifario materia del presente informe. 

Cuadro N° 23 Demanda real de Gas Natural para la evaluación del reajuste tarifario (Miles de m3) 

CATEGORÍA Años  Acumulado de los Años 1 al 4 

2018  2019  2020  2021  Valor Nominal de la Demanda Valor Presente de la Demanda 

A1  96 025  110 620  126 496  141 319  474 460  374 396 A2  23 506  36 958  43 868  49 728  154 059  119 881 B  42 543  48 138  54 469  61 632  206 782  163 294 IP  3 754  3 904  4 060  4 223  15 941  12 740 C  304 500  307 055  309 631  312 229  1 233 415  990 012 

GNV  651 702  659 117  666 617  674 203  2 651 639  2 127 474 D  275 826  265 265  255 108  245 339  1 041 538  841 602 E  798 472  738 406  682 859  631 490  2 851 226  2 316 559 GE  5 875 667  5 881 133  5 599 175  5 611 725  22 967 700  18 505 728 

TOTAL  8 071 995  8 050 596  7 742 282  7 731 887  31 596 760  25 451 685 

A continuación, se detalla la evaluación de la demanda real de gas natural a ser utilizadas para el reajuste tarifario, materia del presente informe para cada categoría tarifaria. 

7.2.2.1 Demanda de la Categoría A 

La demanda de la Categoría A la  integran clientes con consumos hasta 300 m3/mes, dicha categoría esta segmentada en A1 siendo estos clientes con consumo de hasta 30 m3/mes y la Categoría A2 con consumo entre 31 m3/mes a 300 m3/mes; los clientes que  integran  la  Categoría  A  son  en  su  mayoría  clientes  residenciales  y  comercios pequeños.  

El literal b) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste define una metodología diferenciada para la determinación de la demanda en las categorías relacionadas con 

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 21 de 34 

la Categoría A, estableciendo lo siguiente: “Para el caso de la Categoría A, se utilizará como  mínimo  el  valor  de  las  demandas  proyectadas  consideradas  en  el  cálculo tarifario…”, en razón de  lo  indicado, el cálculo de  la demanda de gas natural de  las categorías  A1  y  A2  han  sido  determinadas  siguiendo  el  criterio  establecido  en  el Procedimiento de Reajuste. 

En el Cuadro N° 24 y el Cuadro N° 25 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada, correspondiente a las categorías A1 y A2 respectivamente. Así mismo en el Cuadro N° 26 se presentan la demanda base, la demanda real y la demanda proyectada de la Categoría A.  

Cuadro N° 24 Demanda acumulada Categoría A1, en Miles m3 

Años 2018 2019 2020 2021 Base 96 025 110 620 126 496 141 319 Real 85 380 107 669

Proyectado 126 496 141 319  

Cuadro N° 25 Demanda acumulada Categoría A2, en Miles m3 

Años 2018 2019 2020 2021 Base 23, 06 36,958 43,868 49,728 Real 28 656 35,382

Proyectado 43,868 49,728

Cuadro N° 26 Demanda acumulada Categoría A, en Miles m3 

Años 2018 2019 2020 2021 Base 119,531 147,579 170,363 191,047 Real 114,036 143,051

Proyectado 170,363 191,047

Sin embargo, dado que existe un criterio específico para el cálculo de la demanda de gas natural de  las categorías relacionadas con  la categoría A. En el Cuadro N° 27 se muestra  la  demanda  base  y  la  demanda  real‐proyectada  que  se  utilizará  para  el reajuste tarifario, correspondiente a la Categoría A. De igual forma en el Gráfico N° 1 se presenta gráficamente la información del Cuadro N° 27.  

Cuadro N° 27 Demanda acumulada Categoría A, en Miles m3 

Años 2018 2019 2020 2021 Base 119,531 147,579 170,363 191,047 Real -

Proyectada 119,531 147,579 170,363 191,047

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 22 de 34 

Gráfico N° 1 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría A 

 

7.2.2.2 Demanda de la Categoría GE 

La Categoría GE, corresponde a la Generación Eléctrica y una categoría especial que no depende de un rango de consumo, sino del destino al cual está dirigido el gas natural,  los consumidores son generadores eléctricos que abastecen de energía a empresas de distribución eléctrica que brindan el servicio público y a clientes libres de electricidad.  

En  el  literal  b)  del  numeral  4.1.4  del  Procedimiento  de  Reajuste  se  define  una metodología diferenciada para  la determinación de  la demanda de  la Categoría GE, estableciendo  lo  siguiente:  “…Para  el  caso  de  la  Categoría  GE,  la  proyección  de  la demanda para los años 3 y 4, se hará en función del número de clientes proyectados y de  sus  consumos  individuales  estimados  para  dichos  años.”,  en  tal  sentido  se  ha determinado la demanda de gas natural de la Categoría GE siguiendo dicho criterio. 

Como hecho relevante en el presente reajuste tarifario, se debe indicar la reducción de  la  Capacidad  Reservada  Diaria  (CRD)9  de  transporte  del  TGP  y  de  la  Capacidad Contratada (CC)10 de distribución de las empresas generadoras Kallpa11 y Enel12, lo que ha generado una reducción de la demanda proyectada de gas natural para los años 2020 y 2021. 

En el siguiente cuadro y gráfico se muestra la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada, correspondiente a la Categoría GE.  

                                                       9 CRD: Capacidad Reservada Diaria, la cual contratada con el Transportista de Gas Natural. 10 CC: Capacidad Contratada, la cual es contratada con el Distribuidor de Gas Natural. 11 Contrato de Transporte Firme de fecha 14/04/2014 y 1ra Adenda al Contrato de Transporte de fecha 28/08/2018. 12 3ra Adenda al Contrato de Transporte de fecha 10/08/2010. 

 ‐

 50 000

 100 000

 150 000

 200 000

 250 000

2018 2019 2020 2021

Miles m3

Base Real Proyectado

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 23 de 34 

Cuadro N° 28 Demanda acumulada Categoría GE, en Miles m3 Años 2018 2019 2020 2021 Base 5,932,604 6,024,673 6,067,744 6,098,924 Real 5,875,667 5,881,133

Proyectado 5,599,175 5,611,725

Gráfico N° 2  Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría GE 

 

7.2.2.3 Demanda de la Categoría B 

La demanda de la Categoría B la integran clientes con consumos entre 301 m3/mes a 17 500 m3/mes, los cuales son en su mayoría comercios pequeños. En el Cuadro N° 29 y en el Gráfico N° 3 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada según la tendencia de los años 1 y 2, correspondiente a la Categoría B. 

Cuadro N° 29 Demanda acumulada Categoría B, en Miles m3 Años 2018 2019 2020 2021 Base 54,446 61,991 70,243 77,867 Real 42,543 48,138

Proyectado 54,469 61,632

 ‐

 1 000 000

 2 000 000

 3 000 000

 4 000 000

 5 000 000

 6 000 000

 7 000 000

2018 2019 2020 2021

Miles m3

Base Real Proyectado

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 24 de 34 

Gráfico N° 3 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría B 

 

7.2.2.4 Demanda de la Categoría Instituciones Públicas (IP) 

La Categoría IP, es una categoría especial la cual no depende de un rango de consumo, sino del tipo de cliente siendo estas las instituciones del sector público. Asimismo, tal como lo establece el literal b) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste para la proyección  se debe evaluar  a  través de  la  tendencia  de  los  años  1  y  2  del  Periodo Regulatorio, dado que no particulariza su evaluación para dicha categoría especial. En el Cuadro N° 30 y el Gráfico N° 4 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada, correspondiente a la Categoría IP. 

Cuadro N° 30 Demanda acumulada Categoría IP en Miles de m3 

Años 2018 2019 2020 2021 Base 5,182 5,663 6,141 6,700 Real 3,754 3,904

Proyectado 4,060 4,223

Gráfico N° 4 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría IP 

 

 ‐ 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 70 000 80 000 90 000

2018 2019 2020 2021

Miles m3

Base Real Proyectado

 ‐ 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000

2018 2019 2020 2021

Miles m3

Base Real Proyectado

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 25 de 34 

7.2.2.5 Demanda de la Categoría C  

La demanda de la Categoría C la integran clientes con consumos entre 17 501 m3/mes a  300 000 m3/mes,  los  cuales  en  su  mayoría  son  industrias  pequeñas  o  comercios medianos. En el Cuadro N° 31 y en el Gráfico N° 5 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada según la tendencia de los años 1 y 2, correspondiente a la Categoría C. 

Cuadro N° 31 Demanda acumulada Categoría C en Miles de m3 

Años 2018 2019 2020 2021 Base 295,145 308,548 316,430 325,474 Real 304,500 307,055

Proyectado 309,631 312,229

Gráfico N° 5 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría C 

 

7.2.2.6 Demanda de la Categoría Gas Natural Vehicular (GNV) 

La Categoría GNV, es una categoría especial que no depende de un rango de consumo, dicha categoría está conformada por la demanda de los vehículos que conforman el parque automotor que utiliza gas natural. Asimismo, tal como lo establece el literal b) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste para la proyección se debe evaluar a través  de  la  tendencia  de  los  años  1  y  2  del  Periodo  Regulatorio,  dado  que  no particulariza su evaluación para dicha categoría especial. En el Cuadro N° 32 y en el Gráfico N° 6 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada, correspondiente a la Categoría GNV. 

Cuadro N° 32 Demanda acumulada Categoría GNV en Miles de m3 

Años 2018 2019 2020 2021 Base 750,035 804,747 856,685 906,064 Real 651,702 659,117

Proyectado 666,617 674,203

 ‐

 50 000

 100 000

 150 000

 200 000

 250 000

 300 000

 350 000

2018 2019 2020 2021

Miles m3

Base Real Proyectado

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 26 de 34 

Gráfico N° 6 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría GNV 

 

7.2.2.7 Demanda de la Categoría D 

La  demanda  de  la  Categoría  D  la  integran  clientes  con  consumos  entre  300 001  a 900 000 m3/mes, los cuales son en su mayoría clientes industriales medianos o grandes comercios. En el Cuadro N° 33 y en el Gráfico N° 7 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada según la tendencia de los años 1 y 2, correspondiente a la Categoría D. 

Cuadro N° 33 Demanda acumulada Categoría D en Miles de m3 

Años 2018 2019 2020 2021 Base 350,874 362,805 374,178 382,507 Real 275,826 265,265

Proyectado 255,108 245,339

Gráfico N° 7 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría D 

 

 ‐ 100 000 200 000 300 000 400 000 500 000 600 000 700 000 800 000 900 000

 1 000 000

2018 2019 2020 2021

Miles m3

Base Real Proyectado

 ‐ 50 000

 100 000 150 000 200 000 250 000 300 000 350 000 400 000 450 000

2018 2019 2020 2021

Miles m3

Base Real Proyectado

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 27 de 34 

7.2.2.8 Demanda de la Categoría E 

La  demanda  de  la  Categoría  E  la  integran  clientes  con  consumos  superiores  a 900 000 m3/mes,  los  cuales  son  en  su  mayoría  grandes  clientes  industriales,  y  en algunos casos dichos clientes cuentan con contratos de Capacidad Contratada con el Distribuidor. En el Cuadro N° 34 y el Gráfico N° 8  se muestran  la demanda base,  la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada según la tendencia de los años 1 y 2, correspondiente a la Categoría E. 

Cuadro N° 34 Demanda acumulada Categoría E en Miles de m3 

Años 2018 2019 2020 2021 Base 807,670 869,807 900,216 937,925 Real 798,472 738,406

Proyectado 682,859 631,490

Gráfico N° 8 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría E 

 

8 Determinación del Reajuste de la Tarifa Única de Distribución 

8.1 Factor de Cambio en el Costo Medio (FCM) 

A fin de evaluar el FA2, factor que permite reajustar la tarifa que recupera el costo total de  la distribución, es  requerido  conocer  la magnitud de  cambio  que presenta el  costo medio actualizado  (Costo Medio  revisado en el  año 2)  y el  ingreso que  representa  las ventas de gas natural en cada categoría tarifaria (Ingreso Medio revisado en el año 2), tal como lo señala el numeral 7 del Procedimiento de Reajuste.  

Se debe señalar que la evaluación FCM permite definir el nivel de impacto que presenta la variación de la inversión y demanda respecto a lo ocurrido hasta el año 2 del periodo regulatorio  vigente,  es  decir,  que  dicho  factor  define  si  las  variaciones  resultantes  se deben considerar como significativas o no. Para ello, el FCM, debe resultar en un valor que se encuentre fuera del rango de ‐13,70% a +13,70%, a efectos que proceda el reajuste tarifario  de  la  TUD,  en  caso  contrario  el  FCM  será  igual  a  uno  (Numeral  5.1  del 

 ‐ 100 000 200 000 300 000 400 000 500 000 600 000 700 000 800 000 900 000

 1 000 000

2018 2019 2020 2021

Miles m3

Base Real Proyectado

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 28 de 34 

Procedimiento de Reajuste) y no procederá el referido reajuste tarifario por aplicación del FA2 (para fines prácticos el FA2 es igual a 1,00).  

A continuación, se desarrolla el cálculo del Ingreso Medio revisado en el año 2 (IM2) y del Costo Medio revisado en el año 2 (CM2), necesarios para determinar el valor de FCM. 

8.1.1 Calculo del Ingreso Medio revisado en el año 2 (IM2) 

Se  debe  tener  en  cuenta  que  el  factor  IM2  se  calcula  utilizando  la  Fórmula N° 6  del Procedimiento de Reajuste; cuyo resultado, corresponde a la totalidad de los ingresos actualizados que el  concesionario  a  percibido  y obtendrá por  el  concepto de  la  TUD durante  el  periodo  regulatorio  2018‐2022,  descontado  los  ingresos  provenientes  del Mecanismo de Promoción. 

Para ello, se utiliza la demanda real por cada categoría tarifaria evaluada en el numeral 7.2.2 del presente informe, la misma que se multiplica por la TUD sin el componente del Mecanismo  de  la  Promoción,  para  luego,  dicho  resultado  debidamente  actualizado dividirlo entre la demanda real también actualizada. 

En  el  Cuadro  N° 35  se  presenta  la  TUD  sin  el  efecto  del Mecanismo  de  Promoción, segmentado por año y por Categoría Tarifaria. Asimismo, en el Cuadro N° 36 se presenta el resultado de los ingresos actualizados. 

Cuadro N° 35 TUD sin el componente del Mecanismo de Promoción (USD/Mil m3) 

Categoría Tarifaria 

Años 2018  2019  2020  2021 

A1  208,42  227,53  227,53  227,53 A2  163,57  178,57  178,57  178,57 B  83,15  90,77  90,77  90,77 IP  46,51  50,77  50,77  50,77 C  42,35  46,23  46,23  46,23 

GNV  35,82  39,11  39,11  39,11 D  31,42  34,30  34,30  34,30 E  20,56  22,44  22,44  22,44 GE  14,82  16,18  16,18  16,18 

Cuadro N° 36 Ingresos reales por la Distribución clasificado por categorías, valores en USD 

Categoría Tarifaria 

Ingresos reales al año 2 y proyectados al año 4  Valor Nominal del 

Ingreso 

Valor Presente del 

Ingreso 2018  2019  2020  2021 

A1   20 013 726  25 169 537  28 781 716  32 154 424  106 119 402  83 452 683 A2   3 844 837  6 599 582  7 833 363  8 879 828  27 157 610  21 073 897 B   3 537 328  4 369 497  4 944 124  5 594 321  18 445 270  14 515 742 IP    174 593   198 222   206 146   214 388   793 350   631 685 C   12 895 805  14 196 306  14 315 419  14 435 532  55 843 062  44 654 772 

GNV   23 346 946  25 777 576  26 070 894  26 367 549  101 562 965  81 181 191 D   8 665 979  9 098 288  8 749 910  8 414 872  34 929 048  28 115 232 E   16 416 419  16 573 420  15 326 667  14 173 701  62 490 207  50 572 592 GE  87 080 073  95 152 613  90 590 734  90 793 785  363 617 205  291 865 456 

 TOTAL   175 975 705  197 135 040  196 818 973  201 028 400  770 958 119  616 063 249 

Como se aprecia en el Cuadro N° 37, el Ingreso Medio revisado al año 2 resulta ser igual a 24,21 US$/mil m3: 

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 29 de 34 

Cuadro N° 37 Ingreso Medio revisado en el año 2 Factor  Valor  Unidad 

Ingreso Actualizado  616 063 249  USD Demanda Actualizada  25 451 685  Mil m3 

IM2  24,21  USD/Mil m3 

8.1.2 Calculo del Costo Medio revisado en el año 2 (CM2) 

Para  el  cálculo  del  CM2  se  requiere  la  Anualidad  Acumulada  del  Costo  de  Inversión Actualizada, la misma que se determina a partir de la Inversión real acumulada año por año sin  incluir  la Red Principal y en base a un  factor de recuperación de  la  inversión calculado a 30 años y una tasa de actualización de 12%. Los resultado de dicha  anualidad se presentan en el Cuadro N° 38. 

Cuadro N° 38 Anualidad Inversión Real Acumulada sin Red Principal, en Miles de USD 

Ítem  Año 2018  2019  2020  2021 Gasoducto              

 Acero   22 376  23 518  23 747  24 466  PE   77 190  90 311  104 185  119 227 

Tubería de Conexión         

 Acero   238  249  252  264  PE   13 707  17 047  18 580  20 257 

Estaciones de Regulación         

 City Gate   3 705  3 705  3 705  3 705  ERPs   3 687  3 777  3 777  3 777 

Obras Especiales         

Cruce de Rio  344  344  344  391 Hot Tap  803  871  893  943 Cruce de vias  676  714  752  830 Otras  1 084  1 177  1 210  1 310 

Válvulas  959  1 016  1 039  1 070 Inversión Complementaria  

       

Inversión Complementaria  1 936  2 198  2 212  2 218 Total  126 704  144 927  160 698  178 457 

A partir de la Anualidad de la Inversión Acumulada se determinan los costos totales del Concesionario, para ello se emplea la metodología de cálculo señalada en el numeral 7.1 del  Procedimiento  de  Reajuste.  En  ese  sentido,  los  resultados  obtenidos  son  los siguientes: 

Cuadro N° 39 Valorización de Ingresos Actualizados, en Miles de USD  

  

1 2 3 42018 2019 2020 2021

Derecho de Conexión 11 654 12 295 7 270 7 628 38 847 31 992Pago Adelantado (PAT) 1 554 1 554 1 559 1 554 6 221 4 999TOTAL 13 208 13 850 8 829 9 182 45 068 36 991

DC + PAT 13 208 13 850 8 829 9 182 45 068 36 991

INGRESOSAños Acumulado de los Años 1 al 4

Valor Nominal de Ingresos

Valor Presente de Ingresos

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 30 de 34 

Cuadro N° 40 Valores Actualizados para el cálculo del CM2, en Miles de USD 

 

En ese sentido, a partir de los resultados obtenidos en los cuadros anteriores el Costo Medio revisado al año 2 resulta ser 25,87 USD/mil m3: 

Cuadro N° 41 Ingreso Medio revisado en el año 2 Factor  Valor  Unidad 

Costo Total de la Inversión  660 801 484  USD Factor Alpha ()  ‐2 463 333  USD Costo Total Actualizado   658 338 151  USD Demanda Actualizada  25 451 685  Mil m3 

CM2  25,87  USD/Mil m3 

8.1.3 Calculo del Factor de Cambio en el Costos Medio (FCM) 

Con la determinación del Ingreso Medio al año 2 (IM2) y el Costo Medio al año 2 (CM2), se obtiene el Factor FCM que se muestra en el Cuadro N° 42. 

Cuadro N° 42 Factor de Ajuste Tarifario asociado al Costo Medio 

Factor  Valor  Unidad 

IM2  24,21  USD/Mil m3 CM2  25,87  USD/Mil m3 FCM  ‐6,42%  % 

Considerando los resultados IM2, CM2, 𝛼 e Inversión, el resultado para el FCM es igual a ‐6,42%. En ese sentido, en virtud de lo establecido en el numeral 5.1 del Procedimiento de  Reajuste,  dado  que  el  valor  absoluto  del  FCM  no  supera  el  límite  de  13,7%,  no corresponde efectuar el reajuste tarifario en el Periodo Regulatorio 2018‐2022, por lo que, el valor del FA2 es igual 1. 

1 2 3 42018 2019 2020 2021

IGA 10 735 10 735 10 764 10 735 42 968 34 528Ampliación Red Principal 0 0 0 0 0 0Otras Redes 126 704 144 926 160 698 178 458 610 786 483 069

Red Acero 25 521 26 873 27 199 28 204City Gate 3 705 3 705 3 705 3 705

ERP 3 687 3 777 3 777 3 777Red PE 91 855 108 373 123 805 140 554

Inv. Complementarias 1 936 2 198 2 212 2 218INGRESOS TOTALES ANUALES 137 439 155 661 171 462 189 193 653 754 517 597% COyM sobre la anualidad de la inversión 37,52% 37,34% 36,67% 35,63%% COyM sobre la anualidad de la inversión 47 546 54 110 58 935 63 578 224 168 177 732COSTO TOTALES DE LA DISTRIBUCIÓN 100% 100% 100% 100% 695 329

α ‐  2 473 ‐  3 115   1 935   1 552 ‐  2 101 ‐  2 463

Inversión   174 250   199 036   219 633   242 036   834 954   660 801

DemandaR  8 071 995  8 050 596  7 742 282  7 731 887  31 596 760  25 451 685

Componentes del Sistema de Distribución

Años Acumulado de los Años 1 al 4Valor Nominal

de IngresosValor Presente

de Ingresos

Informe N° 0177‐2020‐GRT  Página 31 de 34 

8.2 Cálculo del Factor (FA1) 

Tal como se mencionó en el numeral 4.1 del presente informe, la evaluación del FA1 se efectuó en el  Informe Técnico N° 0176‐2020‐GRT, en el  cual  se detalla el  cálculo de  la revisión  trimestral  del  Saldo  del  Balance  de  la  Promoción  y  los  diversos  factores  que corresponden al Mecanismo de  la Promoción.  En ese  sentido,  el  valor del  FA1 que  se utilizará en el presente informe es igual a 0,6889. 

8.3 Cálculo del Factor de Equilibrio Tarifario (FA2) 

Con el fin de evaluar el FA2, factor que permite reajustar la tarifa que recupera el costo total  de  la  distribución,  se  emplea  el  FCM  evaluado  en  el  numeral  8.1  del  presente informe, siendo dicho FCM el que condiciona la fórmula a ser usada para determinar el FA2.  

Dado que el  resultado de  FCM resulta  ser  ‐6,42%, y no ha  superado  los  límites de +/‐13,70%, dando como resultado para el  FA2  igual  a 1,0. Por  tanto,  se  concluye que no corresponde efectuar el reajuste tarifario por cambio en el Costo Medio. 

8.4 Determinación del Factor de Ajuste Total (FAT)  

El cálculo del FAT se realiza de acuerdo a la fórmula citada en el numeral 4 del presente informe. Al respecto podemos señalar lo siguiente: 

El factor FA1 es el que se indica en el numeral 8.2 del presente informe. 

El factor FA2 es el determinado en la sección 8.3 del presente informe. 

Respecto  a  las  proporciones  tarifarias  %PTD  y  %PGP,  se  han  considerado  los valores vigentes en la regulación al momento de la ejecución del presente proceso de reajuste: (%PTD = 92,57% y %PGP = 7,43%). 

Asimismo,  se  debe  señalar  que,  si  bien  el  numeral  7.5  del  Procedimiento  de Reajuste señala que se deben considerar las proporciones tarifarias %PTD y %PGP definidas  en  la  regulación  tarifaria,  se  debe  tener  en  cuenta  que  dichas proporciones han variado por la aplicación del Procedimiento de Liquidación de la Promoción en lo que va del Periodo Regulatorio vigente13. Por lo que resulta necesario evaluar un  factor que equilibre  los  ingresos del  concesionario de  tal forma que estén en concordancia con las proporciones tarifarias que actualmente 

                                                       13 Resolución N° 130‐2018‐OS/CD publicada el 27.07.2018 (Liquidación Periodo Regulatorio 2014‐2018)   Resolución N° 170‐2018‐OS/CD publicada el 31.10.2018.    Resolución N° 015‐2019‐OS/CD publicada el 01.02.2019.   Resolución N° 080‐2019‐OS/CD publicada el 27.04.2019.   Resolución N° 128‐2019‐OS/CD publicada el 23.07.2019.   Resolución N° 129‐2019‐OS/CD publicada el 23.07.2019 (Reajuste por Actualización del Plan Quinquenal).    Resolución N° 195‐2019‐OS/CD publicada el 26.10.2019.   Resolución N° 007‐2020‐OS/CD publicada el 31.01.2020. 

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se  encuentran  vigentes14.  En  ese  sentido,  el  factor  de  corrección  de  ingresos resulta igual a 0,9623.  

Se  debe  señalar  que  como  consecuencia  del  Estado  de  Emergencia  Nacional  y  el aislamiento social obligatorio debido al brote del COVID‐19, el estado peruano dispuso mediante el Decreto de Urgencia N° 029‐2020‐ PCM,  la suspensión, entre otros, de los plazos de  inicio y de tramitación de  los procedimientos administrativos, hasta el 07 de mayo de 2020 y prorrogado hasta el 10 de junio de 2020, en razón de ello, se prologó el proceso la aprobación del Reajuste Tarifario de la TUD, de tal forma que la aplicación del mencionado reajuste se efectúe desde 15 de junio de 2020. 

En base a  los resultados señalados, y aplicando  la Fórmula N° 17 del Procedimiento de Reajuste, se obtiene lo siguiente: FAT = 0,9400, cuya vigencia será del 15 de junio al 31 de julio de 2020. 

9 Determinación de la nueva Alícuota  

Como  consecuencia  de  la  aplicación  del  factor  de  reajuste  FAT  a  la  TUD,  se  obtienen variaciones en  las proporciones de  la  tarifa media que cubren  los costos del  sistema de distribución  y  el  gasto  total  de  promoción.  En  consecuencia,  se  requiere  determinar  la nueva Alícuota que será aplicable a partir de la entrada en vigencia de los factores de ajuste calculados en el presente documento, es decir a partir del 15 de junio de 2020. 

Para dichos fines, se tienen en cuenta los reajustes asociados a la promoción que han tenido lugar des