Gas Natural de Lima y Callao - osinerg.gob.pe · Gas Natural de Lima y Callao S.R.L. Av. Javier Prado Oeste 960 San Isidro Lima 27 Perú Tel. 51-1-222 79 79 Fax. 51-1-222 05 17 Email

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Lima, 05 de abril de 2004 JEQ/04/018

Señores OSINERG Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Av. Canadá 1460 San Borja Atención: Sr. Ing. Victor Ormeño Salcedo Gerente Adjunto de Regulación Tarifaria Sr. Luis Espinoza Quiñones Gerente de Regulación Tarifaria de Gas Natural Tema: Absolución de las Observaciones al Informe Final de los Estudios

Tarifarios para la Distribución por “Otras Redes” de Gas Natural de Lima y Callao (GNLC)

Ref: Oficio N°067-2004-OSINERG-GART de fecha 08 de Marzo de 2004 Estimado Señores: En cumplimiento de los plazos señalados en el Anexo F de la Resolución OSINERG 0001-2003-OS/CD “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, les hacemos llegar a continuación nuestras respuestas a las observaciones del OSINERG-GART a la Propuesta Tarifaria de GNLC para la Distribución por “Otras Redes”, presentada el 16 de febrero de 2004. Sin otro particular saludamos a usted muy atentamente. Jos Remacle Gerente General Gas Natural de Lima y Callao S.R.L. jeq cc: Archivo “Regulación Tarifaria Otras Redes”



ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES DEL OSINERG A LA PROPUESTA TARIFARIA DE GNLC PARA

LA DISTRIBUCIÓN POR “OTRAS REDES” 1. Consideraciones importantes sobre las Tarifas Propuestas Por medio de la presente, GNLC quiere establecer los siguientes esclarecimientos respecto de la Propuesta Tarifaria presentada: è Las tarifas propuestas han considerado los volúmenes globales a presentarse en el

área de Lima y Callao y por lo tanto son de aplicación para cualquier cliente –a excepción de los Consumidores Iniciales1- ubicado dentro del Área de Concesión de Gas Natural de Lima y Callao.

è La estaciones de GNV han sido tratadas de la misma manera que cualquier otro cliente de las “Otras Redes”, por lo tanto los costos asociados a su conexión (tubo de conexión, ERM e instalación interna) serán de cargo del cliente.

è Las tarifas propuestas han sido elaboradas considerando lo dispuesto en el Artículo 8 del Reglamento de Distribución de Gas Natural (Decreto Supremo Nº 042-99) que señala lo siguiente: “...no está permitido afectar el derecho del Concesionario a la exclusividad sobre la construcción de las instalaciones dentro del Area de Concesión, salvo las excepciones previstas en el presente Reglamento o normas técnicas que resulten aplicables”

è En este sentido, las Tarifas de Distribución de “Otras Redes” aprobadas por el OSINERG serán aplicables a todos los consumidores de gas localizados en el área de concesión de GNLC, con excepción de los Consumidores Iniciales, de acuerdo con la categoría que les corresponda.

2. Filosofía de Cálculo Tarifario: Valor Nuevo de Reemplazo de la Inversión Las anualidades del VNR de cada actividad (distribución y comercialización) y categoría tarifaria (A, B, C y D) tienen dos componentes principales que surgen de la metodología de cálculo que se expone a continuación:

Concepto Criterio de cálculo (1) Anualidad VNR inversión año t FRC x Inversiones acumuladas al año t (2) Anualidad de la variación en el Capital de Trabajo año t

FRC x Capital de Trabajo acumulado al año t

Total Anualidades VNR año t2 Suma de (1) y (2)

1 Definido en Artículo 2° de la Ley N° 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural. 2 Informado en las tablas 8, 9, 35 y 36 del Informe Final



El factor de recuperación del capital (FRC) fue definido en el Informe Final (punto VII, pág.40) resulta coincidente con la metodología de cálculo de la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo y corresponde a la siguiente fórmula:

12414401r1

r1rFRC

n

n

.)(

)(=

−++×

=

donde: r = tasa de actualización antes de impuesto a las ganancias (12%) n = período de recuperación del capital (30 años) Los valores de las Inversiones y el Capital de Trabajo acumulados al año t para cada actividad y categoría tarifaria surgen de las estimaciones realizadas de acuerdo con lo indicado en el punto II del Informe Final (resumidos en la tabla 22) y de los criterios de asignación expuestos en las sección VIII del citado informe. Tasa de Actualización: 12% Periodo de Recuperación (años): 30 Factor de Recuperación del capital: 0.12414

Gas Natural de Lima y Callao S.R.L.

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

A Inversiones Anuales Mill USD 3.12 4.68 4.68 4.68 4.68 2.99 2.14 1.68 1.46 1.54 1.62 1.71 1.79 1.68 1.73 1.83 1.93 2.03 2.14 2.23 2.23Inversiones Acumuladas Mill USD 3.12 7.80 12.47 17.15 21.83 24.81 26.95 28.63 30.09 31.62 33.25 34.96 36.74 38.43 40.16 41.99 43.91 45.94 48.09 50.32 52.55

Anualidad VNR Inversiones Mill USD 0.39 0.97 1.55 2.13 2.71 3.08 3.35 3.55 3.73 3.93 4.13 4.34 4.56 4.77 4.99 5.21 5.45 5.70 5.97 6.25 6.52

Var. Anual Capital de Trabajo Mill USD 0.23 0.12 0.00 0.01 0.01 -0.12 -0.06 -0.03 -0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 -0.25Capital de Trabajo Acumulado Mill USD 0.23 0.35 0.35 0.36 0.36 0.24 0.19 0.16 0.14 0.15 0.16 0.17 0.18 0.18 0.19 0.20 0.21 0.22 0.24 0.25 0.00

Anualidad Capital de Trabajo Mill USD 0.03 0.04 0.04 0.04 0.05 0.03 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.00

Anualidades VNR (*) Mill USD 0.42 1.01 1.59 2.17 2.75 3.11 3.37 3.57 3.75 3.94 4.15 4.36 4.58 4.79 5.01 5.24 5.48 5.73 6.00 6.28 6.52

B Inversiones Anuales Mill USD 0.54 0.81 0.81 0.81 0.81 0.52 0.37 0.29 0.25 0.27 0.28 0.30 0.31 0.29 0.30 0.32 0.33 0.35 0.37 0.39 0.39Inversiones Acumuladas Mill USD 0.54 1.35 2.16 2.98 3.79 4.31 4.68 4.97 5.22 5.49 5.77 6.07 6.37 6.67 6.97 7.28 7.62 7.97 8.34 8.73 9.12Anualidad VNR Inversiones Mill USD 0.07 0.17 0.27 0.37 0.47 0.53 0.58 0.62 0.65 0.68 0.72 0.75 0.79 0.83 0.86 0.90 0.95 0.99 1.04 1.08 1.13

Var. Anual Capital de Trabajo Mill USD 0.04 0.02 0.00 0.00 0.00 -0.02 -0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Capital de Trabajo Acumulado Mill USD 0.04 0.06 0.06 0.06 0.06 0.04 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.05 0.05 0.05



C Inversiones Anuales Mill USD 2.05 0.91 0.61 0.64 0.10 0.06 0.57 0.04 0.55 0.19 0.24 0.52 0.36 0.78 0.26 0.79 0.60 0.60 1.00 0.23 0.49

Inversiones Acumuladas Mill USD 2.05 2.96 3.57 4.21 4.31 4.37 4.94 4.98 5.53 5.72 5.96 6.49 6.84 7.62 7.88 8.67 9.27 9.87 10.87 11.11 11.59Anualidad VNR Inversiones Mill USD 0.25 0.37 0.44 0.52 0.53 0.54 0.61 0.62 0.69 0.71 0.74 0.81 0.85 0.95 0.98 1.08 1.15 1.23 1.35 1.38 1.44

Var. Anual Capital de Trabajo Mill USD 0.15 -0.07 0.02 0.02 -0.02 0.01 0.06 -0.02 0.05 -0.02 0.01 0.03 0.00 0.05 -0.02 0.06 0.00 0.02 0.05 -0.04 0.04Capital de Trabajo Acumulado Mill USD 0.15 0.07 0.10 0.11 0.09 0.10 0.16 0.13 0.18 0.17 0.18 0.21 0.21 0.26 0.24 0.30 0.30 0.32 0.37 0.34 0.38Anualidad Capital de Trabajo Mill USD 0.02 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.05 0.04 0.05


D Inversiones Anuales Mill USD 0.94 0.42 0.28 0.29 0.05 0.03 0.26 0.02 0.25 0.09 0.11 0.24 0.16 0.36 0.12 0.36 0.27 0.28 0.46 0.11 0.22

Inversiones Acumuladas Mill USD 0.94 1.36 1.64 1.93 1.98 2.01 2.27 2.29 2.54 2.63 2.74 2.98 3.15 3.51 3.63 3.99 4.26 4.54 5.00 5.11 5.33Anualidad VNR Inversiones Mill USD 0.12 0.17 0.20 0.24 0.25 0.25 0.28 0.28 0.32 0.33 0.34 0.37 0.39 0.44 0.45 0.50 0.53 0.56 0.62 0.63 0.66

Var. Anual Capital de Trabajo Mill USD 0.07 0.00 0.04 0.05 0.02 0.04 0.07 0.05 0.08 0.04 0.05 0.04 0.03 0.05 0.00 0.05 0.03 0.04 0.07 -0.01 -0.82

Capital de Trabajo Acumulado Mill USD 0.07 0.07 0.11 0.16 0.18 0.22 0.28 0.34 0.42 0.46 0.51 0.55 0.58 0.63 0.63 0.68 0.71 0.75 0.83 0.82 0.00Anualidad Capital de Trabajo Mill USD 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.03 0.04 0.04 0.05 0.06 0.06 0.07 0.07 0.08 0.08 0.08 0.09 0.09 0.10 0.10 0.00


Actividad de Distribución

Gas Natural de Lima y Callao S.R.L

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

A Inversiones Anuales Mill USD 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Inversiones Acumuladas Mill USD 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00


Var. Anual Capital de Trabajo Mill USD 0.23 0.12 0.00 0.01 0.01 -0.12 -0.06 -0.03 -0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 -0.25

Capital de Trabajo Acumulado Mill USD 0.23 0.35 0.35 0.36 0.36 0.24 0.19 0.16 0.14 0.15 0.16 0.17 0.18 0.18 0.19 0.20 0.21 0.22 0.24 0.25 0.00


Anualidades VNR (**) Mill USD 0.03 0.04 0.04 0.04 0.05 0.03 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.00

B Inversiones Anuales Mill USD 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Inversiones Acumuladas Mill USD 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00


Var. Anual Capital de Trabajo Mill USD 0.04 0.02 0.00 0.00 0.00 -0.02 -0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00




C Inversiones Anuales Mill USD 0.12 0.12 0.11 0.11 0.10 0.06 0.05 0.04 0.05 0.04 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05 0.06 0.05 0.06 0.07 0.06 0.06

Inversiones Acumuladas Mill USD 0.12 0.24 0.35 0.46 0.56 0.62 0.67 0.71 0.76 0.80 0.83 0.88 0.93 0.98 1.03 1.08 1.14 1.19 1.26 1.32 1.38


Var. Anual Capital de Trabajo Mill USD 0.15 -0.07 0.02 0.02 -0.02 0.01 0.06 -0.02 0.05 -0.02 0.01 0.03 0.00 0.05 -0.02 0.06 0.00 0.02 0.05 -0.04 0.04




D Inversiones Anuales Mill USD 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.03 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03

Inversiones Acumuladas Mill USD 0.05 0.11 0.16 0.21 0.26 0.29 0.31 0.33 0.35 0.37 0.38 0.41 0.43 0.45 0.47 0.50 0.52 0.55 0.58 0.61 0.64


Var. Anual Capital de Trabajo Mill USD 0.07 0.00 0.04 0.05 0.02 0.04 0.07 0.05 0.08 0.04 0.05 0.04 0.03 0.05 0.00 0.05 0.03 0.04 0.07 -0.01 -0.82

Capital de Trabajo Acumulado Mill USD 0.07 0.07 0.11 0.16 0.18 0.22 0.28 0.34 0.42 0.46 0.51 0.55 0.58 0.63 0.63 0.68 0.71 0.75 0.83 0.82 0.00Anualidad Capital de Trabajo Mill USD 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.03 0.04 0.04 0.05 0.06 0.06 0.07 0.07 0.08 0.08 0.08 0.09 0.09 0.10 0.10 0.00


Actividad de Comercialización



3. Cargos fijos El cargo fijo diseñado para las categorías C y D corresponde a una estructura tarifaria que busca recuperar parte de los costos de distribución en función del uso de la capacidad de distribución en el período pico. Sin embargo, no se requiere una reserva de capacidad por parte de los usuarios, ya que ello generaría incentivos al free riding. Al haber capacidad excedente de distribución, no habría restricciones por reservar una cantidad menor a la demandada en el día pico3. Componentes del Cargo Fijo El cargo fijo propuesto tiene dos componentes: una que es la parte que representa al “Margen de Comercialización”, y otra que representa parte de los costos de distribución llamada “Margen de Distribución Fijo”. El “Margen de Comercialización”, tiene incluidos los siguientes Costos:

a) 100 % de los costos de comercialización. b) 50 % de las Inversiones Operativas o Indirectas, c) 50 % del capital de trabajo.

En tanto el “Margen de Distribución Fijo”, se calculó asignando parte del “Margen de Distribución”, siendo este porcentaje de 27,2%. Los ítems considerados constituyen las inversiones mínimas necesarias para atender a los clientes potenciales.

Estas asignaciones de costos son función de las características físicas y operativas de la red, la cual es dimensionada de acuerdo con la demanda máxima que debe abastecerse. De tal modo, la incidencia de los distintos usuarios en los costos fijos relacionados con la construcción, operación y mantenimiento de la red, puede ser aproximada a partir de la demanda máxima individual prevista para el período de demanda pico de la distribuidora. La suma de los dos componentes (“Margen de Comercialización” y el “Margen de Distribución Fijo”) resulta en el Cargo Fijo de la distribuidora. Aplicación del Cargo Fijo Propuesto Para su aplicación, GNLC propone que el Cargo Fijo se aplique de la siguiente manera:

1. En el primer año de incorporación de un cliente, el Cargo Fijo será aplicado en función de los consumos estimados con base en el número de aparatos e instalaciones con que cuente el Usuario en sus instalaciones de aprovechamiento y los tiempos estimados de operación de dichos aparatos e instalaciones aplicando un factor de simultaneidad en relación al uso de los mismos. Tomando como base esta información de referencia, se calculará el consumo pico estimado (MMBTU/día) correspondiente para el cliente.

2. A partir del segundo año desde la incorporación del cliente a la red de distribución, y con una frecuencia semestral, la Distribuidora revisará y aplicará el Cargo Fijo sobre el

3 Debido a la práctica usual en el diseño de redes, las restricciones en el servicio suelen provenir de falta de gas en city gate. Sin embargo, el factor de carga de cada usuario incide en el dimensionamiento global de la red (si todos los usuarios tuvieran factores de carga bajos, la red de distribución debería ser más grande que si los factores de carga fueran altos).

Contestación al pedido de aclaración de OSINERG 23 de marzo de 2004


Consumo Pico (MMBTU/día) registrado durante los últimos doce meses. La revisión semestral tiene como objetivo recoger periódicamente cualquier cambio en la tendencia del consumo del cliente.

Antecedentes Internacionales del Mecanismo Propuesto Algunos antecedentes de adopción de criterios similares para la estimación de un cargo de demanda son los siguientes: § México: la metodología para determinar la reservación de capacidad de distribución para los

usuarios del servicio de distribución simple se basa en el cálculo del consumo diario máximo en función de perfiles de carga estimados sobre la base de consumos históricos y de capacidad instalada.

§ Atlanta, Georgia (USA): se aplica un cargo denominado DDDC (Dedicated Design Day

Capacity charge) que está orientado a cubrir los costos comunes de entregar el gas en función de la demanda del cliente el día más frío del año. Este método es visto como la manera más equitativa de asignar los costos totales del sistema. Este cargo se actualiza anualmente para registrar los cambios en los patrones de consumo, actualización que es aprobada por el regulador. En su cálculo la distribuidora utiliza la información histórica sobre consumo o los datos referentes a los artefactos instalados.

§ Argentina (Dto.180/04): Se modificó el estatus de los usuarios de GNC (GNV), que dejan de

ser ininterrumpibles y pasan a contar con la opción entre el servicio firme e interrumpible. En la transición, los usuarios existentes que ya contaban con el servicio pagarán un cargo de capacidad calculado en función de su consumo pico del año anterior.

4. Sustento de la Propuesta de Categoría de clientes Las categorías tarifarias (y sus rangos volumétricos) fueron definidas siguiendo un conjunto de criterios complementarios entre sí y que, en general, son los considerados en los diseños tarifarios modernos. Básicamente, se analizaron criterios del lado de la oferta, respetándose los criterios de diseño adoptados por GNLC para el trazado de sus redes y los condicionantes del marco regulatorio, en el sentido que cada tipo de cliente pague una tarifa en función de los costos que ocasiona a la empresa proveerle el servicio de distribución. Este es el principal concepto subyacente en el diseño tarifario adoptado de tarifas medias decrecientes al aumentar el volumen consumido. En otras palabras, las grandes demandas estarán típicamente conectadas a presiones de suministro más altas con costos diferentes a las pequeñas demandas que reciben el producto en baja presión y participan de todos los costos asociados hasta llegar a dicha presión de suministro. Complementariamente, por el lado de la demanda, se evaluaron los consumos promedios característicos de cada sector de consumo, sustentados en los estudios de mercado efectuados por GNLC. Esta información se ha presentado ya en detalle al Osinerg (ver Anexo 1 del Informe Final).



5. Asignación de costos comunes entre Red Principal y Otras Redes En la Propuesta Tarifaria, todos los Costos de Operación y Mantenimiento presentados están basados en costos eficientes tomados de benchmarks internacionales. Dentro de ese rubro global de Costos de Operación y Mantenimiento, los correspondientes a “Operación y Mantenimiento” y “Comercialización” son los costos específicos y exclusivos del funcionamiento de las Otras Redes. En tanto que la asignación de los Costos Comunes (“Administración y Generales”) entre la Red Principal y las Otras Redes, se ha efectuado considerando las inversiones realizadas en la Red Principal y las inversiones previstas para las Otras Redes. Para esta asignación se calculó el valor presente neto a diciembre del 2004 del flujo de fondos de las inversiones en la Red Principal y en las Otras Redes, de modo tal de calcular el porcentaje de asignación correspondiente a cada parte del negocio en función del monto total a invertir. El Valor Presente Neto de las inversiones en la Red Principal es 75,92 millones de USD y el Valor Presente Neto de las inversiones en las Otras Redes es 54,14 millones de USD. De esta forma se concluye que el total de inversiones de GNLC actualizadas es de 130,07 millones de USD y el porcentaje de asignación correspondiente a Red Principal es de 58% y el de Otras Redes es de 42%. 6. Demanda residencial y comercial Consumo unitario residencial inicial El consumo unitario residencial inicial estimado por GNLC tiene su sustento en el procesamiento de los datos recogidos directamente del campo, para lo cual GNLC contrató a una empresa consultora especializada en la investigación de mercados y reconocida en el medio. El relevamiento de la información correspondiente fue efectuada entre el 26 de junio y el 15 de agosto del 2003. En la Tabla 11 del Informe Final se detalla la metodología de cálculo y ponderadores utilizados, en función de la población existente, para la determinación razonable del consumo unitario inicial a nivel residencial. A continuación se alcanza un mayor detalle de la información utilizada para dicho cálculo: a. La información procesada estuvo basada en los siguientes datos relevados:

- Consumo de energéticos alternativos al gas natural (GLP, energía eléctrica, kerosene, etc.) - Hábitos de consumo de los energéticos alternativos al gas natural - Tenencia de equipos demandantes de energía

b. Con dicha información, se procedió a estimar la energía demandada por las familias, potencialmente sustituible por gas natural, tomando como base todo el consumo de GLP y parte de la demanda de energía eléctrica y kerosene. La estimación de energía sustituíble, relacionada con el consumo de GLP, fue la siguiente:



MJ/y m3/yA1 8,642 216A2 9,222 231B1 6,829 171B2 8,023 201C1 7,106 178C2 6,713 168

GLPNSE

ESTIMACION DE LA DEMANDA DE GLP SUSTITUIBLE POR GNSegmento Residencial

c. Para proceder a estimar la demanda de gas natural relacionada al consumo de energía eléctrica y kerosene, fue necesario descontar la energía destinada al alumbrado (usos de electricidad y kerosene) y a otros usos específicos de electricidad para la operación de aparatos domésticos como refrigeradoras, congeladoras, etc. Así, las estimaciones de energía consideraron aquella utilizada para cocinar y calentar el agua para el baño, cualquiera sea el combustible utilizado. Para estas estimaciones fueron utilizados los datos de tenencia de equipos, asumiendo, para cada tipo de equipo una demanda de potencia promedio y un número de horas de uso al día, que se resumen en el siguiente cuadro:

INFORMACION DE EQUIPOS Y USO TÍPICOA NIVEL RESIDENCIAL USADOS EN LA ESTIMACION

Tipo de Potencia Usoequipo kW Horas/día

Cocina eléctrica 2.0 2.0Terma eléctrica 1.5 1.0Cocina gas (GLP) 1.3 2.0Terma gas (GLP) 10.0 0.3Cocina a kerosene 2.0 2.0

De esta manera se obtuvo la siguiente demanda por familia, para cada nivel socioeconómico:

ESTIMACION DE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y KEROSENE SUSTITUIBLE POR GAS NATURAL POR FAMILIA

Electricidad KeroseneNSE (Cocina + terma) (Cocina)

MJ / año MJ / añoA1 5,344 0A2 3,531 0B1 3,022 0B2 1,880 243C1 823 1,225C2 460 1,314

Consumo unitario comercial inicial Asimismo, el consumo unitario comercial inicial estimado por GNLC tiene su sustento en el procesamiento de los datos recogidos a través de entrevistas personales en comercios de las categorías señaladas.



En este segmento el cálculo de la demanda potencial de gas natural fue razonable y no poco optimista ya que consideró que todo el consumo de diesel 2 (a excepción de aquel utilizado para el transporte), GLP y kerosene sería sustituido por los comercios, mientras que sólo la fracción de la demanda de energía eléctrica relacionada con alumbrado de las instalaciones o con la operación de equipos cuyo funcionamiento era factible sólo con energía eléctrica, fue descontada. Utilizando dichos supuestos, el siguiente fue el resultado del cálculo efectuado en términos energéticos y su equivalente volumétrico.

PERFIL DE DEMANDA COMERCIALEN LIMA METROPOLITANA

Tipo de Comercio MJ / mes m3 / mes

Hoteles 46,500 1,163Lavanderías 32,000 800

Panaderías 17,300 433

Restaurantes 10,250 256 Tasa de crecimiento proyectada para los consumos unitarios Cuando un mercado es inexistente, como es el caso del gas natural en el Perú, el ejercicio de proyectar a largo plazo no sólo enfrenta la incertidumbre del ritmo de crecimiento que adoptará el mercado relacionado con la reacción de los consumidores potenciales ante el nuevo producto sino también con la reacción de los actores presentes en el mismo para quienes el nuevo producto representará nueva competencia. Teniendo esto en cuenta, para GNLC las tasas de crecimiento planteadas para el consumo unitario inicial de los segmentos residencial y comercial son proyecciones razonables basadas en las siguientes premisas:

- Para la demanda residencial, el crecimiento del consumo unitario inicial considera la conversión de consumos adicionales a la cocina y a la terma. De esta manera, GNLC ha proyectado que entre el 5to y 6to año de operación comercial, que todos los clientes residenciales estarán demandando cantidades de gas natural equivalentes a sus consumos en cocina y termas, mientras que en el año 20 de operación, dicho consumo habrá crecido en un 30% adicional.

- Para la demanda comercial se tomó en cuenta una tasa anual de crecimiento de 1,8%, proyección que tomó en consideración la información histórica de crecimiento de la actividad comercial (PBI Sector Comercio). De acuerdo con estadísticas oficiales, en este Sector, la tasa de crecimiento promedio móvil de los últimos cinco años ha sido la siguiente: è 2000: 1,9% è 2001: 2,0% è 2002: 1,3% è 2003: 2,7%

7. Demanda Industrial y GNV Discriminación de la demanda industrial y GNV



Con relación a la observación respecto de que la información de demanda de los Anexos 2 y 3 del Informe Final y los valores presentados en la Tabla 14 del mismo no son consistentes, es necesario aclarar que la comparación efectuada en la Figura 1 del documento de Observaciones del Osinerg no ha tomado correctamente el dato de demanda de GNV que GNLC ha utilizado en el modelo de cálculo, ya que se ha considerado 131,4 millones de m3/año en vez de 256,7 millones de m3/año, que es el número correcto. Para mayor claridad, a continuación se adjunta un tabla que presenta por separado la demanda industrial (categorías C y D) y de GNV: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA INDUSTRIAL Y GNV – Detalle de Tabla 14 del Informe Final Millones de m3 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014C 0.00 6.62 30.89 38.62 46.34 54.07 61.30 62.96 69.18 74.35 77.78D (Industriales) 0.00 14.30 35.75 42.90 42.90 42.90 42.90 42.90 50.06 52.45 57.21D (GNV) 5.20 8.24 14.48 28.11 45.56 62.12 82.44 106.51 127.81 146.98 163.56Total 5.20 29.16 81.12 109.63 134.80 159.09 186.64 212.36 247.05 273.78 298.56 Millones de m3 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024C 82.93 88.88 95.89 104.28 114.51 121.97 130.11 139.03 148.84 159.65D (Industriales) 57.21 64.36 71.52 71.52 77.78 84.76 92.74 108.91 107.43 115.22D (GNV) 177.44 185.63 193.80 202.34 210.98 219.79 228.76 237.91 247.43 256.70Total 317.58 338.88 361.21 378.15 403.27 426.51 451.61 485.85 503.70 531.57 Proyección del número de estaciones de GNV asociada al Plan de Crecimiento del mercado de GNV Para mayor claridad, a continuación se presenta desagregado el número de clientes conectados que ha sido proyectado para las categorías C y D. En el caso de la Categoría D se ha diferenciado al segmento de clientes estimados del mercado de GNV (Estaciones de Servicio). Número de clientes 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014C 0 3 17 32 39 46 53 57 61 68 73D (Industriales) 0 1 3 4 4 4 5 4 5 6 7D (GNV) 2 3 4 8 12 16 19 24 27 29 31Total 2 7 24 44 55 66 77 85 93 103 111 Número de clientes 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024C 78 84 92 101 113 125 134 144 156 168D (Industriales) 8 8 9 9 10 11 12 14 14 15D (GNV) 32 34 35 37 38 40 42 43 45 47Total 118 126 136 147 161 176 188 201 215 230 Demanda Industrial identificada, clasificada por CIIU La distribución porcentual de la demanda esperada para el año 2024 según CIIU, presentada en el Anexo 2 del Informe Final, está basada en la información relevada de la industria existente. En ese sentido, la información de detalle requerida en esta observación se obtiene al aplicar la distribución porcentual por CIIU del Anexo 2 del Informe Final al Cuadro N°12 del “Estudio de Demanda” que fue incluido como Anexo 1 del Informe Final. Esta se presenta a continuación:



Demanda Industrial por Codigo CIIU (año 2004)

0122CRIA DE OTROS ANIMALES; ELABORACION DE PRODUCTOS ANIMALES N.C.P. 0.1% 311

0500

PESCA, EXPLOTACION DE CRIADEROS DE PECES Y GRANJAS PISCICOLAS; ACTIVIDADES DE SERVICIOS RELACIONADAS CON LA PESCA 2.7% 12,721

1320

EXTRACCION DE MINERALES METALIFEROS NO FERROSOS, EXCEPTO LOS MINERALES DE URANIO Y TORIO 0.7% 3,525

1410 EXTRACCION DE PIEDRA, ARENA Y ARCILLA 3.1% 14,583

1429 EXPLOTACION DE OTRAS MINAS Y CANTERAS N.C.P. 0.5% 2,531

1511PRODUCCION, PROCESAMIENTO Y CONSERVACION DE CARNE Y PRODUCTOS CARNICOS 0.1% 248

1512ELABORACION Y CONSERVACION DE PESCADO Y PRODUCTOS DE PESCADO 0.1% 678

1513ELABORACION Y CONSERVACION DE FRUTAS, LEGUMBRES Y HORTALIZAS 0.0% 204

1514ELABORACION DE ACEITE Y GRASAS DE ORIGEN VEGETAL Y ANIMAL 0.5% 2,149

1520 ELABORACION DE PRODUCTOS LACTEOS 3.7% 17,377 1531 ELABORACION DE PRODUCTOS DE MOLINERIA 1.1% 5,004

1532ELABORACION DE ALMIDONES Y DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL ALMIDON 1.3% 6,366

1533ELABORACION DE ALIMENTOS PREPARADOS PARA ANIMALES 0.3% 1,602

1541 ELABORACION DE PRODUCTOS DE PANADERIA 0.3% 2,421

1543ELABORACION DE CACAO Y CHOCOLATE Y DE PRODUCTOS DE CONFITERIA 3.0% 26,941

1551

DESTILACION, RECTIFICACION Y MEZCLA DE BEBIDAS ALCOHOLICAS, PRODUCCION DE ALCOHOL ETILICO A PARTIR DE SUSTANCIAS FERMENTADAS 0.4% 3,904

1553 ELABORACION DE BEBIDAS MALTEADAS Y DE MALTA 4.6% 41,724

1554ELABORACION DE BEBIDAS NO ALCOHOLICAS, PRODUCCION DE AGUAS MINERALES 0.4% 1,878

1600 ELABORACION DE PRODUCTOS DE TABACO 0.2% 901

1711PREPARACION E HILATURA DE FIBRAS TEXTILES, TEJEDURA DE PRODUCTOS TEXTILES 11.6% 55,138

1712 ACABADO DE PRODUCTOS TEXTILES 1.0% 4,758 1722 FABRICACION DE TAPICES Y ALFOMBRAS 0.1% 272

1723FABRICACION DE CUERDAS, CORDELES, BRAMANTES Y REDES 0.3% 1,588

1729 FABRICACION DE OTROS PRODUCTOS TEXTILES N.C.P. 0.1% 614

1730FABRICACION DE TEJIDOS Y ARTICULOS DE PUNTO Y GANCHILLO 1.8% 8,481

1810FABRICACION DE PRENDAS DE VESTIR; EXCEPTO PRENDAS DE PIEL 4.1% 19,437

1911 CURTIDO Y ADOBO DE CUEROS 0.1% 327 2010 ASERRADO Y ACEPILLADURA DE MADERA 0.1% 248

2101FABRICACION DE PASTA DE MADERA, PAPEL Y CARTON 1.8% 8,691

2102FABRICACION DE PAPEL Y CARTON ONDULADO Y DE ENVASES DE PAPEL Y CARTON 1.5% 7,256

2109FABRICACION DE OTROS ARTICULOS DE PAPEL Y CARTON 2.0% 9,341

2411FABRICACION DE SUSTANCIAS QUIMICAS BASICAS, EXCEPTO ABONOS Y COMPUESTOS DE NITROGENO 3.0% 14,164

2422

FABRICACION DE PINTURAS, BARNICES Y PRODUCTOS DE REVESTIMIENTO SIMILARES, TINTAS DE IMPRENTA Y MASILLAS 0.3% 1,511

2423

FABRICACION DE PRODUCTOS FARMACEUTICOS, SUSTANCIAS QUIMICAS MEDICINALES Y PRODUCTOS BOTANICOS 0.2% 814

2424

FABRICACION DE JABONES Y DETERGENTES, PREPARADOS PARA LIMPIAR Y PULIR, PERFUMES Y PREPARADOS DE TOCADOR 0.3% 1,219

2429FABRICACION DE OTROS PRODUCTOS QUIMICOS N.C.P. 3.3% 15,754

2430 FABRICACION DE FIBRAS MANUFACTURADAS 0.0% 62

2511

FABRICACION DE CUBIERTAS Y CAMARAS DE CAUCHO; REENCAUCHADO Y RENOVACION DE CUBIERTAS DE CAUCHO 1.0% 4,505

Participacion Relativa %

m3 gas - dia (año 2004)Código CIIU Tipo de Actividad Industrial



Demanda Industrial por Codigo CIIU (año 2004) - Cont.

2519 FABRICACION DE OTROS PRODUCTOS DE CAUCHO 0.1% 372 2520 FABRICACION DE PRODUCTOS DE PLASTICO 0.9% 4,076

2610 FABRICACION DE VIDRIO Y PRODUCTOS DE VIDRIO 1.9% 8,857

2691FABRICACION DE PRODUCTOS DE CERAMICA NO REFRACTARIA PARA USO NO ESTRUCTURAL 0.3% 1,467

2692FABRICACION DE PRODUCTOS DE CERAMICA REFRACTARIA 0.9% 4,454

2693

FABRICACION DE PRODUCTOS DE ARCILLA Y CERAMICA NO REFRACTARIAS PARA USO ESTRUCTURAL 4.9% 23,365

2695FABRICACION DE ARTICULOS DE HORMIGON, CEMENTO Y YESO 0.2% 879

2710 INDUSTRIAS BASICAS DE HIERRO Y DE ACERO 0.6% 2,940

2720FABRICACION DE PRODUCTOS PRIMARIOS DE METALES PRECIOSOS Y METALES NO FERROSOS 0.1% 310

2731 FUNDICION DE HIERRO Y ACERO 2.0% 9,575 2732 FUNDICION DE METALES NO FERROSOS 2.2% 10,219

2811FABRICACION DE PRODUCTOS METALICOS PARA USO ESTRUCTURAL 0.1% 400

2812FABRICACION DE TANQUES, DEPOSITOS Y RECIPIENTES DE METAL 0.2% 1,065

2893

FABRICACION DE ARTICULOS DE CUCHILLERIA, HERRAMIENTAS DE MANO Y ARTICULOS DE FERRETERIA 0.1% 460

2899FABRICACION DE OTROS PRODUCTOS ELABORADOS DE METAL N.C.P. 0.6% 2,959

2912FABRICACION DE BOMBAS, COMPRESORES, GRIFOS Y VALVULAS 0.2% 798

3130 FABRICACION DE HILOS Y CABLES AISLADOS 0.1% 255

3140FABRICACION DE ACUMULADORES DE PILAS Y BATERIAS PRIMARIAS 0.1% 689

3410 FABRICACION DE VEHICULOS AUTOMOTORES 0.0% 82

3430FABRICACION DE PARTES, PIEZAS Y ACCESORIOS PARA VEHICULOS AUTOMOTORES Y SUS MOTORES 0.3% 1,488

3691 FABRICACION DE JOYAS Y ARTICULOS CONEXOS 2.6% 12,198

4520CONSTRUCCION DE EDIFICIOS COMPLETOS Y DE PARTES DE EDIFICIOS; OBRAS DE INGENIERIA CIVIL 0.4% 1,799

5121VENTA AL POR MAYOR DE MATERIAS PRIMAS AGROPECUARIAS Y DE ANIMALES VIVOS 0.0% 186

5131VENTA AL POR MAYOR DE PRODUCTOS TEXTILES, PRENDAS DE VESTIR Y CALZADO 0.1% 678

5141VENTA AL POR MAYOR DE COMBUSTIBLES SOLIDOS, LIQUIDOS Y GASEOSOS Y DE PRODUCTOS CONEXOS 0.1% 272

5142VENTA AL POR MAYOR DE METALES Y DE MINERALES METALIFEROS 0.0% 177

5150VENTA AL POR MAYOR DE MAQUINARIA, EQUIPO Y MATERIALES 0.0% 217

5190 VENTA AL POR MAYOR DE OTROS PRODUCTOS 2.0% 9,320

5510HOTELES, CAMPAMENTOS Y OTROS TIPOS DE HOSPEDAJE TEMPORAL 0.1% 493

6010 TRANSPORTE POR VIA FERREA 2.6% 12,406

6303OTRAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTES COMPLEMENTARIAS 0.2% 744

8030 ENSEÑANZA SUPERIOR 0.1% 248 8511 ACTIVIDADES DE HOSPITALES 0.8% 3,861

9301LAVADO Y LIMPIEZA DE PRENDAS DE TELA Y DE PIEL, INCLUSO LA LIMPIEZA EN SECO 0.4% 2,121

Otros 19.3% 91,305 100.0% 474,111

Código CIIU Tipo de Actividad IndustrialParticipacion

Relativa %m3 gas - dia (año 2004)

Total



8. Sustento de Diseño y Costos de Inversión Escenario de construcción de gasoductos en las zonas norte y sur de la ciudad de acuerdo a los estudios de demanda En el Informe se consideran 2 zonas y etapas diferenciadas de construcción de gasoductos, para los años 2004 a 2009 en los distritos en la zona norte y para los años 2011 a 2024 en los distritos en la zona céntrica - sur. Gasoductos Extensión Norte El diseño que fue presentado considera una serie de gasoductos de 8” que derivan del denominado Cluster Av. Argentina / Venezuela (que cuenta con su ERP principal que regula de 50 a 10 bar) y que tienen como objetivo alimentar las estaciones reductoras de presión (ERP) para distribución residencial en baja presión en los distritos que se indican en el cuadro más abajo.

DistritosHogares NSE A, B

&C

Anterior con Fp = 0.7

Caudal diseño resid.

Caudal diseño

comerc.

Caudal diseño total

No. No. m3/h m3/h m3/hBellavista 14,423 10,096 3,635 - San Miguel 22,014 15,410 5,548 - Pueblo Libre 12,857 9,000 3,240 - Magdalena del Mar 8,966 6,276 2,259 - Breña 17,187 12,031 4,331 - Jesús María 10,629 7,440 2,679 - Cercado de Lima (50%) 26,510 18,557 6,680 - 6,680 Totales 112,586 78,810 28,372 - 28,372

9,182

5,499

7,010

Este escenario contempla la mayor parte de los distritos “pre-seleccionados” por el estudio de demanda que son los más cercanos a la Red Principal y al Cluster Av. Argentina / Av. Venezuela, y presentan en general una alta densidad deseable de clientes potenciales. Los números de hogares que se cubren con estos gasoductos concuerdan con los estudios de demanda y el plan de desarrollo de contar con unos 75,000 clientes conectados para el año 2010. Los datos de números de hogares por distrito provienen de los estudios de demanda que acompañan los estudios tarifarios. Para el cálculo del caudal de diseño total de los gasoductos, se consideraran las siguientes hipótesis: • Factor de penetración = 0.7 • Caudal pico unitario por hogar = 0.6 m3/h - Factor de simultaneidad = 0.6

Con respecto al factor de simultaneidad (Fs), existen tablas estadísticas de uso difundido que fijan en aproximadamente 0.35 el valor de Fs para una población tal como se considera en el diseño. Sin embargo, estos valores teóricos corresponden a consumos puramente de carácter residencial. El diseño considera adicionalmente consumos de carácter comercial (hoteles, hospitales, restaurantes, panaderías, etc.) cuyos factores de simultaneidad tienden a ser mucho mayores. Por este motivo y teniendo en cuenta el grado de desconocimiento que se tiene con respecto al



comportamiento del futuro mercado del gas natural, se ha optado por un factor de simultaneidad conservador (0.6) para determinar el pico horario total de los gasoductos. Analizando la modelización GasWorks que se adjunta, comentamos lo siguiente: • El diseño del Cluster Av. Argentina / Venezuela tal cómo se presentó en el Informe de Diseño

tenía un caudal de diseño total de unos 17,000 m3/h para el sistema • Agregando los gasoductos necesarios para alimentar las ERP de los distritos mencionados se

llega a un caudal de diseño total de unos 40,000 m3/h para el sistema • Los gasoductos de extensión tienen longitudes totales de unos 12,000 metros, y son todos de

8” de diámetro, dada la necesidad de llegar a presiones no menores de 5 bar, para poder alimentar las ERP

• En los extremos de los gasoductos las presiones llegan a un poco menos que 5 bar, y las velocidades en las tuberías troncales del Cluster llegan a 20…30 m/s

Podemos concluir sin dudas que el diseño no es sobre-dimensionado, ni de los gasoductos extensión norte, ni del Cluster. Si bien se ha tomado la hipótesis un poco conservadora de considerar factor de simultaneidad = 1 para los consumos industriales, se justifican todos los diámetros y longitudes planteadas, para abastecer a los consumos industriales, residenciales y comerciales de la zona. De acuerdo a la cronología de incorporación de clientes, los gasoductos deberían ser instalados a fin del año 2004, fin del año 2006 y fin del año 2008. Con respecto al CAPEX total este es de MUSD 2.001. Se llega a este valor considerando los siguientes costos unitarios: • Tubería 8” API 5L Gr.B, 6.4 mm de espesor, revestimiento tri-capa: USD/ m 36.9 (FOB) • Tuberías “puesta en Lima” USD/ m 42.4 (considerando un costo adicional de 15% para

nacionalización) • Instalación USD/ m 113 (considerando un costo unitario “benchmark” de USD/ “-m 14) • Permisos USD/ m 3 • Costo unitario resultante total USD/ “- m 19.4 • Imprevistos y contingencias de 10% (Ver en Anexo 1 plano & data-sheets de la modelización) Gasoductos Extensión Sur El escenario general considerado fue que una vez captados los clientes potenciales de la zona norte, dar inicio al desarrollo en la zona sur de la ciudad requiriendo la instalación de un ramal desde el distrito de San Borja, hasta el distrito de Lince. El diseño considera los siguientes distritos:



DistritosHogares NSE A, B

&C

Anterior con Fp = 0.7

Caudal diseño resid.

Caudal diseño

comerc.

Caudal diseño total

No. No. m3/h m3/h m3/hSan Borja 21,429 15,000 5,400 - 5,400 Santiago de Surco (50%) 17,006 11,904 4,286 - 4,286 Surquillo 16,424 11,497 4,139 - 4,139 Miraflores 17,325 12,128 4,366 - 4,366 Barranco 7,543 5,280 1,901 - 1,901 San Isidro 11,562 8,093 2,914 - 2,914 Lince 13,055 9,139 3,290 - 3,290 Totales 104,344 73,041 26,295 - 26,295

Las hipótesis de consumos unitarios son los mismos. Al igual que los gasoductos en la zona norte, el diseño es concordante con el plan de desarrollo (se llega a un total de unos 150,000 clientes conectados). De acuerdo al diseño realizado, para llegar a alimentar las ERP de los distritos considerados, se requieren de unos 18 km de gasoductos “telescópicos” 12”, 10”, 8”, 6” y 4” – 19 bar a ser instalados durante el periodo 2010 – 2024. Estos gasoductos tendrían una presión de diseño de 19 bar. Estos gasoductos inician desde una ERP principal (que estaría ubicada en el cruce de la Av. Angamos con el gasoducto principal que recorre por la Panamericana Sur) y que regula de 50 a 19 bar. Adicionalmente a los consumos considerados para inyectar en las ERP de distribución en baja presión, se ha considerado en el diseño un importante consumo para las estaciones de GNV, de acuerdo a lo indicado en el estudio de demanda (250,000 Mm3/año al año 2024 o unos 45,000 m3/h considerando 15 horas de funcionamiento por día). Se ha hecho esta hipótesis teniendo en cuenta que en la zona norte la estaciones de GNV podrán conectarse directamente al gasoducto principal (o los Clusters) mientras que en la zona sur los gasoductos de extensión deberán definitivamente prever una capacidad importante para la demanda prevista, considerando que las EESS serán ubicadas principalmente en las zonas céntricas. La capacidad total del sistema es de unos 80,000 m3/h, considerando que existen varios establecimientos como hoteles importantes, hospitales importantes, centros comerciales, etc. que representarán un alto consumo comercial adicional al consumo residencial. Analizando la modelización GasWorks que se adjunta, comentamos lo siguiente: • Se han considerado 10 nodos de consumo que corresponden a los baricentros de los

consumos de los distintos distritos • La capacidad requerida para las EESS de GNV se ha distribuido de manera uniforme en los

nodos • Se llega a 11 bar en los extremos de los gasoductos, con velocidades de 15…20 m/s en los

gasoductos troncales Podemos concluir que el diseño no es sobre-dimensionado.



De acuerdo a la cronología de incorporación de clientes, los gasoductos deberían ser instalados progresivamente a en los años 2010, 2012, 2015, 2017, 2019, 2020, 2021 y 2022. Con respecto al CAPEX total este es de MUSD 3.818. Se llega a este valor considerando los siguientes costos unitarios:

Red MP - acero (19 bar) Longitud Acero Instalación Total

Diametro m USD USD USDGasoducto 2"Gasoducto 3"Gasoducto 4"Gasoducto 6" 7,847 428,642 682,689 1,111,331Gasoducto 8" 1,212 87,531 140,592 228,123

10" 7,230 656,846 997,740 1,654,586Gasoducto 12" 1,697 183,836 293,581 477,417Subtotales 17,986 1,356,855 2,114,602 3,471,457Imprevistos, contingencias (10%) 347,146Total 3,818,602

Resúmen

DiámetrosMaterial USD / m

Permisos USD / m

Instalación USD / m

Unitario USD / m

2" 21.4 3 25 233" 26.9 3 42 234" 35.8 3 56 236" 54.6 3 84 238" 72.2 3 113 2310" 90.9 3 135 2312" 108.3 3 170 23

Las especificaciones técnicas son las siguientes: • Tuberías API 5L X 56, 11.1 mm de espesor, revestimiento tri-capa: USD 1,100 / ton • Tuberías “puesta en Lima” consideran un costo adicional de 15% para nacionalización • Instalación costo unitario “benchmark” de USD/ “- m 14 • Permisos USD / m 3 • Costo unitario resultante total USD/ “- m 23 • Imprevistos y contingencias de 10% (Ver en Anexo 2 plano & data-sheets de la modelización) Clusters – Redes MP Acero 19 bar Los detalles de diseño y de CAPEX son los siguientes (Cluster Aeropuerto / San Martín de Porras):



Red MP - acero (19 bar)

Longitud Acero (FOB) Instalación Total

Diametro m USD USD USDGasoducto 2"Gasoducto 3" 2,358 63,454 106,110 169,564Gasoducto 4" 1,792 64,091 105,728 169,819Gasoducto 6" 1,914 104,552 166,518 271,070Gasoducto 8" 2,982 215,360 345,912 561,272Subtotales 9,046 447,457 724,268 1,171,725

Aeropuerto - San Martin de Porres

Las especificaciones técnicas y costos unitarios son los mismos que los considerados para el Gasoducto Extensión Sur, dado que la presión de diseño es igualmente de 19 bar. Sin embargo, parte de la inversión del Cluster corresponde a la Red Principal dado que la troncal de 8” – 6” – 4” suministra, entre otros, a los Clientes Iniciales Cerámica Lima y Corporación Cerámica ubicados en San Martín de Porras. La metodología de asignación de costos utilizada fue de determinar el costo de los gasoductos requeridos únicamente para suministrar a estos Clientes Iniciales teniendo en cuenta sus capacidades requeridas bajo el Contrato BOOT y de arrestar este valor de la inversión total del Cluster. Los detalles de diseño y de CAPEX del ramal únicamente para los mencionados Clientes Iniciales son los siguientes:

Red MP - acero (19 bar)


Diametro m USD USD USDGasoducto 2"Gasoducto 3" 0 0 0 0Gasoducto 4" 5,124 183,260 302,316 485,576Gasoducto 6" 1,564 85,434 136,068 221,502Gasoducto 8" 0 0 0 0Subtotales 6,688 268,693 438,384 707,077

San Martin de Porres (Celima & Corp. Cerámica)

El valor resultante es de USD 464,000, valor que se indica en el CAPEX ano 2004. El sustento de las longitudes se encuentra en los planos entregados en los Anexos 3 y 4 del Informe de Diseño. Nota: Se consideró adicionalmente 10% de contingencias, imprevistos. Clusters – Redes BP Acero 10 bar hasta año 2005 Cluster Av. Argentina / Venezuela: Los detalles de diseño y de CAPEX son los siguientes:



Red BP - acero (10 bar)


Diametro m USD USD USDGasoducto 2" 4,032 53,787 112,896 166,683Gasoducto 3" 4,506 74,101 202,770 276,871Gasoducto 4" 791 17,010 46,669 63,679Gasoducto 6" 1,754 56,681 152,598 209,279Gasoducto 8" 4,479 190,066 519,564 709,630Subtotales 15,562 391,645 1,034,497 1,426,142

Av. Argentina / Venezuela

Las especificaciones técnicas y costos unitarios son los mismos que los considerados para el Gasoducto Extensión Norte, dado que la presión de diseño es igualmente de 10 bar. El cuadro completo de costos unitarios considerados es el siguiente:

DiámetrosMaterial USD / m

Permisos USD / m

Instalación USD / m

Unitario USD / m

2" 13.3 3 25 193" 16.4 3 42 194" 21.5 3 56 196" 32.3 3 84 198" 42.4 3 113 19

Nuevamente se ha realizado un cálculo de asignación de costos dado que el Cluster sirve en parte para atender al consumo del Cliente Inicial VINSA. Los detalles de diseño y de CAPEX del ramal únicamente para el mencionado Cliente Inicial es el siguiente:



Diametro m USD USD USDGasoducto 2" 0 0 0 0Gasoducto 3" 0 0 0 0Gasoducto 4" 1912 41,118 112,808 153,926Gasoducto 6" 2,567 82,953 223,329 306,282Gasoducto 8" 0 0 0 0Subtotales 4,479 124,070 336,137 460,207

Av. Argentina / Venezuela (Vinsa)

El valor resultante es de USD 965,000, valor que se indica en el CAPEX año 2004. El sustento de las longitudes se encuentra en los planos entregados en los Anexos 3 y 4 del Informe de Diseño. Nota: Se consideró adicionalmente 10% de contingencias, imprevistos. Cluster Lurigancho / Evitamiento: Los detalles de diseño y de CAPEX son los siguientes:





Diametro m USD USD USDGasoducto 2" 3,671 48,971 102,788 151,759Gasoducto 3" 0 0 0Gasoducto 4" 0 0 0Gasoducto 6" 4,063 131,296 353,481 484,777Gasoducto 8" 0 0 0Subtotales 7,734 180,267 456,269 636,536

Lurigancho - Evitamiento

Nuevamente se ha realizado un cálculo de asignación de costos dado que el Cluster sirve en parte para atender al consumo del Cliente Inicial Cerámica Lima ubicado en Lurigancho. Los detalles de diseño y de CAPEX del ramal únicamente para el mencionado Cliente Inicial es el siguiente:



Diametro m USD USD USDGasoducto 2" 0 0 0 0Gasoducto 3" 0 0 0Gasoducto 4" 4,063 87,375 239,717 327,092Gasoducto 6" 0 0 0 0Gasoducto 8"Subtotales 4,063 87,375 239,717 327,092

Lurigancho (Celima)

Cluster Gambetta: Los detalles de diseño y de CAPEX son los siguientes:



Diametro m USD USD USDGasoducto 2"Gasoducto 3" 1,201 19,750 54,045 73,795Gasoducto 4" 6,723 144,578 396,657 541,235Gasoducto 6"Gasoducto 8"Subtotales 7,924 164,329 450,702 615,031

Av. Gambetta

No se considera mecanismo de asignación de costos para este último Cluster, dado que no contempla consumos de Clientes Iniciales. La suma del CAPEX del Cluster Av. Gambetta y del Cluster Lurigancho / Evitamiento (la parte que corresponde a las Otras Redes) es de USD 924,000, valor que se indica en el CAPEX para el año 2005.



El sustento de las longitudes se encuentra en los planos entregados en los Anexos 3 y 4 del Informe de Diseño. Nota: Se consideró adicionalmente 10% de contingencias, imprevistos. Clusters – Redes BP a partir de año 2012 Para estimar las inversiones adicionales necesarias para satisfacer los incrementos de demanda por encima de la demanda potencial esperada para los cuatro clusters industriales, se consideró un valor de 10.2 USD / m3 – día. Este ratio fue estimado sobre la base de las inversiones detalladas para “Otras Redes” para los clusters mencionados y la demanda potencial esperada para ellos. Costos unitarios de gasoductos (materiales e instalación) Se han indicado líneas arriba los costos unitarios considerados para los CAPEX. Materiales De acuerdo a las especificaciones técnicas de las tuberías utilizadas, las mismas que responden a las normativas vigentes, tenemos para los gasoductos de media presión (MAPO 19 bar) tuberías API 5L Grado X56, de 11.1 mm, revestimientos de polietileno tricapa, y para los gasoductos de baja presión (MAPO 10 bar) tuberías API 5L Grado B de 6.4 mm, revestimientos de polietileno tricapa. Para ambas tuberías se ha establecido el costo unitario multiplicando sus pesos unitarios (deacuerdo a tabla API) por un costo “benchmark” de USD 1,100 / ton. Adicionalmente, se considera un costo de 15% para los costos de nacionalización, para tener un precio puesto en obra. A manera de referencia podemos hacer referencia a las siguientes cotizaciones de Tenaris para tuberías de acero recibidas durante el año 2003: • Tubería 8” API 5L Gr. B, W.T. 6.4 mm, peso unitario 33.57 kg / m, costo CIF USD 36.00 / m • Tubería 8” API 5L Gr. X56, W.T. 11.1 mm, peso unitario 57.05 kg / m, costo CIF USD 65.00 / m Instalación Se han considerado los siguientes costos unitarios de instalación de gasoductos “benchmark”: • Instalación en zonas rurales y semi-rurales: USD/ “- m 10 • instalación en entorno urbano: USD/ “- m 14 Se considera que los costos unitarios de instalación de gasoductos para Lima y Callao corresponden a los de instalación en entorno urbano, con problemáticas de tránsito vehicular, presencia de interferencias subterráneas, pistas pavimentadas, problemas de seguridad, etc. Con respecto al costo de los permisos, los TUPAS oficiales de las Municipalidades consideran todos costos que deben ser pagados por GNLC para instalar sus tuberías, por concepto de ejecución temporal de obras en áreas de dominio de uso público. El costo indicado de USD 3 / m es el promedio para el EPC Project, pero existen distritos donde los costos podrían ser substancialmente más elevados.



Estaciones reguladoras de presión (ERP) Clusters Los costos presentados en el CAPEX resultan de un mecanismo de asignación que se describe a continuación, dado que las ERP (que han sido instaladas durante el EPC Project) han sido instaladas no solamente para los Clientes Iniciales, sino que se ha tomado en cuenta en sus diseños las necesidades de las Otras Redes. Se ha hecho la siguiente asignación de costos de las estaciones de los Clusters Av. Argentina / Av. Venezuela, San Martín de Porras / Aeropuerto y Lurigancho / Evitamiento:

ClusterCapacidad Cliente(s)

Iniciale(s)Asignacón a Red Princpal

Costo Informe Parcial 3

Costo Otras Redes

m3/h % USD USDAv. Argentina / Av. Venezuela 4,000 23% 333,000 255,751 Aeropuerto / San Martín de Porras 4,700 63% 100,000 37,333 Lurigancho / Evitamento 3,300 52% 250,000 119,048

683,000 412,132 Dicha re-asignación es simplemente proporcional a la capacidad. Estas 3 estaciones se encuentran en fase final de instalación, debiendo ser instaladas de acuerdo a los cronogramas del EPC para la puesta en operación de los Clientes Iniciales. Sus costos y especificaciones técnicas se encuentran totalmente sustentados en los documentos contractuales con su proveedor Tormene. Es preciso tener en cuenta que las estaciones regulan desde el gasoducto principal (MAPO 50 bar), con lo cual requieren de calentamiento de gas y un diseño específico teniendo en cuenta la alta presión de entrada. El valor resultante es de USD 412,000, valor que se indica en el CAPEX año 2004. Para el Cluster Gambetta, se estima en USD 85,000 una estación 50 / 10 bar, de capacidad del orden de 10,000 m3/h, valor que se indica en el CAPEX año 2005. El costo incluye importación (flete & nacionalización @ 15%), instalación y compra del terreno. Costos estaciones distritales Se estima un valor total de USD 48,000 para estas estaciones que regularán de 19 (o 10 bar) a 4 bar, con una capacidad del orden de 5,000 m3/h. El costo incluye importación (flete & nacionalización @ 15%), instalación y compra del terreno. La frecuencia y cantidad de estaciones a ser instaladas está en concordancia con el plan de desarrollo (se estiman 9 estaciones a ser instaladas).



Finalmente, se requiere para el Gasoducto Extensión Sur una estación principal que regulará de 50 a 19 bar, de capacidad del orden de 80,000 m3/h. Se estima un valor total de USD 220,000 nacionalizada, incluyendo la instalación y compra del terreno. El valor resultante total es del orden de USD 660,000, valor que se indica en el CAPEX en el periodo completo. Red baja presión PE Se considera que lo indicado en el Informe Final es debidamente sustentado y por el momento contiene el mayor detalle con que se cuenta en la distribuidora. Con respecto al siguiente cuadro podemos decir lo siguiente:

Instalación TuberíaAccesorios y

otrosPermisos Total Participación Promedio

USD / m USD / m USD / m USD / m USD / m USD / m USD / mPE 63 26.13 2.00 0.50 3.00 31.63 95%PE 110 40.00 4.50 3.00 3.00 50.50 3%PE 160 43.00 10.00 5.00 3.00 61.00 2%

32.78

• El costo de instalación de las tuberías de PE 63 mm (mayor impacto en el CAPEX global)

proviene de un estudio y estimado de precios realizado por una contratista en Lima (GyM) en julio del año 2003. A manera de referencia hacemos referencia a los valores de reposición (dato año 2000) de Litoral Gas (Argentina) que indican un total de Pesos Argentinos (=USD) 24.00 por metro (Pesos 11.00 para mano de obra y Pesos 13 para reposición de vereda, sin incluir ningún costo de material). Es importante señalar que el mercado de la contratación de instalación de tuberías de gas en Argentina es maduro.

• El costo de instalación de las tuberías de PE 110 y PE 160 mm corresponde a los valores de

reposición (dato año 2000) de Litoral Gas que indican un total de Pesos Argentinos 40 y 43 respectivamente, para tuberías de PE 125 y PE 180 mm.

• El costo de las tuberías de PE 63 mm de acuerdo a norma EN 1555 corresponde a la oferta realizada por la empresa peruana que presentó la oferta que hasta ahora se estima tiene las mejores calidades técnicas y económicas y que tiene buenas posibilidades de ser proveedor de GNLC, en la licitación realizada a fines del año 2003.

• El costo de accesorios (y otros) considera el cable detector de cobre, la cinta de señalización, una cupla de electro-fusión cada cuadra (̃ USD 5) y una tee de construcción de red cada cuadra (˜ USD 10), entre otros, lo que se considera razonable.

Estimamos que los valores presentados son razonables y totalmente comparables a “benchmarks” internacionales, para especificaciones de diseño e instalación similares. Con respecto a la estimación del sustento para utilizar 30% (STA) / 40% (STM) / 30% (STB) en el cálculo de longitud de la red de PE por cliente potencial, GNLC efectuó un análisis de las características de los distritos más cercanos a la traza del gasoducto principal. Como resultado de este análisis, se concluyó que, de manera conservadora se podría suponer que, en el mediano plazo, una distribución promedio típica de las zonas atendidas por GNLC podría tener dicha distribución similar en función de la densidad.



Estimamos que los valores presentados son razonables y totalmente comparables a “benchmarks” internacionales, para especificaciones de diseño e instalación similares. Con respecto al factor de simultaneidad (Fs), existen tablas estadísticas de uso difundido que fijan en aproximadamente 0.35 el valor de Fs para una población tal como se considera en los sectores. Sin embargo, estos valores teóricos corresponden a consumos puramente de carácter residencial. Los sectores analizados consideran adicionalmente consumos de carácter comercial (hoteles, hospitales, restaurantes, panaderías, etc.) cuyos factores de simultaneidad tienden a ser mucho mayores. Por este motivo y teniendo en cuenta el grado de incertidumbre que se tiene con respecto al comportamiento del futuro mercado del gas natural, se ha optado por un factor de simultaneidad conservador (0.70) para determinar el pico horario total, en particular para las tuberías troncales y estaciones de regulación de presión. Esto tiene un impacto mínimo en las inversiones a realizar, dado que la participación de los costos de las tuberías troncales en las redes es mínima por un lado, y que por otro lado las estaciones de regulación de presión tienen un rango de capacidad relativamente amplio, para un relativamente bajo aumento de costo. Con respecto al factor de penetración (Fp) técnico considerado, se ha utilizado un valor mayor al factor de penetración comercial. Cabe aclarar que el mencionado factor de penetración comercial tiene que ver con las inversiones necesarias en redes secundarias a tender por cliente conectado. Por los mismos motivos que los mencionados en el párrafo anterior, el factor utilizado (0.90) permite hacer un dimensionamiento adecuado de las tuberías troncales y estaciones de regulación de presión. Es importante resaltar que la mayor parte de las longitudes de las redes ( ˜ 95%) resulta de las redes secundarias (tuberías de menor diámetro) cuyas longitudes tienen relación directa con las longitudes de las calles a lo largo de las cuales se ubicarían los clientes potenciales, en otros términos los anchos promedios de frentes de lotes. Por otro lado, a diferencia de las redes troncales, es importante resaltar que la determinación del diámetro de las tuberías de las redes laterales (63 mm) responde a criterios de estandarización de accesorios, en particular de accesorios de derivación a los clientes, y prácticas constructivas, establecidas por el Concesionario de acuerdo a su experiencia y las buenas prácticas. En conclusión, la eficiencia lograda en la selección del diámetro de las tuberías de las redes laterales proviene de la decisión de optar por una estandarización a nivel internacional de los accesorios para este diámetro, la cual por motivos de volumen de mercado permite economías. 9. Capital de Trabajo

IGV

Con respecto a la consideración del IGV en el cálculo del Capital de Trabajo, el Osinerg señala que su inclusión debe abstraerse de dicho cálculo ya que ese impuesto debe ser considerado neutro.

En este punto cabe señalar que a nuestro entender el marco regulatorio del gas natural no especifica que el organismo regulador deba abstraerse de considerar el IGV.

Tampoco existe antecedente internacional alguno en tal sentido, lo cual es comprensible, dado que no tendría fundamento doctrinario ni jurídico alguno.



En el caso especial de GNLC, y como es habitual en todos los casos de inversiones iniciales en el área energética, se acumulará durante los primeros tiempos un monto de crédito fiscal significativo, el cual se irá reduciendo paulatinamente a medida que se vayan concretando las cobranzas de la operatoria comercial. Costo financiero Con respecto al costo financiero correspondiente al lapso considerado entre la fecha de pago a los proveedores y la fecha efectiva de cobranza a clientes (estimado en no mayor de 15 días), no corresponde realizar ningún recálculo. La tasa financiera considerada en la Propuesta Tarifaria es la tasa de actualización del 12% real anual que establece el marco regulatorio vigente para la distribución de gas natural por red de ductos. 10. OPEX 10.1 ANÁLISIS COMPARATIVO INTERNACIONAL Los gastos operativos (OPEX) planteados por GNLC en la Propuesta Tarifaria están basados, tal como fue señalado en los Términos de Referencia de los Estudios Tarifarios, en benchmarks internacionales que se detallan en “Casos Seleccionados”. Seguidamente se presenta como tabla de resultados un gráfico de barras que compara el ratio “USD OPEX/usuario” que GNLC consideró dentro de su propuesta tarifaria y el correspondiente a empresas distribuidoras de mercados maduros y mercados incipientes. Como se podrá verificar, el ratio propuesto por GNLC corresponde a un nivel muy eficiente, no sólo al ser comparado con mercados incipientes -como lo será el mercado peruano- sino con mercados ya maduros. Aquí es necesario agregar una consideración que debe ser tomada en cuenta cuando se hace la comparación internacional. Entre empresas que operan en distintos países, no solamente es de esperar que no exista uniformidad en el tratamiento y agrupación de datos para su procesamiento; además, debido a que las estructuras de funcionamiento de cada empresa pueden ser distintas; se dificulta mucho la comparación de sub-cuentas de empresas que operando el mismo tipo de actividad lo hagan en países diferentes. Es por esta consideración que, en esta sección, GNLC justifica los ratios de OPEX proyectados para la operación en Lima a nivel global.

Casos Seleccionados

• Argentina: Metrogas, Gas Natural Ban y Litoral Gas • México: Distribuidora de Gas Natural de Mexicali (Mexicali), Gas Natural México (Toluca), Cía.

Mexicana de Gas (Monterrey), Gas Natural México (Monterrey) • Brasil: Comgás (San Pablo) • Uruguay: Gaseba (Montevideo) • Bolivia

Fuentes utilizadas:

• Argentina: Los valores corresponden a ratios de OPEX expresados en U$S/usuario de tres de las distribuidoras más relevantes del país en términos de usuarios y volúmenes de ventas, año 2000 (pre-devaluación). La fuente utilizada es el ENARGAS y datos de los Estados Contables de las Licenciatarias.



• México: Comisión Reguladora de Energía (CRE). Las cuatro distribuidoras seleccionadas cumplieron el primer ciclo tarifario de 5 años en el 2002, y los datos que se utilizan para este trabajo corresponden al Plan de Negocios para el segundo ciclo tarifario (2003-2007) aprobado por el Regulador a través de las Resoluciones Número 294/2002, 026/2003, 163/2003 y 165/2003, en las que se autorizan los ingresos máximos y tarifas máximas para cada una de dichas distribuidoras.

• Brasil: La Autoridad Regulatoria de San Pablo -la Comisión de Servicios Públicos de Energía (CSPE)- se encuentra actualmente desarrollando la primera revisión tarifaria de la cual surgirán las tarifas correspondientes al segundo ciclo regulatorio (2004/2007). Los datos empleados en este trabajo sobre OPEX y número de usuarios corresponden a la Nota Técnica Nº 3: “Cálculo del Margen Máximo y del Factor X para Comgás”, y al Plan de Negocios presentado por la distribuidora para el nuevo ciclo tarifario.

• Uruguay: La fuente empleada es el Informe Final correspondiente al Cálculo del Valor Agregado

de la Distribución Estándar de Gas (VADEG) y Tarifas Finales realizado por esta Consultora para el Ministerio de Energía y Minería del Gobierno de Uruguay en 2001. Este estudio sirvió como base para la determinación de las tarifas iniciales que consta en la Addenda al Contrato de Distribución para la empresa Gaseba Uruguay de febrero de 2002.

• Bolivia: Los datos se obtienen del documento “Evaluación de la estrategia de expansión del servicio de gas natural por redes en las principales ciudades del occidente del país y Tarija”, preparado a la Superintendencia de Hidrocarburos por la Universidad Católica Boliviana y Harvard Institute for International Development, en diciembre de 2002.

Metodología

En el caso de las distribuidoras argentinas, los resultados corresponden a ratios OPEX (US$) por usuario de un año determinado, mientras que para el resto de los casos seleccionados los valores son el resultado del cociente entre el Valor Presente del flujo de OPEX (US$) y el Valor Presente del flujo de usuarios para el período y tasa de descuento considerados por cada fuente. También para GNLC se emplea este último método, solo que aquí se hicieron tres cálculos, uno teniendo en cuenta la totalidad del período (20 años); otro considerando solamente el período donde la demanda adquiere volúmenes considerables y por lo tanto los ratios de OPEX por usuario tienden a estabilizarse (a partir del año 2011, es decir sólo 13 años); y finalmente considerando los últimos cinco años del período (2020-2024), cuando podría hablarse de un mercado maduro.

Comentarios particulares

La muestra de distribuidoras considerada para este ejercicio puede agruparse en dos: aquellas distribuidoras que se desenvuelven en mercados maduros o desarrollados y aquellas que lo hacen en mercados incipientes.

Mercados Maduros:

• Metrogas, Argentina (apróx. 1,900,000 usuarios) • Gas Natural Ban, Argentina (apróx. 1,200,000 usuarios) • Litoral, Argentina (apróx. 415,000 usuarios)



• Gas Natural de México, Monterrey - México (apróx. 570,000 usuarios)

Mercados Incipientes:

• Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, México (apróx. 16,200 usuarios con una tasa de cobertura al final del primer ciclo tarifario del 64% de lo comprometido al inicio del mismo)

• Gas Natural México,Toluca - México México (apróx. 14,700 usuarios con una tasa de cobertura al final del primer ciclo tarifario del 31% de lo comprometido al inicio del mismo)

• Cía. Mexicana de Gas, Monterrey - México (apróx. 51,000 usuarios) • Comgás, Brasil (apróx. 400,000 usuarios pero con una potencialidad de al menos 700,000

usuarios al año 2014) • Gaseba, Uruguay (apróx. 49,000 usuarios)

Resultados:

Como es de esperar, aquellas distribuidoras cuyos mercados están desarrollados presentan valores de OPEX por usuario considerablemente más bajos, tal como sucede en las tres distribuidoras argentinas y también en una de las mexicanas -Gas Natural de México, Monterrey-. En promedio, el mercado maduro muestra un valor de OPEX de 58 US$/usuario.

En cambio, en aquellas distribuidoras con mercados incipientes se observa que el valor promedio de los OPEX es casi el doble, 103 US$/usuario, siendo el valor más alto el de la distribuidora de San Pablo, 139 US$/usuario.

El ratio OPEX/Usuario propuesto por GNLC se encuentra entre los valores promedio observados en mercados maduros e incipientes. Lo destacable es que el valor de GNLC está cercano a los valores mínimos de los mercados incipientes, y si se considera el período 2020-2024, el valor de GNLC coincide con el valor promedio del mercado maduro, 58 US$/usuario.

10.2 DETALLE DE OPEX PRESENTADOS

Benchmark OPEX139 135

106

68 6879

63 5847

5765 65

ComgásBRA

DGN deMexicali

MEX

Cía. Mex.De Gas,

MonterreyMEX

Gas Nat.México,TolucaMEX

GasebaURU

GNLC(2004-2024)

GNLC(2004-2011)

GNLC(2020-2024)

Gas Nat.de México,Monterrey

MEX

MetrogasARG

GasBanARG

LitoralARG

US

$/u

suar

io

Promedio = 58

Promedio = 103

MERCADO MADUROMERCADO INCIPIENTE



Desagregación de los valores presentados en la Tabla 23 del Informe Final:

a) Gerencia técnica: - Gastos de Personal:

El valor promedio del costo salarial, incluyendo las cargas sociales, es de 19 Mil USD anuales por empleado.

- Gastos de funcionamiento: Comprenden los gastos asociados a los “Servicios Generales” (Luz, agua, etc.) “Radiocomunicaciones”, “Correo”, “Plan de prevención de daños”, y “Gastos Varios” de la Gerencia Técnica. Para la evaluación de estos conceptos, se uso un valor escalonado por millar de metros cúbicos de gas natural distribuido, como sigue. De 200 Mill m3 a 299 Mill m3; 0.065 usd/Mm3 De 300 Mill m3 a 350 Mill m3; 0.05 usd/Mm3 De 351 Mill m3 a 499 Mill m3; 0.04 usd/Mm3 De mas de 500 Mill; 0.03 usd/Mm3

- Subcontratistas: Todos los costos asociados a los Subcontratistas fue estimado en 3.80 USD por cliente conectado, para cuando la distribuidora entre en un régimen de funcionamiento maduro hacia el año 2010 y siguientes.

- Materiales: Este costo es estimado en 1.60 USD por cliente conectado.

- Odorización: El precio unitario considerado: Costo de compra histórico promedio para los años 2002 y 2003 de Litoral Gas S.A. (empresa distribuidora de Gas de Argentina, del grupo Suez Tractebel). En este rubro, se verifico una diferencia causada por un error de procesamiento. Este punto se aclara debidamente a continuación: El cuadro siguiente muestra la base de cálculo en la cual la demanda considerada fue menor a la actualizada, debido a que se consideraron para este caso erróneamente estimaciones preliminares de antigua data del estudio de demanda y no se contempla la demanda GNV.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Odorización Musd/a 10 45 55 55 60 60 61 62 62 63 64

Volumen distribuido de GN Mill m3 36 161 197 197 215 215 218 221 224 227 229Costo odorante usd/Mm3 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Odorización Musd/a 65 66 66 67 68 69 70 70 71 72

Volumen distribuido de GN Mill m3 232 235 238 241 244 247 249 252 255 258Costo odorante usd/Mm3 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279

El siguiente cuadro muestra el cálculo correcto del costo de odorización contemplando la hipótesis de demanda actualizada a la fecha de la presentación del 16/02/2004.



2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Odorización Musd/a 1 9 24 33 41 49 58 66 76 84 91

Volumen distribuido de GN Mill m3 5 31 86 118 147 175 206 235 271 300 327Costo odorante usd/Mm3 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Odorización Musd/a 97 104 110 116 124 131 139 149 155 164

Volumen distribuido de GN Mill m3 348 371 396 415 443 469 497 534 555 586Costo odorante usd/Mm3 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279

- Seguros:

Se considera el pago que corresponde según los riesgos a asegurar que establece el Contrato BOOT, basado en la información obtenida en el mercado asegurador.

b) Gerencia Comercial: - Gastos de Personal:

El valor promedio de los salarios de de esta área, incluyendo las cargas sociales correspondientes, es de 28 Mil USD anuales por empleado.

- Capacitación:

En los primeros años de operación las necesidades de capacitar al personal son mayores, rondando los 148 USD por empleado mes. Este monto disminuye paulatinamente, alcanzando hacia el 2013 los 42 USD por empleado mes.

- Promociones:

Este monto de dinero es destinado a la publicidad y promoción del Gas Natural, según la siguiente forma: en el 2004, 180 Mil USD; del 2005 hasta 2010, 240 Mil USD por año. En tanto que entre los años 2011 al 2013 este gasto disminuye paulatinamente hasta alcanzar a partir del 2014 los 52 Mil USD anuales.

- Gastos Generales:

Este rubro, considera los costos de los gastos de oficina, papelería y servicios varios. Es calculado en 132 Mil USD anuales.

- Sistemas y Administración de Clientes:

Para este rubro se considero el costo de adquisición e implementación, del Sistema de facturación y administración Comercial, en un monto único inicial de 291 Mil USD en el 2004. Los gastos anuales se establecieron en un monto anual de 40 Mil USD por año a partir del 2010. Adicionalmente se asumen los costos de “Lectura de medidores y reparto de facturas” y “Costo de cobranza de los bancos”. Estos se estiman en 0.40 y 0.10 USD por cliente mes respectivamente.

c) Gerencia Administración: - Gastos de Personal:

El valor promedio de los salarios de la gerencia incluyendo las cargas sociales correspondientes, es de 32,5 Mil USD anuales por empleado.

- Alquileres: En este rubro se han considerados las previsiones de los alquileres a pagar por concepto de “Oficinas Administrativas y Centros de Atención a Clientes”, por 132 Mil USD al año,



como así también el alquiler de los “Depósitos de materiales y herramientas”, por 28 Mil USD anuales.

- Mantenimiento de Vehículos: El mantenimiento de los vehículos de la compañía, está calculado partiendo del ratio que considera los kilómetros de red instalados por GNLC. Este se estabiliza en el orden de los 71 USD por kilómetro de red instalada a partir del 2011.

- Auditoria Contabilidad e Impuestos Este costo es de 3,000 USD por mes para GNLC.

- Asesoría Técnica Comprende dos rubros. El primer rubro consiste en una previsión de honorarios a Asesores Técnicos Especializados (Estudios especiales sobre temas ambientales, legales, regulatorios, tarifarios, etc.) de 10,000 USD por mes. El segundo rubro consiste en un pago fijo al Operador Técnico Calificado, exigido por el contrato BOOT, de 24,000 USD por mes más un variable que considera los resultados de la operación de la empresa. Este monto variable tiene un máximo de 450 Mil USD anuales. La retribución promedio anual del Operador Técnico Calificado resulta así de 500 Mil USD anuales para los 20 años considerados.

- Asesoría Legal Este costo es de estimado en 3,000 USD por mes para GNLC.

- Sistemas

Este costo comprende los gastos de mantenimiento de hardware y actualización de software de GNLC. Se estima en 108 Mil USD anuales desde 2005 al 2010 y en 67 Mil USD del 2011 en adelante.

- Varios Para determinar este costo, se utilizaron los siguientes niveles de costos eficientes: un ratio de 1.10 USD por cliente conectado para el periodo que va desde el 2010 hasta el 2017 y de 1.00 USD por cliente conectado para el periodo 2018 al 2024.



2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024GERENCIA TÉCNICA 256 616 877 936 1,113 1,143 1,194 1,235 1,279 1,351 1,391 1,432 1,473 1,515 1,554 1,598 1,682 1,727 1,775 1,818 1,865

Gastos de Personal Musd/a 0 157 343 343 408 408 408 408 408 440 440 440 440 440 440 440 480 480 480 480 480Numero de Empleados GT # 43 43 43 47 47 47 47 47 48 48 48 48 48 48 48 50 50 50 50 50% de asig empleados a OR % 19% 42% 42% 47% 47% 47% 47% 47% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 51% 51% 51% 51% 51%Salario medio anual Miles usd/emp/a 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19

Gastos de funcionamiento Musd/a 130 136 142 142 146 146 148 150 152 154 156 158 160 162 164 166 168 170 172 174 176Volumen distribuido de GN Mill m3 5 31 86 118 147 175 206 235 271 300 327 348 371 396 415 443 469 500 534 555 586Costo Unitario usd/Mm3 24.4 4.4 1.7 1.2 1.0 0.8 0.7 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.3 0.3 0.3 0.3

Gastos de Operación y Mantenimiento Musd/a 126 323 392 452 558 589 637 677 719 757 795 833 872 913 950 992 1,033 1,076 1,123 1,164 1,209Subcontratistas Musd/a 90 216 216 216 270 270 290 310 330 350 370 390 410 430 450 470 490 510 530 550 570

Clientes conectados client. 2,642 13,232 27,201 41,189 55,217 67,956 76,428 82,228 86,478 90,968 95,703 100,698 105,968 111,411 116,855 122,603 128,667 135,059 141,803 148,916 156,246Costo Unitario usd/cli 34.1 16.3 7.9 5.2 4.9 4.0 3.8 3.8 3.8 3.8 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.8 3.8 3.8 3.7 3.7 3.6

Materiales Musd/a 8 42 66 88 108 118 128 134 141 148 156 163 172 180 189 199 208 219 230 241 253Clientes conectados client. 2,642 13,232 27,201 41,189 55,217 67,956 76,428 82,228 86,478 90,968 95,703 100,698 105,968 111,411 116,855 122,603 128,667 135,059 141,803 148,916 156,246Costo Unitario usd/cli 3.0 3.2 2.4 2.1 2.0 1.7 1.7 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6

Odorización Musd/a 1 9 24 33 41 49 58 66 76 84 91 97 104 110 116 124 131 139 149 155 164Volumen distribuido de GN Mill m3 5 31 86 118 147 175 206 235 271 300 327 348 371 396 415 443 469 500 534 555 586Costo odorante usd/Mm3 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279

Seguros Musd/a 26 56 86 115 139 152 162 167 172 175 178 183 187 192 195 200 204 208 214 217 221

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024GERENCIA COMERCIAL 1,126 1,093 1,139 1,190 1,266 1,386 1,489 1,433 1,421 1,434 1,486 1,441 1,492 1,546 1,484 1,535 1,589 1,646 1,705 1,768 1,833

Gastos de Personal Musd/a 512 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615 615Numero de Empleados GC # 18 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22% de asig empleados a OR % 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%Salario medio anual Miles usd/emp/a 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28

Capacitación Musd/a 32 39 30 20 15 15 12 12 12 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11Numero de Empleados GC # 18 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22Costo Unitario usd/emp/m 149 148 114 76 57 57 45 45 45 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42

Promociones Musd/a 180 240 240 240 240 240 240 144 86 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52Gastos Generales Musd/a 99 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132Sistemas y Administración de Clientes Musd/a 302 67 122 183 264 384 490 530 576 625 676 631 683 736 675 726 779 836 896 959 1,023

Clientes conectado cli 2,642 13,232 27,201 41,189 55,217 67,956 76,428 82,228 86,478 90,968 95,703 100,698 105,968 111,411 116,855 122,603 128,667 135,059 141,803 148,916 156,246meses de facturacion y cobranza meses 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12Cto de lec. y rep. de facturas usd/cl/m 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4Cto de Cobranza Bancos usd/cl/m 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1Costo Sistema Comercial Musd/a 291 11 8 10 32 37 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40



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

GERENCIA ADMINISTRACIÓN 721 1,108 1,115 1,150 1,200 1,216 1,258 1,285 1,305 1,332 1,361 1,384 1,404 1,427 1,444 1,467 1,487 1,511 1,534 1,556Gastos de Personal 247 330 333 336 339 342 345 348 351 354 357 360 363 366 369 372 375 378 381 384

Numero de Empleados GA # 20 24 24 25 25 25 25 25 26 26 26 27 27 27 27 28 28 28 28 28% de asignación OR % 38% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42%Salario medio anual usd/a 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5 32.5

Alquileres 120 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160% de asignación OR % 38% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42%

Alquileres de oficinas Miles usd/a 100 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132Alquileres de depositos y otros Miles usd/a 20 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28

Mantenimiento de Vehículos 15 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56Km de red GNLC Km red 211 377 544 710 876 982 1,058 1,118 1,170 1,225 1,282 1,343 1,407 1,466 1,528 1,593 1,662 1,734 1,810 1,889% de asignación OR % 38% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42%Costo Unitario usd/mts 186 127 97 81 71 68 68 69 70 71 71 72 72 72 72 72 72 72 72 71

Auditoria Contabilidad e Impuestos 11 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15% de asignación OR % 38% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42%Costo de auditoría mensual usd/mes 2,451 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000

Asesoría Técnica 216 435 435 464 506 515 592 612 625 645 667 683 696 712 722 738 750 768 784 799% de asignación OR % 38% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42%Fijo "Op. Tec. Calificado" usd/mes 8,485 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000Variable "Op. Tec. Calificado" usd/mes 0 2,244 2,244 4,630 8,158 8,941 15,339 16,972 18,100 19,720 21,610 22,908 23,980 25,308 26,182 27,499 28,540 29,971 31,338 32,597Asesores Tecnicos usd/mes 9,546 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000

Asesoría Legal 11 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15% de asignación OR % 38% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42%Costo de asesoría Legal usd/mes 2,451 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000

Sistemas 81 108 108 108 108 108 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67Varios 19 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61

Clientes conectado GNLC Cli 2,654 13,244 27,213 41,201 55,229 67,968 76,440 82,240 86,491 90,981 95,716 100,711 105,981 111,424 116,868 122,616 128,681 135,073 141,817 148,930% de asignación OR % 38% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42% 42%Costo Unitario usd/cli 18.5 4.5 2.4 1.7 1.3 1.2 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0



11. Incobrables Los valores presentados el 16/02/2004 contemplaban costos de incobrabilidad considerando la facturación a clientes Residenciales y Comerciales, pero no contemplaban la incobrabilidad correspondiente a los clientes Industriales y GNV. Por lo expuesto solicitamos tengan a bien sustituir la información brindada el 16/02/2004 por los datos que se consignaron a continuación:

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Facturacion Total (*) USD 1,080,452 4,958,711 14,213,583 19,775,602 24,960,200 30,093,002 35,501,949 40,066,572 45,782,221 50,310,856 54,536,337

Tasa de incobrables % 5.00% 4.00% 3.00% 2.00% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50%

Incobrables (*) USD 54,023 198,348 426,407 395,512 374,403 451,395 532,529 600,999 686,733 754,663 818,045

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Facturacion Total (*) USD 58,092,291 62,036,650 66,221,399 69,748,246 74,524,808 78,975,889 83,777,792 89,937,017 93,944,458 99,439,852

Tasa de incobrables % 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50%

Incobrables (*) USD 871,384 930,550 993,321 1,046,224 1,117,872 1,184,638 1,256,667 1,349,055 1,409,167 1,491,598

* (Categorías A, B, C, D) 12. Costos de Operación y Mantenimiento de las Acometidas GNLC consideró la incorporación de los costos de operación y mantenimiento de las Acometidas con el fin de considerar en los costos previstos la obligación expresamente dispuesta por el Reglamento de Distribución, que en su Artículo 71-Literal a) señala que: “El Concesionario será el responsable de la instalación, operación y mantenimiento de la Acometida (…)”. El Reglamento de Distribución, en su Artículo 118° también señala la frecuencia con la que la Concesionaria debe dar cumplimiento a la obligación de mantenimiento de las Acometidas: “El mantenimiento de la Acometida será de cargo del Consumidor y deberá realizarse en períodos quinquenales por parte del Concesionario (…)”. Teniendo ambas disposiciones en consideración, GNLC propone conservar el rubro de mantenimiento de la Acometida como parte de la tarifa “Otras Redes” por dos consideraciones concretas:

a. A diferencia de lo que ocurre en el Sector Eléctrico, en el sector de gas natural sí existe una disposición que señala de manera expresa la obligación del mantenimiento y su frecuencia por parte de la Concesionaria, y

b. Porque de esta manera se simplificaría la aplicación de los cargos diversos que deberán ser detallados a los clientes al momento de la facturación.

13. Mecanismos de Transición 13.1 Descripción del Mecanismo Propuesto Los mecanismos de transición han sido concebidos como un incentivo necesario para el éxito del proyecto de distribución de Gas Natural en Lima y Callao.



Los mecanismos propuestos han sido diseñados para el segmento de clientes residenciales cuya demanda y costos de combustibles alternativos hacen muy poco viable su conversión a Gas Natural en términos de representar un ahorro recién a partir de un mediano plazo. En efecto, y dado que el costo de conexión para el Cliente Residencial ronda los USD 400, si adicionamos los tres componentes necesarios para la realizacion de la misma (tubo de conexion, ERM e instalacion interna) ésta demandaría un período muy largo de financiamiento durante el cual el cliente estaría pagando precios iguales a los del combustible sustituto. Esta falta de percepción de ahorro durante largos plazos desincentivará cualquier decisión por parte de los potenciales clientes para su conversión al Gas Natural. Es por ello que el objeto de este mecanismo de transición es el de convertir en tarifa parte de la deuda a largo plazo del cliente, lo que permitirá percibir al producto con mejores expectativas. Esa parte del costo de conexión que GNLC propone incorporar en la tarifa sería la correspondiente a la tubería de conexión cuyo costo ha sido estimado en USD 155 por cliente. El resultado de esta acción es que el cliente pagará un monto de aproximadamente USD 245 para contar con el suministro, el cual corresponde exclusivamente a cubrir los costos de ERM e Instalación Interna. 13.2 Antecedentes Internacionales de Mecanismos de Transisición planteados para Clientes Residenciales A continuación se presentan algunas experiencias comerciales desarrolladas por empresas prestadoras del servicio de distribución a nivel internacional tendientes a captar clientes potenciales en mercados inmaduros que pueden servir de referencia para el caso del desarrollo del mercado del gas en Lima y Callao y del mecanismo de transición propuesto por GNLC para clientes residenciales. En el costo de prestación del servicio resulta claro que el costo de inversión de las acometidas y de otros necesarios (vg. instalación interna) que posibilitan el inicio del consumo por parte del cliente, pueden constituirse en un desincentivo para la conexión del usuario a la red de distribución. Cuanto mayor sea la inversión inicial requerida al usuario para conectarse al servicio, menor será el incentivo de éste a efectivizar tal conexión; ello por cuanto las tasas de descuento de los usuarios más pequeños (como los residenciales) suelen ser más altas debido a su dificultad de acceso al crédito. Casos y Alcance del Análisis: El relevamiento se realizó en los siguientes países: GasNor4 - Argentina GasNea5 - Argentina Bolivia - Plan de Masificación Gas Natural de Bogotá - Colombia Gaseba Montevideo - Uruguay Comgas San Pablo - Brasil

4 Zona de distribución: Provincias de Salta, Jujuy, Santiago del Estero y Tucumán. 5 Provincia de Entre Ríos.



En la evaluación de las estrategias de comercialización se describen aspectos tales como: Organización y elementos claves en las políticas de captación; Mecanismos de pago y esquemas de financiación de los costos de acometidas e intalación interna; y Resultados de las políticas implementadas, entre otros. A) Gasnor - Argentina La estrategia de incorporación de clientes con posterioridad a la privatización se centró en las siguientes cuestiones básicas: 1) Sector Residencial Organización y elementos claves Asumir el riesgo de las extensiones logrando un porcentaje de adherentes (futuros usuarios) del 60% de los posibles para la extensión de la red prevista. Reconocer la dificultad de acceso al crédito para determinados segmentos de la población; y asumir el riesgo de financiamiento del usuario a través del pago de la factura por consumo de gas. Pagar a los instaladores por las tareas respecto de las instalaciones internas según el número de bocas conforme valores pre acordados. Los pagos se efectúan cuando se aprueba la instalación interna del usuario, con la conformidad de éste. Financiar la utilización de artefactos (por ejemplo, cocinas) provistos por la empresa. El Departamento Comercial de la compañía lidera la estrategia de incorporación de usuarios, y de manera similar al caso de Gas Natural de Colombia -como se verá más adelante-, el Departamento Técnico se ajusta a dicha estrategia. Esquemas de Pago o Financiación de las acometidas Las tasas de financiamiento rondaron el 18-20% anual. El período de financiación, de 48 a 60 meses. Las regulaciones permiten la incorporación del cargo en la factura y el corte de suministro por falta de pago. Otros: Formación de una empresa jurídicamente separada para la venta de gasodomésticos y equipamiento de GNC, entre otros. El sector financiero creó un Fondo para la financiación de las conexiones y las instalaciones internas. Resultados de la política de incorporación El número de usuarios entre 1993 y 2002 se incrementó en casi un 67%, duplicando prácticamente la media para el país (33%), de 186.364 a 311.147 usuarios, o sea 124.783 nuevos usuarios. Alrededor de un 20% de quienes se conectan también adquieren el equipamiento (cocina, terma/calentador de paso). El nivel de morosidad es cercano al 10%. La tasa punitoria por morosidad permite compensar a los incobrables. El éxito de la política es alto si se tiene en cuenta que este nivel de incorporación se logra en un área de distribución de: (i) bajos niveles de ingreso per cápita; (ii) clima por lo general más cálido que en el resto de las regiones; (iii) las tarifas no son subsidiadas y prácticamente hubo el mismo incremento de usuarios que en la zona sur -Patagonia- , donde la tarifa sí está fuertemente subsidiada. Sin embargo, el precio GLP vs gas natural es obviamente un incentivo básico.



Usuarios GasNor vs. Total País

2) Política Comercial en relación al GNC Para la financiación de la conversión de vehículos a GNC y la construcción de nuevas estaciones, la distribuidora aportó aproximadamente 15,7 millones de dólares. Sumado al diferencial de precios Gasolina - GNC (este último es del orden del 25% del precio de la gasolina de 97 Octanos), el incremento de ventas anual pasó de 4,6 a 114 millones de M3 de gas natural entre 1993 y 2002. Por la naturaleza de la relación comercial en el suministro de GNC, la morosidad y la incobrabilidad duplican los valores encontrados para las conexiones e instalaciones domiciliarias. B) GasNea - Argentina Organización y elementos claves El precio del GN -incluido el costo de conexión más la instalación interna- es lo que el cliente compara con el combustible que consume en la actualidad -GLP- para decidir la sustitución de energéticos. Política implementada sólo en Entre Ríos: zona: templada (=> consumo promedio: 1000 M3/año) La inversión requerida para la conexión a cargo del cliente incluye: Los materiales y las obras en acometida y accesorios aprobadas por la Autoridad Regulatoria (Enargas) La provisión del medidor El costo de la instalación interna Las conexiones son realizadas por instaladores matriculados habilitados y la empresa posee inspectores que aprueban la obra para habilitar el servicio. Vale aclarar que hasta 1999 inclusive la empresa poseía sus propios instaladores, pero lo resultados no fueron satisfactorios. Esquemas de Pago o Financiación de las acometidas Año 2000: 250 M3 de consumo gratis Año 2001: 250 M3 de consumo gratis y la financiación del costo de conexión (que incluía las tasas y cargos regulados por el Enargas más el medidor) en 5 cuotas bimestrales sin intereses, que se incluía en la factura. Año 2002: Idem año 2001, pero 500 M3 de consumo gratis a los que habían pagado la Contribución por Mejoras6. Plan Verano 2003: 6 La CPM como el cargo por usuario que financia la extensión de la red de distribución.

% Total Us. Inc. Us/año

GasNor 186,364 206,515 223,949 268,668 303,427 311,147 67% 124,783 12,478

Total País 4,351,280 4,728,782 4,997,984 5,349,647 5,648,972 5,804,209 33% 1,452,929 145,293

Ene-01 Ene-03 Penetración (10 años) Ene-93 Ene-95 Ene-97 Ene-99



Sólo para las conexiones concretadas para los meses de enero-febrero-marzo de ese año. 500 M3 de consumo gratis y un año de gracia para pagar los cargos del Enargas. Resultados de la política de incorporación Entre enero de 2000 y junio de 2003 el número de usuarios pasó de 4.639 a 17.237, o sea, se incorporaron alrededor de 300 usuarios por mes. El resultado de la política no es satisfactorio. C) Bolivia - Plan de Masificación Organización y elementos claves Las autoridades del Sector Enérgético boliviano, en cabeza del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, están avanzando desde fines de 2002 en una nueva propuesta de Modelo de Organización del Servicio de Distribución en Bolivia con el objetivo de masificar el consumo interno del gas natural. Los principales objetivos perseguidos por el citado programa son: Mejorar el estándar de vida de los habitantes a través del uso de un recurso abuntante en el país: el gas natural, masificando su uso en áreas urbanas y rurales, con la incorporación de 250.000 en cinco años (2003-2007) Cubrir las siguientes regiones: (i) Oriente: Santa Cruz, Cochabamba, Sucre y Trinidad; y (ii) Occidente: La Paz, El Alto, Oruro, Potosí y Tarija Sustituir energéticos más caros (vg. el GLP) por el GN Utilizar el mercado externo como ancla del desarrollo del servicio de distribución del mercado interno Buscar un socio estratégico para YPFB, el cual deberá aportar el capital requerido Licitar la prestación del servicio de distribución del mercado interno para toda Bolivia a través de un proceso de Licitación Pública7. El programa cuenta con una primera fase en la que YPFB debe incorporar alrededor de 20.000 usuarios durante 2003, utilizando material (vg. medidores) que tenía almacenado y la infraestructura actual de la red primaria y secundaria. En esta fase las conexiones se llevan a cabo en las localidades de: La Paz, Oruro, Potosí y Camiri. Luego, el adjudicatario de la Licitación será el responsable de la construcción y operación de la red y los planes iniciales son para una concesión a 30 años para incorporar los restantes 230.000 usuarios que completan el plan de masificación. Esquemas de Pago o Financiación de las acometidas En la fase I del programa (2003) YPFB financia la inversión de la conexión del usuario con fondos propios. El vecino interesado en conectarse a la red de gas llena un formulario de aceptación de la conexión (personal contratado por YPFB realiza una visita vivienda por vivienda) comprometiéndose a consumir luego de ello. El plan establece que YPFB provea e instale sin costo para el usuario la acometida, el medidor y la instalación interna.

7 La Licitación se convocaría para intentar cumpir el plan de incorporación de 250.000 usuarios, aunque el contrato de concesión preverá el otorgamiento de plazos superiores ante situaciones específicas.



El Modelo tarifario a ser implementado para la empresa distribuidora adjudicataria también prevé el financiamiento hasta la instalación interna. Para cumplir con este ofrecimiento lo que se pretende es fijar un “consumo de subsistencia” inferior a 1000 PC/año, y que por el mismo se cobre alrededor de 3 US$/MPC. La tarifa para el sector residencial será escalonada y los consumos superiores al consumo de subsistencia tendrán tarifas muy superiores a 3 US$/MPC, con la finalidad de que la tarifa recupere todos los costos de inversión hasta la instalación interna; con ello se rescata la filosofía de remuneración económica de la tarifa del sector residencial. Resultados esperados del proyecto Bajo la Fase I del programa de masificación ya se incorporaron 19.184 nuevos usuarios residenciales. Las referidas conexiones se llevaron a cabo en las localidades de: La Paz, Oruro, Potosí y Camiri en un plazo estimado de 7 meses. En la siguiente Tabla se muestra las proyecciones de conexiones de usuarios residenciales que se espera del programa.

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2012OccidenteUsuarios Potenciales 232,183 240,492 249,181 258,269 267,775 322,301Total Conexiones 5,098 36,866 80,809 111,567 121,563 130,955 169,791Cobertura (%) 15.9 33.6 44.8 47.1 48.9 52.7

OrienteUsuarios Potenciales 294,668 306,887 319,656 332,998 346,942 426,734Total Conexiones 8,339 21,141 55,706 96,033 114,225 116,438 136,359Cobertura (%) 5.7 14.4 23.9 27.2 26.6 25.1

TotalUsuarios Potenciales 526,851 547,379 568,837 591,267 614,717 749,035Total Conexiones 13,437 58,007 136,515 207,599 235,788 247,393 306,150Cobertura (%) 11% 25% 36% 40% 40% 41%

D) Gas Natural de Bogotá - Colombia 1) Sector Residencial. Organización y elementos claves El Departamento Comercial: (i) Planifica y lidera la extensión de redes, y efectúa una campaña importante de difusión, tomando contacto con los potenciales clientes de la zona de interés -el municipio (alcaldía) tiene una participación activa en la difusión-; ii) Facilita y monitorea la saturación de redes existentes. Existen Instaladores Integrales, inscriptos en un Registro Unico, capacitados para realizar las tareas de conexión y de instalación interna en los domicilios. Gas Natural no ha tenido una política de participar en firmas de instaladores para competir con otros instaladores o firmas. Sin embargo apoyó la capacitación de los instaladores; a efectos de organizar mejor las tareas, la calidad de los trabajos y generar mayor eficiencia. Los Instaladores son quienes buscan los potenciales clientes, hacen y financian las instalaciones. Luego que Gas Natural aprueba las instalaciones del cliente, aquella le abona al instalador el trabajo según lo tarifado o el precio convenido, el menor. No obstante, los instaladores compiten por los clientes y eventualmente les otorgan descuentos; esto hace que luego el cliente pague un precio menor en las cuotas de su factura de gas.



Adicionalmente, hay un seguro para la garantía de la calidad final del trabajo. De no aprobarse, el seguro le permite contratar otro instalador para remendar el trabajo y proceder a la conexión sin cargo adicional alguno al cliente. La estrategia de controlar los trabajos de los instaladores versus intervenir directamente en la captura del cliente y en la realización de las conexiones, le permite un efecto multiplicativo mayor -y más eficiente- en la cantidad de usuarios conectados. Esquemas de Pago o Financiación de las acometidas Gas Natural financia las conexiones y las instalaciones internas de los usuarios a través de la factura; el corte se encuentra previsto en caso de falta de pago. El período de financiación es de 36 meses. Resultados de la política de incorporación El éxito de la estrategia, sumado a la diferencial de precios con el combustible sustituto, ha hecho que las conexiones anuales ronden los 108.000 por año aproximadamente. Es posiblemente el modelo más exitoso de incorporación de usuarios. Se adapta fácilmente a la idea de separación de las actividades de comercialización y distribución propiamente dichas (acometida, medidor y gabinete son propiedad del cliente). Bajísimo nivel de morosidad: 1.5%. En España, México y Río de Janeiro -donde también opera la empresa- se aplican modelos similares. En Argentina, el modelo incluye la financiación al cliente a través de Bancos. Usuarios Bogotá vs. Total País

Proyectada (a) Efectiva

Gas Natural 589,829 694,175 794,202 899,301 1,022,629 82% 94%

Total País (b) 1,488,324 1,800,000 2,200,000 2,500,000 2,642,346 34%

(a) Fuente: UPME (Unidad de Planeación Minero Energética - Colombia) 2000 (b) 1999-2001, datos aproximados

2002 1999 1998 Cobertura 2002 2000 2001

n.d.

E) Gaseba Montevideo - Uruguay Organización y elementos claves A partir de la llegada del gas natural desde Argentina, la empresa Gaseba ha iniciado en enero de 2003 una política comercial tendiente a convertir la totalidad de sus usuarios residenciales que actualmente consumen gas manufacturado (a diciembre de 2002 eran 42.672) y a incorporar nuevos usuarios que consumen otros energéticos (electricidad, GLP). La política comercial de la Distribuidora está orientada básicamente al fortalecimiento de la cadena (que incluye hasta las empresas proveedoras de los equipos a gas natural e instaladores), y a aumentar tanto el número de usuarios como el consumo del gas natural por usuario (ya que, por lo general, se le da un sólo uso: cocina). Para el presente año, el objetivo de usuarios nuevos a conectar es de 3000 y el de conversión de usuarios de gas manufacturado es de 6000. Para fortalecer la cadena se han formado alianzas estratégicas con compañías que importan los artefactos a gas natural y proveen la instalación de los mismos con Instaladores Matriculados. Estas compañías fueron sometidas a un proceso de evaluación -en el cual se tuvieron en cuenta



distintas variables como experiencia, calidad de productos ofrecidos y servicio- y de allí, se estableció un ranking de 5 empresas. Estas también se encargan de buscar captar nuevos usuarios mediante campañas de promoción -publicidad, contacto con los vecinos- Gaseba realiza un seguimiento y control permanente del trabajo de estas compañías. Buscando fomentar un mayor consumo del gas natural es que la distribuidora ha implementado Tarifas Promocionales para Usuarios Residenciales diferente a la tarifa residencial máxima aprobada por el Ministerio de Energía y Minas. Esquemas de Pago o Financiación de las acometidas El plan de promoción Producto Gaseba Natural para promover la conexión de usuarios residenciales al gas natural incluye: Servicio nuevo para 2 y 3 usos: CF gratuito por un año y una tasa de conexión más baja igual a la mitad de la tasa máxima aprobada. Instalación pasiva (usuarios que utilizan o han utilizado gas manufacturado) para 2 y 3 usos: CF gratuito por un año y la conexión es sin costo. Cliente que se muda a una instalación pasiva: conexión sin costo. Para un servicio nuevo (2 y 3 usos) y una instalación pasiva (2 y 3 usos) se financia hasta US$2000, sin recargo, de 2 a 6 cuotas. Las calderas centrales de edificio se financian en 12 cuotas sin recargo. La financiación es entre Gaseba y el usuario a través de la factura por servicio. Gaseba paga a las compañías proveedoras de equipos e instalación a los 90 días de efectuada la venta. Las compañías proveedoras incluyen en el precio de compra de los artefactos a gas natural (cocinas, calentadores de paso, termas, calefactores, secarropas) la conexión de la cocina a gas natural, la cañería de gas interna y la instalación de los artefactos elegidos. Resultados de la política de incorporación Debido a que las políticas de captación de usuarios son muy recientes -a partir de 2003- aún no pueden extraerse conclusiones importantes. F) Comgas San Pablo -Brasil Organización y elementos claves La distribuidora ha puesto en marcha varios Programas Promocionales con el objetivo de promover el consumo del gas natural, entre los cuales se destacan: Conforto Público objetivo: condominios verticales residenciales situados sobre red de Comgas nunca antes conectados (hasta el momento, abastecidos con GLP Central), pero que cuentan con la instalación interna. Consumos por departamento: 6 M3/mes (cocina) 22 M3/mes (cocina y calentador de paso) Beneficios ofrecidos: Conversión e instalación de artefactos (cocina y calentador de paso) Instalación de medidor individual Desconexión GLP Viva Bem Público objetivo: condominios verticales residenciales situados sobre red de Comgas nunca antes conectados o desconectados por más de 1 año (hasta el momento, abastecidos con GLP 13 Kgs.), pero sin instalación interna. Consumos por departamento: 6 M3/mes (cocina)



22 M3/mes (cocina y calentador de paso) Beneficios ofrecidos: Conversión y conexión de artefactos (cocina) Instalación y conexión de medidor individual Instalación interna Test de antigüedad, para aquellos casos de cañerías fuera de uso Vale Presente o Incentive House Público objetivo: condominios verticales residenciales participantes de los programas Conforto y Viva Bem. Se les entrega un vale, es decir un crédito, para comprar artefactos en comercios acreditados. Comgas na Porta Público objetivo: condominios verticales residenciales situados sobre red de Comgas no conectados o desconectados por más de 6 meses (hasta el momento, abastecidos con GLP 13 Kgs. o GLP Central), y también para zonas con más de 3 años de gas o con una penetración mayor a la total estimada. Religa Público objetivo: clientes no conectados en condominios verticales residenciales sí conectados al gas natural. Esquemas de Pago o Financiación de las acometidas El esquema de pago o financiación depende del Plan Promocional que se trate: Plan Conforto Se otorga a los usuarios residenciales un incentivo monetario. Es decir, del total del costo de inversión para la conexión, se deduce una determinada suma de dinero. Excepción: condominios verticales con medidor colectivo, incentivo monetario sujeto a política de marketing de Comgas, y abonado directamente al instalador elegido por la distribuidora. Viva Bem Al igual que el Plan Conforto, da un incentivo monetario a los usuarios, el cual se netea del total del costo de inversión para la conexión: Excepción: condominios verticales con medidor colectivo o con menos de 20 departamentos, incentivo monetario cubriendo costos de instalación de medidor y conexión, abonado directamente al instalador escogido por la distribuidora. Vale Presente Conforto Sólo cocina: vale por R$87 por departamento Cocina y calefón: vale por R$251 por departamento Viva Bem Vale por R$ 87.31 por departamento Comgas na Porta Se financia una parte de los costos (por conexión, conversión e instalación) por departamento conectado al gas natural, a una tasa del 15%. Promoción limitada a 5000 conexiones.



Religa Brinda el mismo esquema de financiación que el Plan Promocional Comgas na Porta. Promoción limitada a 2000 conexiones (restricción: mínimo de 10 departamentos desconectados por condominio). Resultados de la política de incorporación Al igual que en el caso de Gaseba Montevideo, la implementación de estos Planes Promocionales de Comgas en San Pablo es tan reciente -a partir de 2003- que no se pueden obtener conclusiones importantes. En la siguiente Tabla se muestra la evolución que ha tenido el número de usuarios conectados desde 1999, año en el se hiciera cargo Comgas cuando fuera privatizado el servicio de prestación de gas en el Estado de San Pablo.

1999 2000 2001 2002

302,330 317,146 337,441 369,990

Usuarios Residenciales Comgas

13.3 Detalle de la Determinación del Costo Unitario de la Tubería de Conexión para Clientes Residenciales A continuación se presenta un detalle de los supuestos utilizados por GNLC para el cálculo del costos estimado de la tubería de conexión para clientes residenciales. Como se puede ver, y tomando en consideración que la configuración de la red de distribución será compleja y combinará la existencia de redes únicas con dobles según la geografía particular de cada área a servir, no se puede hablar de una “tubería de conexión tipo” ya que las mismas contarán con diversas longitudes según la configuración mencionada.



A continuación la metodología y supuestos de cálculo: INDICADORES

repartición de sectores tipos

factor uso tuberías de conexión

% calles red doble

ST A 30% 1.7 50% calle superior 15 m de anchoST M 40% 1.5 50% calle superior 15 m de anchoST B 30% 1.3 50% calle superior 20 m de ancho

repartición (%) tubería de

conexión corta

repartición (%) tubería de

conexión larga

costo ponderado tubería de conexión

costo ponderado tubería de

conexión por cliente

ST A 50% 50% 233 155ST M 50% 50% 233 155ST B 50% 50% 233 155

COSTOS UNITARIOS Materiales CIF Instalación Totaltuberías de conexión corta (USD) 49 145 194tuberías de conexión larga (USD) 51 221 272

Nota: Los costos de instalación de las tuberías de conexión consideran que las obras se realizan en tramos de por lo menos 500 mde redes y 50 acometidas por vez, instaladas conjuntamente con la instalación de redes. Finalmente, se confirma que los costos unitarios presentados para la tubería de conexión residencial, consideran que dicha conexión se realizará al mismo tiempo que se vaya instalando la red de PE lo que permite mayor eficiencia de los costos de instalación. Donde el factor de uso se define como la cantidad de clientes que, en promedio, pueden ser suministrados a partir de una sola tubería de conexión. 14. Fórmulas de Reajuste Para el calculo de los coeficientes de moneda extranjera (a) y el de moneda local (b), se utilizo el Valor Presente Neto (VPN) de la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y el Valor Presente Neto de los costos Opex, utilizando la tasa de descuento del 12%. Al VNR se lo desagrego en sus dos componentes (Recuperación del Capital y Retorno sobre el capital). La suma de estos dos componentes, resulta en el Valor Presente Neto del costo total del servicio como se detalla en el siguiente cuadro. VPN de la ANUALIDAD VNR 34,620,819 . VPN Recuperación Capital 2,521,644 . VPN Retorno sobre el Capital 32,099,175VPN del OPEX 46,260,694COSTO TOTAL SERVICIO 80,881,513 Seguidamente se determino el porcentaje de participación de cada componente sobre el costo total de servicio. Sobre cada uno de ellos, se analizo su dependencia con la moneda local y con las monedas extranjeras.



Para repagar la mayor parte de las inversiones en CAPEX, la empresa obtendrá fuentes de fondos de largo plazo (capital propio y préstamos) que deberán retribuirse en moneda extranjera. En tanto que la totalidad del Capital de Trabajo y el 85% de los OPEX podrá abonarse en moneda nacional. Solo algunos rubros como Materiales, Accesoria Técnica y Seguros, entre otros, serán afrontados en parte por moneda extranjera, representando aproximadamente 15% de los OPEX. Afectando por estos porcentajes a las participaciones relativas de en el costo del servicio, se llega a la siguiente tabla: Participación Anualidad VNR 43% . Recuperación capital 3% . Influida por TC 3% . Influida por IPM 0% . Retorno sobre el capital 40%

Participación OPEX 57% . OPEX Influido por TC 9% . OPEX Influido por IPM 49% De la suma de los componentes afectados por Tipo de Cambio (TC) y de los componentes afectados por el Índice de Precios Mayoristas (IPM) se concluye en el valor de los coeficientes (a) y (b). Coeficiente a 51.384% Coeficiente b 48.616%