fijaciÓn preliminar de las tarifas bÁsicas del gasoducto … · 2009-09-23 · 2 objetivo...

FIJACIÓN PRELIMINAR DE LAS TARIFAS BÁSICAS DEL GASODUCTO ANDINO DEL SUR

Setiembre 2009

2

Objetivo

Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur

– Promover la participación de los agentes en el proceso de toma de decisiones de la regulación tarifaria, en un entorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normas derivadas de la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado.

– Presentar las premisas y resultados de la determinación preliminar de las Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur.

3

Funciones de Osinergmin dentro del Subsector Gas Natural


4

• Los Contratos de licencia para la explotación de hidrocarburos en los Lotes 88 y 56 son administrados por PERUPETRO.

ACTIVIDAD EXPLORACIÓN YEXPLOTACIÓN TRANSPORTE DISTRIBUCIÓN

NORMATIVA DGH DGH DGH

CONTRATANTE PERUPETRO DGH DGH

REGULADORA

OSINERGMIN OSINERGMIN

FISCALIZADOR OSINERGMIN

CONCESIONARIO PLUSPETROL TGP / KUNTUR CÁLIDDA / TRANSCOGAS

Funciones del Subsector Gas Natural


5

Principios de Cálculo de la Tarifa de Transporte de Gas Natural


¿Por qué Osinergmin fija la Tarifa en estos momentos?

Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur 6

• El Contrato de Coneción establece en su cláusula 11.1 que Osinergmin debe establecer las tarifas de la concesión antes de la Puesta en Operación Comercial del proyecto.

• En el anexo 3-A del Contrato se establece que el concesionario debe presentar a Osinergmin hasta 8 meses antes su propuesta tarifaria, con lo cual se inicia el proceso de fijación tarifaria de acuerdo a los plazos establecidos en la normatividad respectiva.

• Las tarifas propuestas son PRELIMINARES, asimismo Osinergmin ha propuesto la aplicación de factores de actualización antes de la Puesta en Operación Comercial del proyecto, momento en el cual se espera que condiciones de incertidumbre presentes actualmente se atenúen o desaparezcan y disminuyan los riesgos con los que cuenta el proyecto hoy.

7

Normas del Subsector Gas Natural • Ley Nº 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos.• Ley 27133: Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural.

– Reglamento de la Ley Nº 27133, aprobado por el Decreto Supremo Nº 040-99-EM.

– Existe Garantía de Recuperación del Costo Ofertado en la Licitación mediante la GRP (pago efectuado por los beneficiarios del proyecto)

• Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por el Decreto Supremo Nº 041-99-EM y reemplazado por el Decreto Supremo Nº 081-2007-EM.– No existe Garantía a la Recuperación de las Inversiones.– El Costo del Proyecto y la Tarifa Máxima es aprobada por el Regulador.


Concesionario de Transporte• Plazo de Concesión: 20 a 60 años• Forma de Otorgamiento: Concurso Público o Solicitud de Parte• Características de la Actividad:

– El Concesionario brinda el servicio de transporte de gas y se compromete a custodiarlo. El Concesionario no Comercializa (Compra y Venta) el Gas Natural (no tiene propiedad sobre el Gas).

– Los Clientes compran el Gas Natural al Productor y lo entregan al Concesionario para que lo “lleve” hasta el “City Gate” de la Distribución.

– La Demanda de Gas Natural es incierta para el Transportista porque en el Periodo de Concesión desconoce todos los Clientes que podría tener. Además, si el Gas Natural no es rentable para el Cliente, el Transportista puede quedarse con el ducto sin llenar.

– Hay 2 tipos de Servicios: Firme o Interrumpible.• El Servicio Firme se paga por Capacidad Reservada en el Gasoducto.• El Servicio Interrumpible es el volumen transportado por encima de la Capacidad

Reservada. Está sujeto a corte según capacidad del ducto.

Setiembre 2009 8Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur

9

Reserva deGas

Natural

Red Troncal deDistribución

Red de Transporte

De Gas NaturalSelva Sierra - Costa

- City Gate – Estación deRecepción y Regulación

del gas natural - Inicio del Sistemade Distribución delConcesionario de

DistribuciónBoca de pozoProducción

Transporte

Red Secundaria de

Distribución

•El concesionario de transporte de gas natural presta el servicio de transporte por ducto desde la Boca de Pozo del Productor hasta el punto de retiro del gas que solicite el consumidor o el distribuidor de gas natural.

•El solicitante del servicio de transporte, consumidor o distribuidor de gas natural, debe presentar al concesionario de transporte el Contrato de suministro de gas que tiene con el Productor.

•El concesionario de transporte factura por los servicios que presta (Firme o Interrumpible).

Distribución


10

Principios Tarifarios del Reglamento• Objetivo de la Tarifa

– Generar un flujo de ingresos que cubra los costos eficientes;– Reproducir los resultados de un mercado competitivo;– Asegurar la operación segura y confiable;– No distorsionar las decisiones de inversión;– Ser eficiente en nivel y estructura;– Incentivar la reducción de costos y el desarrollo de los servicios.– La Tarifa es un Valor Máximo:

• Es decir, el Concesionario puede cobrar por debajo del valor autorizado debiendo informar su cuadro tarifario a todos los clientes y al Regulador.


11

Objeto de la Tarifa: El Equilibrio Económico• Para determinar los Ingresos

intervienen:– Tarifa– Capacidad Vendida– Tasa de Actualización (WACC)

• Tasa del Capital Propio• Tasa de la Deuda• Porcentaje de Capital Propio y

Deuda respecto al Capital Total• Impuesto a la Renta

• Para determinar los Costos intervienen:

– Capital de Inversión (CI)– Programa de Amortización del CI– Costo de Operación y Mantenimiento

• Costos Fijos• Costos Variables• Aportes o Tasas de Regulación

– Tasa de Actualización (WACC).


12

Ecuación Tarifaria de Corto Plazo

DEP = Depreciación Anual

WACC = Rentabilidad del Capital Invertido

IND = Inversión No Depreciada = Inversión Total -

O&M = Operación y Mantenimiento Anual (sin impuestos ni aportes)

Tareg=Tasa de Apo

DEP∑

rte al Regulador=1%


1

Costo del ServicioTarifa de Corto Plazo Venta Anual

DEP WACC IND O & MCosto del Servicio( - Tareg )

=

+ × +=

13

Rentabilidad del Capital Invertido1

1

= +

=

Tcp = Tasa o Rentabilidad del Capital Propio (Equity)

Tde = Tasa del Capital Prestado (Deuda)

Tire = Tasa del Impuesto a la Renta (30%)

%CP

WACCdi Tcp x %CP Tde x ( - Tire ) x %DEWACCdiWACCai( - Tire )

= Porcentaje del Capital Propio = CP / (CP + DE)

%DE = Porcentaje del Capital Prestado = DE / (CP + DE)

WACCai = Rentabilidad del Capital Invertido antes de Impuestos

WACCdi = Rentabilidad del Capital Invertido después de ImpuestosSetiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur

14

Determinantes del Capital Invertido

Tcp

Tde

CapitalPropio

Deuda

BonosUSA

BonosPerú

Riesgo de laActividad

(Beta)

RiesgosCrediticios

RiesgosRegulatorios

Prima deRiesgo

AltoEfecto

AltoEfecto

DependeDe

Revisión

Prima deRiesgo


15

Ecuación Tarifaria: Corto vs Largo Plazo (1)

Años

C (US $)

D (m3)CMe (US$ / m3)

Tarifa Alta al Inicio

Tarifa Baja al Final

Costo Total

Demanda

Tarifa de Corto Plazo


16


Años

C (US $)


Costo Total

Demanda


Tarifa de Largo Plazo


17

-

+


Años

C (US $)


¿Quién garantiza que los Costos Medios de Corto Plazo (CMe CP) sean cubiertos con los Costos Medios de Largo

Plazo (CMe LP)?Costo Total

Demanda


Tarifa de Largo Plazo

Ganancia deLargo Plazo

Pérdida deCorto Plazo


18

Esquemas Tarifarios en el Perú• Bajo Riesgo

– Garantía en la Recuperación de Inversiones

– Reconocimiento de Baja Tasa de Retorno del Capital

– No hay preocupación por Gas Transportado (ni la Reservas a Utilizar)

– Normativa: Ley 27133DS 040-99-EM

• Hay GRP• Hay Garantía de Capacidad al

Estado (hay retorno de inversiones)• El Costo y la Tarifa son producto de

una Licitación.

• Alto Riesgo:– No hay Garantía en la Recuperación

de Inversiones.– Se reconoce una Alta Tasa de

Retorno del Capital.– El Transportista se preocupa por el

Gas Transportado y por la ubicación de las Reservas Probadas.

– Normativa: DS 041-99-EMDS 081-2008-EM

• No hay GRP• El Inversionista define el tamaño del

Proyecto.• El Costo y la Tarifa es definida por el

Regulador.


19

Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (con GRP)

( )( )1 1 +

=

=

+∑

TA = Tasa de Actualización = 12%

N = Vida Útil del Proyecto (25 a 30 años)

n = desfase entre el Valor de la Oferta y el Inicio de Operac

N

ii n

i

Costo del ServicioTarifa BaseCapacidad Garantizada

TA

ión

Según la Ley 27133 el Costo del Servicio es el Valor Ofertado por el Inversionista y la Capacidad Garantizada es la Capacidad que debe instalar el Inversionista en el tiempo que establece el Contrato.

Se puede decir que la Tarifa Base se calcula asumiendo que el gasoducto esta lleno (100% de uso) desde el Primer Día. La Tarifa Base requiere de la GRP para compensar los ingresos al Inversionista.


20

Ecuación Tarifaria de la Ley 27133 (sin GRP)

( )( )1 1 +

=

=

+∑

TA = Tasa de Actualización = 12%

N

ii n

i

Costo del ServicioTarifa Re guladaDemanda Re al

TA

Según la Ley 27133 la Demanda Real (llamada también Capacidad Contratada) se revisa cada 2 años y se reajusta de tal forma que cuando la GRP sea igual a CERO la Tarifa Regulada será igual a la Tarifa Base.

En cada revisión tarifaria, sólo se observa el Periodo que falta por recuperar, es decir, si el Periodo de Vida Útil es 30 años y se encuentra en la 3ra revisión (ya pasaron 6 años) entonces el valor de “N”sería igual a 24 años.


21

Pago del Ducto con la Ley 27133

Opción 1: Alto Riesgo-El Transportista se Preocupa por las Reservas (no hay Garantía del Estado)-Ducto según Demanda Real-Alta Volatilidad-Alta Tasa de Descuento (WACC)-Necesidad de Contratos “Ship or Pay”-Tarifa Alta de Transporte de GN-Alto Costo de la Energía Eléctrica-Mayor pago del Usuario Eléctrico

Opción 2: Bajo Riesgo-El Transportista no se Preocupa de las Reservas (hay Garantía del Estado)-Ducto Lleno = Demanda Real + GRP-No hay Volatilidad-Baja Tasa de Descuento (WACC)-No es indispensable Contratos “Ship or Pay”-Tarifa Baja de Transporte de GN-Bajo Costo de la Energía Eléctrica-Menor Pago del Usuario Eléctrico

GRP


22

Balance Final de la GRP al Usuario Eléctrico

GRP

US$

Pago por Ducto Medio Lleno (GRP)

Ahorro por Energía Eléctrica

Ducto llenoAños


23

Metodología y Resultados de la Determinación preliminar de las Tarifas Básicas


24

Estimación de la Demanda


Premisas de la Demanda


• Mercado No Eléctrico• Residencial• Comercial• GNV• Industrial

• Mercado Eléctrico

• Ciudades consideradas:

• Cusco• Quillabamba• Arequipa• Moquegua

• Ilo• Matarani• Juliaca• Puno• Tacna

Metodología y Resultados delMercado No Eléctrico


Premisas del Sector Residencial


Consumo promedio: 17 m3/mes

Crecimiento de viviendas: 1,6% anual

Factor Clientes Anillados: 60%

Factor de Penetración: 70%

Periodo madurez: 10 años

Periodo de alcance anillados: 10 meses

Periodo alcance FP: 10 meses

Número de viviendas potenciales: Consumidores eléctricos(*) Excepto en Cusco y Quillabamba que se consideraron los consumidores de agua potable.

Resultados del Sector Residencial


Número de consumidores al año 2038

LocalidadConsumidores Conectables

Consumidores Conectados

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

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

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

Consumo total en cifras nominales: 36 747 MMPC

Premisas del Sector Comercial


Consumo promedio: 900 m3/mes

Crecimiento de viviendas: 3,5% anual

Factor Clientes Anillados: 60%

Factor de Penetración: 70%

Periodo madurez: 10 años

Periodo alcance anillados: 5 meses

Periodo alcance FP: 4 meses

Se consideró el número de negocios que consumen GLP y electricidad.

Resultados del Sector Comercial



Número de comercios al año 2038

LocalidadComercios Conectables

Comercios Conectados

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

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

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

Premisas del Sector GNV


Consumo promedio: 13,5 m3/d

Crecimiento de vehículos: 2,6% anual

Tasa de conversión de vehículos potenciales

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

Resultados del Sector GNV



Vehículos convertidos al año 2038

Localidad TotalQuillabamba 434

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

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

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

Premisas del Industrial


Considera a la industria:

•Minera•Pesquera•Cementera•Alimentos y bebidas•Textil

Analiza el consumo promedio de combustibles líquidos.

Minería55%

Pesca15%

Construcción civil9%

Transporte6%

Alimentos y bebidas4%

Energía3%

Instituciones públicas3% Textil

1%

Cemento1%

Ladrillos y refractarios

1%

Producción de acero1%

Otros1%

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

Minería

Pesca

Construcción civil

Transporte

Alimentos y bebidas

Energía

Instituciones públicas

Textil

Cemento

Ladrillos y refractarios

Producción de acero

OtrosTotal (100%) = 3 701 599 Barriles

Resultados del Sector Industrial



2006 2007 2006 2007

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

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

PorcentajeConsumo en BarrilesConsumidor

2006 2007 2006 2007

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

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


2006 2007 2006 2007

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

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


Pesqueras

Textil

Alimentos y bebidas

Resultados del Mercado No Eléctrico



Año Demanda No Eléctrico ‐ Volumen (MMPCD) Demanda No Eléctrico ‐ Capacidad (MMPCD)

2013 49 622014 53 662015 56 702016 59 742017 62 782018 69 872019 74 932020 79 982021 83 1042022 87 1092023 92 1142024 95 1192025 100 1252026 105 1312027 109 1362028 113 1412029 117 1472030 122 1522031 127 1582032 132 1652033 137 1712034 148 1842035 155 1942036 161 2022037 168 2102038 168 210

Total Nominal 2,720 3,399

Metodología y Resultados delMercado Eléctrico



Premisas del Mercado Eléctrico• Se utiliza un Modelo de Expansión

de la Generación Eléctrica considerando la instalación de Gasoductos.

• Considera el SEIN dividiéndolo en 3 zonas:

• Zona Norte: Desde Tumbes hasta Ancash.

• Zona Centro: Lima, Junín, Pasco, Ica y Huancavelica.

• Zona Sur: Cusco, Apurimac, Arequipa, Puno, Madre de Dios, Moquegua y Tacna.

Modelo General

Demanda

Demanda

Demanda

Hidro

Hidro

Hidro

Térmico OtrosTérmico GN



Línea EE

Línea EEAyacucho

Camisea

ZonaNorte

ZonaSur

ZonaCentro


Premisas del Mercado No Eléctrico Modelo General

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

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

• Se amplia según instalación de centrales

• Operación– Costos Variables más Racionamiento

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


Hidrologías y Producción Hidráulica

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

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

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

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

Centro

Sur

Total

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

Norte

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1,96

41,

965

1,96

61,

967

1,96

81,

969

1,97

01,

971

1,97

21,

973

1,97

41,

975

1,97

61,

977

1,97

81,

979

1,98

01,

981

1,98

21,

983

1,98

41,

985

1,98

61,

987

1,98

81,

989

1,99

01,

991

1,99

21,

993

1,99

41,

995

1,99

61,

997

1,99

81,

999

2,00

02,

001

2,00

22,

003

2,00

4

Fact

or d

e Pl

anta

Hidrología

Producción de Hidroléctricas de la Zona Norte

Avenida Estiaje Total

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1,96

41,

965

1,96

61,

967

1,96

81,

969

1,97

01,

971

1,97

21,

973

1,97

41,

975

1,97

61,

977

1,97

81,

979

1,98

01,

981

1,98

21,

983

1,98

41,

985

1,98

61,

987

1,98

81,

989

1,99

01,

991

1,99

21,

993

1,99

41,

995

1,99

61,

997

1,99

81,

999

2,00

02,

001

2,00

22,

003

2,00

4

Fac

tor d

e P

lan

ta

Hidrología

Producción de Hidroléctricas de la Zona Centro


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1,96

41,

965

1,96

61,

967

1,96

81,

969

1,97

01,

971

1,97

21,

973

1,97

41,

975

1,97

61,

977

1,97

81,

979

1,98

01,

981

1,98

21,

983

1,98

41,

985

1,98

61,

987

1,98

81,

989

1,99

01,

991

1,99

21,

993

1,99

41,

995

1,99

61,

997

1,99

81,

999

2,00

02,

001

2,00

22,

003

2,00

4

Fact

or de

Plan

ta

Hidrología

Producción de Hidroléctricas de la Zona Sur



C.E.MMBTU/MWh

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sur

Zona Propietario MW Combustible

Norte

Centro

CV(US$/MW.h)Central

Parque Térmico

C.T Kallpa TG2 con 192 MWC.T Chilca 1 TG3 con 193 MWC.T Oquendo con 30 MW

Nueva demanda eléctrica en la Zona Sur


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

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

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

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

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

Proyectos Mineros


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

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

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

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

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

Nueva oferta hidráulica en la Zona Sur


Proyecciones Medias de la Demanda Eléctrica

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038Avenida 872 936 1,008 1,087 1,176 1,276 1,387 1,512 1,645 1,786 1,934 2,091 2,256 2,429 2,610 2,799 2,994 3,197 3,407 3,623 3,844 4,071 4,301 4,535 4,772 5,011Estiaje 877 942 1,014 1,094 1,183 1,284 1,396 1,521 1,655 1,796 1,946 2,104 2,270 2,444 2,626 2,815 3,012 3,217 3,427 3,645 3,867 4,095 4,327 4,563 4,801 5,041Total 875 939 1,011 1,091 1,180 1,280 1,391 1,517 1,650 1,791 1,940 2,098 2,263 2,436 2,618 2,807 3,003 3,207 3,417 3,634 3,856 4,083 4,314 4,549 4,787 5,026

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



Norte

Centro

Sur

Total


Proyección de la Potencia Instalada

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

CENTRO

HIDRAULICA TERMICA

TOTAL SEIN

HIDRAULICA TERMICA TOTAL TOTAL AÑO

HIDRAULICA TERMICA TOTAL

NORTE

TOTAL TERMICA

SUR

HIDRAULICA


Proyección del consumo de GN en el Sur en el Mercado Eléctrico

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

(MMPCD)

Proyección de Consumo de Gas Natural en el SurGenerador Eléctrico

Media Max Mìn


Proyección total de la demanda

Año

Demanda No Eléctrico ‐

Volumen Diseño (MMPCD)

Demanda Elect ‐ Volumen Diseño

(MMPCD)

Demanda Total

Volumen Diseño

(MMPCD)

Demanda No Eléctrico ‐

Capacidad Diseño (MMPCD)

Demanda Elect ‐ Capacidad Diseño

(MMPCD)

Demanda Total Capacidad Diseño

(MMPCD)

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

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

Demanda truncada por Límite del Gasoducto


Demanda Mercado No Eléctrico:

Capacidad: 1 ,1 TPCVolumen: 0,9 TPC

Demanda Mercado Eléctrico:

Capacidad: 4 ,8 TPCVolumen: 3 ,4 TPC

Total:

Capacidad: 5, 9 TPCVolumen: 4,3 TPC

20%

80%

Proyección total de la demanda truncada por condiciones de diseño


Proyección total de la demandaVolumen Capacidad

Osinergmin Kuntur Osinergmin Kuntur

Año Total (MMPCD) Total (MMPCD) Total Total

2013 166 37 228 472014 192 213 266 2952015 211 283 292 3912016 232 337 321 4672017 241 347 333 4792018 265 440 367 6112019 293 444 405 6162020 329 492 456 6852021 353 541 489 7532022 379 548 526 7622023 406 594 564 8262024 436 599 605 8332025 467 604 650 8402026 500 650 696 9052027 534 657 743 9122028 568 663 791 9202029 605 710 844 9862030 610 717 850 9952031 610 764 850 10612032 610 800 850 11122033 610 800 850 11122034 610 800 850 11122035 610 800 850 11122036 610 800 850 11122037 610 800 850 11122038 610 800 850 1112

Total Nominal 11,666 15,238 16,225 21,169

Demanda Actualizada

Osinergmin (14,37%) Kuntur (15,8%)1 122 906 MMPC 1 141 396 MMPC

Diferencia: -1,6%


Evolución de la Capacidad estimada

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

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

Evolución de la capacidad estimada

Kuntur Total

Osinergmin Total

Kuntur Demanda Elect ‐ Capacidad (MMPCD)

Osinergmin Demanda Elect ‐ Capacidad (MMPCD)

Kuntur Demanda No Eléctrico ‐ Capacidad (MMPCD)

Osinergmin Demanda No Eléctrico ‐ Capacidad (MMPCD)

Factor de Utilización Promedio: 55%


0

100

200

300

400

500

600

700

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

Volumen a consumir estimado ‐Osinergmin

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

4,3 TCF

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

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

Volumen a consumir estimado ‐ Kuntur

Demanda Elect ‐ Volumen (MMPCD)

5,6 TCF

Volumen de GN requerido por el proyecto

51

Estimación del Costo del Servicio


Conformación del Costo del Servicio


CAPEX•Costos Unitarios

•Costos unitarios de tuberías

•Costos Unitarios de compresores

•Costos unitarios de otros componentes

•Capital de Inversión Inicial•Capital de Inversión de Nuevas Instalaciones

OPEX•Operacionales

• Servicios de operación y mantenimiento

• Seguros

• Servicio de consultoría profesional

•Administrativos

• Consultoría profesional

• Costos laborales

• Asesoría legal• Impuestos a las transacciones

financieras

CAPEX – Costos de Inversión - Tuberías


Costos CIF de Importación de Tuberias de Acero - TGP y PERU LNG2002 - 2008

500

700

900

1 100

1 300

1 500

1 700

1 900

mar-02

may-02

jul-02

dic-02

ene-03

may-03

dic-07

feb-08

mar-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

ago-08

set-08

oct-08

(US$/Ton)

CIF (US$/Ton)

• Evaluación de los precios CIF de las tuberías importadas por TGP y PerúLNG


Evolución de Costos CIF de Tuberías

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

ene-

03

abr-0

3

jul-0

3

oct-0

3

ene-

04

abr-0

4

jul-0

4

oct-0

4

ene-

05

abr-0

5

jul-0

5

oct-0

5

ene-

06

abr-0

6

jul-0

6

oct-0

6

ene-

07

abr-0

7

jul-0

7

oct-0

7

ene-

08

abr-0

8

jul-0

8

oct-0

8

US$

/ To

n

Indice Material Indice Tubo Importaciones

CAPEX – Costos de Inversión - TuberíasOSINERGMIN

FOB 1,268Flete 179Seguro 2CIF 1,449Advalorem 0Imp. Municipal 29

Total 1,478

Componente


Nominal Normalizado OSINERGMIN3'' 3.5'' 16.664'' 4.5'' 23.736'' 6.625'' 41.738'' 8.625'' 62.8010'' 10.75'' 89.0412'' 12.75'' 109.0114'' 14'' 120.0216'' 16'' 137.6418'' 18'' 155.2620'' 20'' 229.0422'' 22'' 252.5324'' 24'' 343.1926'' 26'' 372.5528'' 28'' 401.9230'' 30'' 431.2832'' 32'' 506.0634'' 34'' 538.3836'' 36'' 621.04

Diámetro (pulg)

CAPEX – Costos de Inversión - Tuberías


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

Estación de compresión de Chiquintirca ‐TGP

CAPEX – Costos de Inversión – Estaciones de Compresión

Benchmarking con compresores de TGP


CAPEX – Costos de Inversión – Inversión Inicial

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

Sub Total 371.0 ConstrucciónInstalación de tubería de acero 862.1 Compensación por diferencia de Longitud 30.8

Sub Total 892.9 Sub Total Construcción de Ductos 1,263.9 Estación de Compresión InicialMateriales para Instalación 32.5 Construcción 48.8 Sub Total Estación de Compresión 81.3 Costos Indirectos Activos fijos no productivos (AFNP) 25.3 Otros 15.3 Sub Total Estación de Compresión 40.6 Total Costo de construcción Inicial 1,385.7

Total (MMUS$)Descripción

CAPITAL DE INVERSION INICIAL


CAPEX – Costos de Inversión – Nuevas Instalaciones

Estación de Compresión 2017 2025 Total EC1 12.50 12.50 25.00EC2 18.75 25.00 43.75EC3 25.00 18.75 43.75EC4 43.75 43.75Total OSINERGMIN (MM US$) 56.25 100.00 156.25

Nuevas Inversiones en Compresión (MM US$)


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

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

Sub Total 156.3 150.0 ‐4%

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

CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)

Descripción OSINERGMIN KUNTUR %

CAPEX – Costos de Inversión Total


CAPITAL DE INVERSION TOTAL(MM US$)

1 542

1 7281 598

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

OSINERGMIN KUNTUR QUANTUM

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

CAPEX – Costos de Inversión Total


OPEX – Costos de Explotación

• Costos de operación y mantenimiento

• Administración

• Comercialización

Se consideró como referencia a TGP



CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008COSTO DEL SERVICIO 19,217 74,239 94,840 102,957 109,388 Servicios de operación y mantenimiento 5,012 32,138 45,461 50,475 54,135 Depreciación 10,357 26,246 28,473 35,099 40,581 Servicios de comprensión 1,570 2,319 2,346 3,319 3,718 Contribuciones al organismo regulador 1,098 1,870 1,847 1,917 1,795 Seguros 760 1,749 2,009 2,349 2,170 Provisiones por litigios, sanciones e imprevistos de operación 8,055 7,731 2,785 2,357 Servicio de consultoría profesional 649 5,301 4,564 1,346 Otros 420 1,212 1,672 2,449 3,286

CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008GASTOS DE ADMINISTRACION 20,330 10,551 13,080 11,249 11,648 Consultoría profesional 6,300 2,624 5,371 3,765 2,601 Costos laborales 2,045 1,635 2,000 2,108 2,623 Asesoría legal 6,428 983 982 871 810 Impuestos a las transacciones financieras 950 552 520 571 470 Depreciación 439 222 177 187 352 Donaciones y acciones comunitarias 785 1,433 606 1,011 3,289 Otros 3,383 3,102 3,424 2,736 1,503

Costos de Operación y Mantenimiento y Comercialización de TGP

Costos de Administración de TGP



CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008Costo Total OyM de TGP 21.5 40.3 61.6 64.7 64.2 Servicios de operación y mantenimiento 5.0 32.1 45.5 50.5 54.1 Otros Costos OyM 16.5 8.2 16.2 14.2 10.0Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Costo Total OyM del Sistema de Transporte de Liquidos 6.7 12.5 19.1 20.1 19.9 Servicios de operación y mantenimiento 1.6 10.0 14.1 15.6 16.8 Otros Costos OyM 5.1 2.5 5.0 4.4 3.1

Costos eficientes de TGP reconocidos por Osinergmin

• 70% Sistema de Transporte de Gas Natural

• 30% Sistema de Transporte de Líquidos


OPEX – Costos de Explotación - Resultados CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008Costo Total OyM del Sistema de Transporte de GAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3 Servicios de operación y mantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Longitud del Gasoducto de TGP (KM) 730.0 730.0 730.0 730.0 730.0Longitud del Gasoducto de KUNTUR (KM) 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4Factor de Reajuste 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5Costos Total OyM Reajustado par KUNTUR 16.5 38.4 57.4 61.2 62.0 Servicios de operación y mantenimiento 5.1 32.7 46.3 51.4 55.1 Otros Costos OyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Promedio 2005 ‐ 2008 54.7

• Costos de Explotación ascienden a 3,95% de la Inversión

Inicial – Kuntur (4,1%)

• Consultor Quantum propuso US$ 54,02 Millones

65

Determinación de la Tasa de Actualización



Tasa de ActualizaciónDeterminación del WACC (Costo Ponderado de Costo de Capital)

WACC = rd x D/(D+E) x (1-T) + re x E/(D+E)

Para determinar el Costo de Capital (re) se utiliza el CAPM (Capital Asset Pricing Model) – Definido en el Reglamento

rd = Costo de la deudare = Costo de Capital PropioD = Monto de la deudaE = Monto del Capital Propio (Equity)T = Impuesto


re = rf + B x (rm – rf) + rp + rt

Tasa de ActualizaciónCapital Asset Pricing Model

re = Costo del Capital Propiorp = Riesgo PaísB = Factor que relaciona la componente de riesgo no

diversificable Act/Merc.rf = Tasa libre de riesgorm - rf = Riesgo de mercadort= Riesgo por tamaño


Costo del Capital Propiorf: Se ha adoptado el rendimiento de Bonos del Tesoro de los EE.UU a 30 años. El período

seleccionado es a partir del año 1928 hasta 2008.rp: Se ha adoptado el valor del Índice de Bonos de Mercados Emergentes (EMBI) calculado por

J.P. Morgan, que mide el diferencial de rendimientos contra bonos del tesoro de Estados Unidos de América. Periodo 2000 - julio 2009. (Inicio de emisión de bonos)

Riesgo Pais Perú vs Rendimiento Bonos del tesoro USA a 30 años

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Ene

-00

May

-00

Sep

-00

Ene

-01

May

-01

Sep

-01

Ene

-02

May

-02

Sep

-02

Ene

-03

May

-03

Sep

-03

Ene

-04

May

-04

Sep

-04

Ene

-05

May

-05

Sep

-05

Ene

-06

May

-06

Sep

-06

Ene

-07

May

-07

Sep

-07

Ene

-08

May

-08

Sep

-08

Ene

-09

May

-09

EMB

I Per

ú

0

1

2

3

4

5

6

7

Ren

dim

ient

o B

onos

del

teso

ro U

SA a

30

años

(%)

EMBI - Perú USA Treasury 30 years

rf: 5,45%rp: 3,74%(rm – rf): 5,65%


Costo del Capital PropioBeta: Industria de distribución de gas natural de Estados Unidos de Norteamérica (USA).

Información de Damodaran.Beta del equity, luego se debe realizar un ajuste para calcular el Beta del activo.

rt: Prima por tamaño. Toma el beta de las empresas americanas y la prima de riesgode mercado de USA, el reporte incluye a las 500 empresas más grandes de USA.

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

Donde:

Beta activo = Beta del activoBeta equity = Beta del equityD = DeudaE = Equity (Activos)Tc = Tasa imponible

BETA: 1,083


Costo del Capital PropioConcepto QUANTUM

Prima de Riesgo País (1) 3.74%Tasa Libre de Riesgo (2) 5.45%Prima de Riesgo de mercado (EE.UU.) (3) 5.65%

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

Coeficiente BETA empresas transporte del Perú 1.083Prima por Tamaño 1.78%Prima por riesgo DevaluatorioPrima por Riesgo ComercialPrima por Riesgo RegulatorioPrima por riesgo de Liquidez

Costo del Equity 17.08%


Costo de la Deuda

Concepto QUANTUM

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

Costo de la Deuda 14.70%

(*) Tasa Libor promedio a 6 meses mas margen de 6% (valor más alto de TGP + 2% por mayor riesgo crediticio)


Tasa de ActualizaciónConcepto QUANTUM Propuesta

KUNTURPrima de Riesgo País (1) 3.74% 3.38%Tasa Libre de Riesgo (2) 5.45% 6.32%Prima de Riesgo de mercado (EE.UU.) (3) 5.65% 5.92%

Coeficiente BETA activos (EE.UU.) (4) 0.80Diferencia por Riesgo Regulatorio 0.00Coeficiente BETA activos Corregido (EE.UU.) 0.739 0.80Equity Empresa 60% 60%Deuda Empresa 40% 40%Tasa impositiva (Promedio simple) 30% 30%

Coeficiente BETA empresas transporte del Perú 1.083 1.17Prima por Tamaño 1.78% 1.09%Prima por riesgo Devaluatorio 0.90%Prima por Riesgo Comercial 1.50%Prima por Riesgo Regulatorio 1.00%Prima por riesgo de Liquidez 0.50%Costo del Equity 17.08% 21.61%Prima de Riesgo Pais ( Bono 30 años) 3.74%Tasa Libre de Riesgo 5.45%SS - Premio de Riesgo de crédito (Calificación BB-) 5.51%Tasa LIBOR + 6% (*) 10.21%Costo de la Deuda 14.70% 10.21%

Costo capital nominal ( WACC) 14.37% 15.82%

Tasas de Riesgo (Interés) del mercado


Mínima Máxima9.75 1212 12.2513.5 13.511.25 11.5

‐ 10.7511 11.25‐ 14.99

9.25 9.75Scotiabank

Banco Continental Banco Financiero Banco de Crédito HSBC Interbank Mibanco

BIF

EmpresasTasa de Interés Efectiva

Anual (TEA) (%)

TEA Mínima

TEA Máxima

40 4055 55

18.72 59.9242 75

15.94 68.62‐ 24.02

26.68 42.4126.68 59.9235 35

25.19 59.92‐ 59

42.41 50.93Scotiabank

Banco de Comercio Banco de Crédito Citibank HSBC Interbank Mibanco

BIF Banco Continental Banco Falabella Banco Financiero Banco Ripley S A

Empresas

TEA (%)

Tasas préstamos hipotecarios

Tasas tarjetas de crédito

Garantía:Bien inmueble

Nada

74

Determinación de las Tarifas Básicas



Fijación de las Tarifas Básicas

TB = Costo del Servicio (CS)Demanda Actualizada

CS = OyM + Depreciación + Rentabilidad (Capital)(1 – Tasa Regulación)

Tasa de Regulación: 1% de las Ventas



• Tiempo de vida esperado del proyecto: 25 años

• Depreciación: En el periodo del proyecto

• Tasa de Impuesto a la Renta: 30%

• Costo de O&M fijo: 3.95% de la inversión

• Tasa de actualización: 14,37% desagregado en 17,08% de Equity

y 14,70% de deuda.

• Porcentaje de deuda 40% y Capital propio 60%


millón US$

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

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

2014 1 0% 0.0

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

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

2018 5 0% 0.0

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

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

2026 13 0% 0.0

Programa de Desembolsos


Resultados


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

Costo del Servicio

1,122,906 MMPC

Demanda Actualizada

TB = = 3,15 US$Mil PC

Resultados


Tarifa Básica por Capacidad o Firme = 3,15 US$ / Mil PC

Tarifas Básicas Interrumpibles:

Tarifa Interrumpible = TB Firme Factor de Carga

Generadores Eléctricos: Factor de Carga 70%Otros Consumidores: Factor de Carga 80%

Tarifa Básica Interrumpible Otros = 3,93 US$ / Mil PC

Tarifa Básica Interrumpible GE = 4,50 US$ / Mil PC

Notas Finales de la Fijación de Tarifas


• Las tarifas propuestas son PRELIMINARES.

• Osinergmin ha propuesto la aplicación de factores de actualización antes de la Puesta en Operación Comercial del proyecto, momento en el cual se espera que condiciones de incertidumbre presentes actualmente se atenúen o desaparezcan y disminuyan los riesgos con los que cuenta el proyecto hoy.

• Con el objeto de reducir los riesgos y las Tarifas Básicas se prevé que luego de la Operación Comercial del Gasoducto Andino, OSINERGMIN revisará cada 2 años la proyección de Demanda y la Tasa de Actualización con el objeto de reflejar la realidad del mercado.

Cronograma de Fijación de Tarifas - Kuntur

81Setiembre 2009 Fijación de Tarifas Básicas del Gasoducto Andino del Sur

Observaciones al Proyecto de Resolución


Osinergmin•Av. Canadá 1460 San Borja – GART (Lima)

•Av. Bernardo Monteagudo 222 Magdalena del Mar (Lima)

•FAX: 01 – 224-0491 (Lima)

•Of. Regional Cusco: Pasaje Grace N° 115 – B Cercado (Altura de la cdra. 6 de Av. El Sol)

Teléfono: (084) 24 9988

•Of. Regional Arequipa: Calle Jerusalén N°311 C, CercadoTeléfono: (054) 28 9928 , (054) 28 4575•Correo electrónico: [email protected] Asunto: Tarifa Gasoducto Andino

•Cualquiera de las Oficinas Regionales de Osinergmin

Fecha y Hora Límite: Miércoles 30 de setiembre a las 06:00 pm


Muchas Gracias

fijaciÓn preliminar de las tarifas bÁsicas del gasoducto … · 2009-09-23 · 2 objetivo...

Documents