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REGULACION TARIFARIA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL EN EL PERU

Miguel RévoloGerente de Gas Natural (e) – GART - OSINERGMIN

Octubre 2014

Contenido

Principios de Cálculo de la Tarifa de Distribución de Gas Natural

Fundamentos de la Regulación de los Sistemas de Distribución por Redes

Resumen de la Distribución del Gas Natural en el Perú

22

Diseño de las tarifas de distribución por cada Categoría Tarifaria

Fundamentos de la Regulación de los Sistemas de Distribución por Redes

3Regulación Tarifaria del Gas Natural en el Perú

Regulación con Información Imperfecta4

• Cuando existen costos medios decrecientes un monopolio garantiza la eficiencia productiva.

• Es necesario proteger a los consumidores de los potenciales abusos de los monopolios.

• En un sector liberalizado es necesario que el regulador envíe señales económicas eficientes.


Regulación de los pecios5

• Modelos de Regulación:– Regulación de la tasa de retorno (ROR)– Regulación por Incentivos

• Regulación por price cap/revenue cap• Yardstick Competition• Benchmarking• Empresa modelo


Regulación por tasa de retorno (RORR)Factores Principales características Autores

Fijación de tarifas

Pasos: (a) El nivel tarifario: reconoce costos e inversiones. (b) La tarifa fijada permite a la concesionaria recuperar su capital y costos a una tasa de retorno razonable.

Gómez & Rotweell, 2003, p.80; Parker & Kirkpatrick, 2005, p. 245

Ingresos Permanecen constantes durante el periodo regulatorio Gómez & Rotweell, 2003, p.81

Base tarifaria

El capital es el monto originalmente pagado por la empresa menos la depreciación. Los gastos incurridos para la provisión del servicio (operación y mantenimiento) corresponden al periodo contable previo. El Regulador audita los costos de la empresa.

Gómez & Rotweell, 2003, p.82; Höllriegl, 2007, p.2; Parker & Kirkpatrick, 2005, p. 245.

Información Asimétrica Gómez & Rotweell, 2003, p.82


Regulación por tasa de retorno o RORRFactores Principales características Autores

Revisión El periodo no es específico. La revisión puede ser iniciada por la concesionaria o el regulador.

Laffont & Tirole, 1993, p.15

Eficiencia económica Sobrecapitalización (Efecto Averch-Johnson). Spence, 1975

Tarifa Alta. Ajodhia & Hakvoort, 2005, p.212

Calidad de servicio Alta calidad de servicio (Excesiva calidad - gold plating).

Baldwin & Cave, 1999, p.251; Sappington, 2005, p.13; López, 2007, p.4.

Responsabilidad por la calidad de servicio

No hay una responsabilidad explícita para el regulador. Implícitamente la calidad de servicio es de responsabilidad de la empresa concesionaria.

Kahn, 1988, p.22; Spence, 1975.


8 Base de capital: Valor contable• Considera para la base de capital la inversión original, es decir

incluye el importe que la compañía pagó por las instalaciones y equipos, menos la correspondiente amortización.

• Este sistema es de fácil aplicación pero basa la remuneración en la antigüedad de los activos y no en las características del servicio en sí mismo.

• Dos empresas similares en tamaño, atendiendo mercados similares, podrían tener diferentes tarifas dependiendo de la antigüedad media de sus activos.


Regulación por Incentivos

9

Factores Principales características Autores

Fijación de tarifas

Pasos: (a) fija un ingreso base, (b) fija factores de ajustes, y c) diseña mecanismos de control

Gómez & Rotweell, 2003, p.83

Tipos a) price/revenue cap (RPI-X), b) yardstick competition and c) empresa modelo

Agrell, Bogetoft and Tind, 2005, 174; Gómez and Rotweell, 2003, p.84; Jamasb & Pollitt, 2007, p.4

Principio fundamental

Mejorar la eficiencia económica a través de un precio máximo fijado por un periodo de tiempo específico. El mecanismo permite a la concesionaria ganar la diferencia entre el cap y sus costos realizados.

Kriehn, 2005, p.247. Uri, 2001, p.167.; Shleifer, 1985

Base tarifaria

El regulador no reconoce los costos contables de los activos. El regulador reconoce costos eficientes de inversión y gastos. Los ingresos de la concesionaria se fija basado en la optimización de una empresa modelo contra el que todas las empresas concesionarias son puestas a competir.

Cowan, 2006, p.25; Höllriegl, 2007, p. 2.; Pollitt, 2005, p. 5.; Giachino & Lesser, 2007, p. 87; Arnau, Mocarquer, Rudnick & Voscoboinik, 2007, p.53.

Regulación Tarifaria del Gas Natural en el Perú

Regulación por IncentivosFactores Principales características Autores

Reconocimiento apropiado del costo de calidad de servicio

Si las tarifas fijadas por el regulador no reconocen apropiadamente la calidad ofrecida, la concesionaria tiene un incentivo perverso para reducir la calidad ofrecida

Fraser, 1994, p.176.; Rainieri & Rudnick, 1997, p. 28

RevisiónSe revisa cada cuatro o cinco años. El regulador no revisa la tarifa durante el periodo de vigencia para incentivar a la concesionaria a ganar eficiencia.

Cowan, 2006, p.25; Höllriegl, 2007, p. 2. Kriehn, 2005, p.247

Calidad de servicio

Pobre. La concesionaria tiene el incentivo de reducir la calidad en su propósito de reducir los costos para incrementar sus utilidades.

Spence, 1975; Sheshinski, 1976, p.132.; Mikkers and Shestalova, 2001, p.4.; Kidokoro, 2002, p.135.; López, 2007, p.5.; Tangeräs, 2003, p24.;

Responsabilidad por la calidad de servicio

Existe una necesidad explícita de salvaguardar la calidad de servicio por parte del regulador.

Ajodhia & Hakvoort, 2005, p.212


11 Base de capital: Valor de nuevo de reemplazo (VNR)

• Considera para la base de capital el costo de adquisición de instalaciones y equipos equivalentes en capacidad, pero con tecnología y precios vigentes disponibles en el mercado al momento del cálculo.

• Este mecanismo envía señales a la empresa regulada para mantener la eficiencia técnico-económica y para innovarse con el uso de nuevas tecnologías.

• Este método es muy usado para determinar la base de capital en la mayoría de los países de Latinoamérica.


1212

Principios de Cálculo de la Tarifa de Distribución de Gas Natural


Perspectivas del Gas Natural

• La Clave es Alinear las Perspectivas

Cliente

Que el GN sea competitivo con el GLP y guarde un

Ahorro para pagar la Conversión

Tener Disponibilidad de Dinero para Pagar

la Conversión

Que la Conversión

sea Económica (eficiente) Concesionario

Recuperar el Dinero lo más

Rápido y con una Rentabilidad

AceptableTener Empresas

Instaladoras Asociadas

(centralizar la Conversión)

Que la Red se Use más

Tener Fuentes de Financiamiento

Barato

Que la Conversión se pague lo más

Rápido

¿Cuál es la Perspectiva del Gobierno?

Políticas para el desarrollo de la Distribución de GN

Actividad Política Casos

Distribución de Gas Natural

• Participación de inversión privada a través de Asociaciones Público‐Privadas (APP) o equivalente

• Sistema de Distribución de Lima y Callao (Cálidda)

• Masificación del Uso del Gas Natural, utilizando GNC, en las ciudades altoandinas (Primera Etapa)

• Concesión Norte (GNL)• Concesión Sur Oeste (GNL)

• MIG • Concesión de Lima y Callao (Red Principal)

• Consumidores Iniciales • Cálidda: 07 Consumidores Iniciales

• Precio máximo del gas natural en boca de pozo

• Aplicable sólo al Lote 88 de CamiseaGGEE: 1,00 US$ / MMBTUOtros: 1,80 US$ / MMBTU

• Precio de gas natural a las regiones (Lote 88)Residencial: 0,80 US$ / MMBTUOtros: 1,00 US$ / MMBTU

• Mecanismo de Promoción • Aplicación de descuento de promoción al costo total de conexión a usuarios residenciales (Estrato medio, medio bajo y bajo)

Componentes de la Regulación de la Tarifa Única de Distribución

Plan Quinquenal de Inversiones (PQI)


Plan Quinquenal de Inversiones, periodo 2014 – 2018(Resoluciones Ns° 086 y 140‐2014‐OS/CD)


Grupo SubGrupo Unidad Proyectado

Total 2014 2015 2016 2017 2018

Gasoducto Acero m 76 722 56 113 16 791 17 428 8 038 175 093

PE m 917 353 971 710 1 168 109 1 358 731 1 577 459 5 993 362

Tubería de Conexión

Acero m 1 868 928 515 385 89 3 784

PE m 227 342 267 447 254 407 297 683 184 483 1 231 361

Estaciones de Regulación

ERP U 5 0 3 1 1 10

City Gate U 1 0 0 1 0 2

Obras Especiales

Válvulas U 86 58 23 21 6 194

Cruce de Ríos U 1 1 0 0 0 2

Hot Tap U 32 14 13 9 4 72

Cruce de Vías U 2 2 2 0 0 6

Otras U 2 1 0 0 0 3

Plan Quinquenal de Inversiones, periodo 2014 – 2018(Resoluciones Ns° 086 y 140‐2014‐OS/CD)


Grupo SubGrupo Unidad Proyectado (US$) Total

2014 2015 2016 2017 2018 (US$)

GasoductoAcero US$ 28 941 169 19 465 648 5 260 982 4 892 321 2 050 016 60 610 137

PE US$ 63 485 192 67 211 342 74 643 890 87 443 842 99 203 433 391 987 699

Tubería de Conexión

Acero US$ 501 269 246 163 138 363 100 483 22 051 1 008 329

PE US$ 12 754 432 14 999 883 14 262 264 16 688 178 10 342 431 69 047 189

Estaciones de

Regulación

ERP US$ 2 637 784 0 1 611 929 592 488 422 079 5 264 281

City Gate US$ 4 819 964 0 0 4 819 964 0 9 639 927

Obras Especiales

Válvulas US$ 245 348 164 787 70 952 61 961 14 962 558 010

Cruce de Ríos US$ 250 000 170 000 0 0 0 420 000

Hot Tap US$ 533 122 233 541 220 536 152 679 67 857 1 207 735

Cruce de Vías US$ 100 000 100 000 84 983 0 0 284 983

Otras US$ 600 000 300 000 0 0 0 900 000

Total: 114 868 279 102 891 364 96 293 900 114 751 917 112 122 830 540 928 290

Fijación de Tarifas de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao,periodo 2014 – 2018 (Resoluciones Ns° 086 y 140‐2014‐OS/CD)

Plan Quinquenal de Inversiones


Plan de Conexiones Residenciales a Beneficiarse con los Gastos de Promoción (Plan de Promoción - PP)


Estratificación Según INEI

Distrito: San Martín de Porres


Promociones propuestas acumuladas [2014-2018]


Descuento de Promoción

Estratos de Nivel Socioeconómico Estrato: Medio, Medio Bajo y Bajo

Regulación 2009‐2014 [US$] 315

Regulación 2014‐2018 [US$] 322

Variación (%) + 2.2%


Componentes para la conexión

Proceso de Licitación – Instalaciones Internas

FunciónBases

(Requisitos postores y especif. técnicas )

CalificaciónTécnica

CalificaciónEconómica

C.U.D. Materiales

C.U.DMO&Equip

Asignación de Instalaciones

InternasLiquidación

Propone/Reporta Licitante Licitante

Aprueba/Calcula OSINERGMIN Licitante Licitante Licitante Licitante Licitante OSINERGMIN

Supervisa (*) OSINERGMIN OSINERGMIN OSINERGMIN OSINERGMIN OSINERGMIN

Art. 112a del Reglamento

Art. 112a del Reglamento

(*) Rol de veedor

Procedimiento que establece OSINERGMINArt. 112a del Reglamento

Aplicación del Descuento de Promoción

3) Tubería de Conexión

2) Acometida

1) Instalación Interna

3) Derecho de Conexión 2) Acometida 1) Instalación Interna

La aplicación del descuento de promoción, deberá considerar asignar el descuento en el siguiente orden de prelación:

Costo de la instalación interna,

Costo de la acometida, y Costo del derecho de

conexión.

Asignación del descuento

Válvula de corte del servicio Rejilla de

ventilaciónGabinete

Tubería de PEALPE y accesorios

Cálculo de la Tarifa Única de Distribución


Infraestructura de la Distribución de Gas Natural por Red de Ductos

ERP

Tubería de Alta Presión (Acero)

ERP

Flujo de GasRed PE

(90 a 200 mm)EstacionesReductorasDe Presión

Red PE(63 mm)

Red PE(32 mm)

Predios Privados

Coc

ina

Term

a

Acom

etid

aTu

bo d

eC

onex

ión

TuboInterno

Generalmente la Red de Distribución se divide en:

Red de Alta Presión (Acero)

Red de Baja Presión (PE)

La Red de Distribución es una Red Común y por tanto tiene

una Tarifa Regulada

El Tubo de Conexión, la Acometida(medidor), la Tubería Interna y los Aparatos de Uso son asignados a cada ConsumidorB

aja

Pres

ión

Sólo el Tubo de Conexión y la Acometida tienen un Valor Regulado pero se pagan de Forma Libre

(el Cliente elige el Financiamiento)

City Gate

29

E.R.P

RED DE MEDIA PRESION - B

RED DE BAJAPRESIONTRANSPORTE

(ALTA PRESION)

PROFUNDIDAD: 1.20 MMATERIAL: ACERODIAMETRO: 2” A 20”

PRESION: 40 BAR

PROFUNDIDAD: 0.70 MMATERIAL: POLIETILENO

DIAMETRO: 1 1/2” A 6”PRESION: 1.5 a 4 BAR

PROFUNDIDAD: 1.20 MMATERIAL: ACERODIAMETRO: 2” A 10”

PRESION: 25 BAR

Residenciales y Comerciales

RED DE MEDIA PRESION - A

E.R.PCITY GATE( TGP y GNLC )


Infraestructura de la Distribución de Gas Natural por Red de Ductos

Distribución GN: Instalación de Tuberías


Cálculo de la Tarifa Base de la Distribución de Gas Natural

Tarifas Base de la Red de Acero y Polietileno

Costo del Servicio de distribución

- Instalaciones existentes- Instalaciones proyectadas- Costos de Operación y

Mantenimiento

Gasto de PromociónUS$ 322

327 Mil Clientes

Fijación de la Tarifa Única

de Distribución

Costo

Demanda Totalde

Consumidores

Demanda

Tbase= C / D

CAPEX

2011 Regulación del Gas Natural en el Perú 32

Costo Medio de la Distribución de Cálidda (CMe)


Costos 2013 Empresa Modelo [US$/año]Historico [US$/año] 2013 2014

Distribución 4 774 667 8 605 369 9 963 411Comercialización 4 280 286 4 738 867 5 949 641Administración 9 072 345 8 060 033 9 516 799Otros 1 053 864 4 080 070 7 214 970OPEX Distribución 19 181 163 25 484 339 32 644 820

Rubro de Costo


OPEX



ítem Unidad Costos

Sin Promoción

Con Promoción

CAPEX Miles US$ 305 758 305 758 OPEX Miles US$ 99 573 180 383

COSTO TOTAL Miles US$ 405 331 486 141

DEMANDA Miles m3 22 559 428 22 559 428

TARIFA MEDIA 2014 US$/Mm3 17,97 21,55


CMeCosto Actualizado de 4 años

Demanda Actualizada de 4 años

CMe405331+ 80 809 (Miles US$)

22 559 428 (Miles m3)

CMe 21,55 US$/Mil m3


[CAPEX + OPEX]+ GP (Miles US$)

22 559 428 (Miles m3)

Cargos Tarifarios Complementarios

Derecho de Conexión y Factor K

CategoríaDerecho de Conexión Factor

KUS$ / (m3 /d)

A1 y A2 94,2 9

B 6,8 3

C 2,7 3

D 2,4 3

E 1,3 3

GNV 12,0 3

GE 0,5 3

36

Inspección, Supervisión y Habilitación de la Instalación Interna

Proceso Monto (US$)

Inspección 118,65Supervisión 94,86 Habilitación 372,09

Total: 585,60 Nota: Para el caso de Instituciones Públicas (IP),los cargos serán de acuerdo a su consumo.

Topes Máximos de Acometida

Tipo de AcometidaEn Muro Existente

En Murete Construido

US$ US$Con Medidor G 1.6 113,63 142,64Con Medidor G 4 121,65 150,65Con Medidor G 6 313,48 367,34Nota: Para el caso de Instituciones Públicas (IP), los topesmáximos serán de acuerdo a su consumo.

37


Cargos máximos por corte del servicio de distribución de gas

natural

Tipo de Corte

Categoría y características del consumidor

(Cifras en US$)Categoría A1,

A2 y B Comercial*

Categoría B Industrial, C y D

Polietileno Acero**I Cierre 9,48 66,31

II Retiro de Componente de la Acometida 10,16 76,54

III Corte del Servicio 86,46 242,33 312,09(*) Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de polietileno.(**) Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de acero.

Tipo de Reconexión

Categoría y características del consumidor

(Cifras en US$)Categoría A1,

A2 y B Comercial*

Categoría B Industrial, C y D

Polietileno Acero**I Reconexión por Cierre 7,53 46,66

II Reposición de Componente de la Acometida 14,97 -

III Reconexión por Corte del Servicio 143,26 270,31 364,87

(*) Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de polietileno.(**) Cargos aplicables a las Instituciones Públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de acero.

Cargos máximos por reconexión del

servicio de distribución de gas

natural

38


39

83,38%

16,62%

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

Propuesto por OSINERGMIN

Porcentaje de la TUD Destinado a al Gasto de

Promoción

Porcentaje de la TUD destinado a losingresos del Mecanismo de Promoción

Porcentaje de la TUD destinado a laDistribución

TUDDistribución

Gasto de Promoción (GP)

371,389 clientes

315,680 clientes (85%)

Plan de Promoción

Reconocidos x TUD

Descuento de Promoción US$ 322 / Cliente

GP Valor Actualizado(4 años)

80.8 Millones US$

:

:

:

80 60194 825 90 299

105 664

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

1 2 3 4

La verificación trimestral de laejecución del Plan de Promoción daráorigen a un factor de ajuste en la TUDen la medida que sea necesario paragarantizar que el saldo de la cuentade promociones.

Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única deDistribución de la Concesión de Distribución de GasNatural por Red de Ductos en Lima y Callao,aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 184-2012-OS/CD.

Participación de la Promoción

Diseño de las tarifas de distribución por cada Categoría Tarifaria


41

Esquema de Precios de Camisea – Lima

LibrePrecioFinal

Regulado

= GAS + TRP + TUDRED PRINCIPAL

Ley 27133D.S. 040-99-EM

Contratos BOOT

Contratode Licencia

D.S. 040-2008-EMContratos BOOT

Nota: Las TUD entraron en vigencia el 08-05-2010


Criterios para el Diseño de Tarifas

• Las tarifas deben de proveer los recursos suficientes para pagar los costos.

• Las tarifas por categoría de consumidor deben proveer el incentivo a conectarse a la red.– Para el caso peruano en el que debe de desarrollarse la red

interna, debe permitir arrojar una utilidad en la conversión.• Para el caso de clientes de bajo consumo se debe permitir un

número mínimo que otorgue legitimidad a la concesión.• El definir una sola tarifa igual al costo medio no permite maximizar el

excedente social.

42


• Existe un alto costo de conversión– Para consumir GN se requiere tener red interna y equipos

preparados.• El precio del GN debe hacer rentable la conversión:

Hablamos de competencia a Largo Plazo– En el caso Residencial el bajo volumen reduce la competitividad

del GN.– En el caso Industrial existe margen para recuperar los costos de

conversión.– En el caso del GNV existe un riesgo elevado por la recuperación

de los costos de conversión de vehículos y el margen de la estación de servicio.

Definición de la Curva de Demanda de GN


• Planteamiento– El modelo de tarifas busca discriminar entre los tipos de cliente de tal

forma que el ahorro de los consumidores por usar el gas natural sea en igual proporción

• Adicionalmente, las tarifas se reducen conforme se incrementa el consumo de forma progresiva, de tal forma que cada categoría muestre patrones de precios “competitivos”.

– Se determina una “seudo” curva de demanda de cada categoría de consumidor restando al Precio de Sustituto (GLP, D2, R6) los costos del Traspaso (Gas + Transporte)

– Esta “seudo” curva de demanda se ajusta a una curva potencial

Modelo de asignación de precios


bpP A q


Prec

io d

e la

Ene

rgía

qA Consumo Unitario

Precio según el consumo y

combustible usado

ConsumoTípico por

ClienteqB qC qD

GLPEnvasado

GLPA Granel

% GLP% Residual Residual

bpP A q

Distribución de costos de la Red Común


Prec

io d

e la

Ene

rgía

qA Consumo Unitario

Se define una curva de ajuste que permite obtener un

ingreso medio igual al Costo Medio

Saldo = Sustituto – (Gas + Transporte)

Ahorro

ConsumoTípico por

ClienteqB qC qD




Se determina unafunción de ingresos quevaria según el consumodel cliente

Categoría de Consumidores Lima y Callao

Residencial(Cat. A1 y A2)

Fuente: Resolución Osinergmin N° 140‐2014‐OS/CD

Industrial Mayor(Cat. D)

Independiente(Cat. E)

Industrial Menor(Cat. C)

GNV

GE

RANGO DE CONSUMO(Sm3 / Cliente‐mes)

301 ‐ 17 500

17 501 ‐ 300 000

300 001 ‐ 900 000

0 ‐ 300 (Cat. A1)

31 ‐ 300 (Cat. A2)

Comercial(Cat. B)

RANGO DE CONSUMO(Sm3 / Cliente‐mes)

Más de 900 000

Sin Rango de Consumo

Sin Rango de Consumo

Tarifa Única de Distribución(Regulación 2014 - 2018)

51

Categoría Tarifaria

Rango de ConsumoMargen de Comercialización Margen de Distribución

Fijo Fijo Variable

Sm3/Cliente‐mes US$/mes US$/(Sm3/d)‐mes US$/(Sm3/d)‐mes US$/Mil Sm3

A1 0 ‐ 30 0,48 183,81

A2 31‐300 1,59 131,24

B 301 ‐ 17 500 27,83 71,87

C (*) 17 501 ‐ 300 000 0,0146 0,2226 37,06

GNV Estaciones GNV 0,0124 0,1883 31,35

D 300 001 ‐ 900 000 0,0108 0,1648 27,43

E Más de 900 000 0,0347 0,5283 18,51

GE GGEE 0,0287 0,4368 15,30

(*): Los márgenes de comercialización y distribución aplicables a las Instituciones Públicas (IP) son iguales a los de la Categoría Tarifaria C.


Agosto 2014 (S/. /m3)1,25

1,04

0,810,67 0,65 0,63

0,58

0,40

0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,340,19

0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10

0,10

0,620,44

0,240,12 0,11 0,09 0,05

0,04

0,19

0,16

0,12

0,10 0,10 0,100,09

0,06

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

A1 A2 B C GNV D E GE

Prec

io d

el G

as N

atur

al (S

/./m

3 )


IGV (18%) Tarifa DistribuciónTarifa Transporte Precio del GN

Precio que paga la estación de servicio

Precios del Gas Natural por Categorías – Lima y Callao

11,74

9,79

7,586,27

6,06 5,91 5,45

3,76

3,18 3,18 3,18 3,18 3,18 3,18 3,181,83

0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97

0,97

5,804,15

2,271,17 0,99 0,86 0,47

0,39

1,79

1,49

1,16

0,96 0,92 0,900,83

0,57

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

A1 A2 B C GNV D E GEPrec

io d

el G

as N

atur

al (U

S$/M

MB

TU)


IGV (18%) Tarifa DistribuciónTarifa Transporte Precio del GN

Precios del Gas Natural por Categorías – Lima y Callao

Agosto 2014 (US$/MMBTU)

Ahorro frente al

sustituto de Tarifas Finales


Sustituto Precio Final Propuesto

Comb. US$/GJ US$/GJ US$/GJ %

A1 GLP 21,4 9,4 12,0 56,1%A2 GLP 20,3 7,8 12,5 61,5%B GLP granel 16,9 6,0 10,8 64,1%C Residual 16,3 5,0 11,3 69,2%

GNV GLP granel 17,0 4,8 12,1 71,5%D Residual 16,3 4,7 11,5 71,0%E Residual 15,9 4,3 11,7 73,1%

GE Residual(**) 12,2 3,0 9,2 75,3%

Ahorro respecto al sustituto

(*)

Notas:(*): Para el GNV el ahorro calculado no incluye el margen de la estación del GNV. De considerarse dicho margen los ahorros estarían entre 15% y 25%(**): El precio del sustituto contiene la influencia de la generación basada en carbón, que opera en la base, pero en menor proporción, respecto a las alternativas de generación.

54

5555

Resumen de la Distribución del Gas Natural en el Perú


Situación Actual de la Distribución de Gas Natural

Clientes

Concesión

Lima

Ica

Diciembre 2013: 152 951Sólo Lima

Metropolitana

Abril 2014: 8 232Ica, Pisco, Nazca, Marcona y

Chincha

Concesión

Concesión


Expansión de la Distribución de Gas Natural

57

Clientes

Tipo de Contrato Lugar de

influencia

TransporteGNLGasoductoGasoducto

Lima Ica

2018: 371 389 50 000Compromiso

en 6 años

150 137Compromiso

en 5 años

64 000Compromiso

en 7 años

Norte del País

Sur Oeste del País

GNL

4 EC y 7 GNVCompromiso

GNC

Concesión Concesión Concesión Concesión Operación

Sierra Central y Sur del País

JaujaHuancayoHuancavelica Andahuaylas ApurímacJuliacaPuno

GNV EC

TGNCA S.A.C.

Huamanga Rumi chaca ToctoHuancavelica

Entrega de GNCHuamanga HuantaCusco

Compromisoen Plan de Promoción


Muchas [email protected]

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