PPT AudienciaPrepublicacion Gasoducto Kuntur

FIJACIN PRELIMINAR DE LAS TARIFAS BSICAS DEL GASODUCTO ANDINO DEL SUR

Setiembre 2009

2Objetivo

Setiembre 2009 Fijacin de Tarifas Bsicas del Gasoducto Andino del Sur

Promover la participacin de los agentes en el proceso de toma de decisiones de la regulacin 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 determinacin preliminar de las Tarifas Bsicas del Gasoducto Andino del Sur.

3Funciones de Osinergmin dentro del Subsector Gas Natural


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

ACTIVIDAD EXPLORACIN YEXPLOTACIN TRANSPORTE DISTRIBUCIN

NORMATIVA DGH DGH DGH

CONTRATANTE PERUPETRO DGH DGH

REGULADORA

OSINERGMIN OSINERGMIN

FISCALIZADOR OSINERGMIN

CONCESIONARIO PLUSPETROL TGP / KUNTUR CLIDDA / TRANSCOGAS

Funciones del Subsector Gas Natural


5Principios de Clculo de la Tarifa de Transporte de Gas Natural


Por qu Osinergmin fija la Tarifa en estos momentos?

Setiembre 2009 Fijacin de Tarifas Bsicas del Gasoducto Andino del Sur 6

El Contrato de Conecin establece en su clusula 11.1 que Osinergmin debe establecer las tarifas de la concesin antes de la Puesta en Operacin 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 fijacin tarifaria de acuerdo a los plazos establecidos en la normatividad respectiva.

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

7Normas del Subsector Gas Natural Ley N 26221: Ley Orgnica de Hidrocarburos. Ley 27133: Ley de Promocin de la Industria del Gas Natural.

Reglamento de la Ley N 27133, aprobado por el Decreto Supremo N 040-99-EM.

Existe Garanta de Recuperacin del Costo Ofertado en la Licitacin mediante la GRP (pago efectuado por los beneficiarios del proyecto)

Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por el Decreto Supremo N 041-99-EM y reemplazado por el Decreto Supremo N 081-2007-EM. No existe Garanta a la Recuperacin de las Inversiones. El Costo del Proyecto y la Tarifa Mxima es aprobada por el Regulador.


Concesionario de Transporte Plazo de Concesin: 20 a 60 aos Forma de Otorgamiento: Concurso Pblico o Solicitud de Parte Caractersticas 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 Distribucin.

La Demanda de Gas Natural es incierta para el Transportista porque en el Periodo de Concesin desconoce todos los Clientes que podra tener. Adems, 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. Est sujeto a corte segn capacidad del ducto.

Setiembre 2009 8Fijacin de Tarifas Bsicas del Gasoducto Andino del Sur

9Reserva deGas

Natural

Red Troncal deDistribucin

Red de Transporte

De Gas NaturalSelva Sierra - Costa

- City Gate Estacin deRecepcin y Regulacin

del gas natural - Inicio del Sistemade Distribucin delConcesionario de

DistribucinBoca de pozoProduccin

Transporte

Red Secundaria de

Distribucin

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).

Distribucin


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 operacin segura y confiable; No distorsionar las decisiones de inversin; Ser eficiente en nivel y estructura; Incentivar la reduccin de costos y el desarrollo de los servicios. La Tarifa es un Valor Mximo:

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 Econmico Para determinar los Ingresos

intervienen: Tarifa Capacidad Vendida Tasa de Actualizacin (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 Inversin (CI) Programa de Amortizacin del CI Costo de Operacin y Mantenimiento

Costos Fijos Costos Variables Aportes o Tasas de Regulacin

Tasa de Actualizacin (WACC).


12

Ecuacin Tarifaria de Corto Plazo

DEP = Depreciacin Anual

WACC = Rentabilidad del Capital Invertido

IND = Inversin No Depreciada = Inversin Total -

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

Tareg=Tasa de Apo

DEPrte 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 despus de ImpuestosSetiembre 2009 Fijacin de Tarifas Bsicas del Gasoducto Andino del Sur

14

Determinantes del Capital Invertido

Tcp

Tde

CapitalPropio

Deuda

BonosUSA

BonosPer

Riesgo de laActividad

(Beta)

RiesgosCrediticios

RiesgosRegulatorios

Prima deRiesgo

AltoEfecto

AltoEfecto

DependeDe

Revisin

Prima deRiesgo


15

Ecuacin Tarifaria: Corto vs Largo Plazo (1)

Aos

C (US $)

D (m3)CMe (US$ / m3)

Tarifa Alta al Inicio

Tarifa Baja al Final

Costo T

otal

Demand

a

Tarifa de Corto Plazo


16


Aos

C (US $)


Costo T

otal

Demand

a


Tarifa de Largo Plazo


17

-

+


Aos

C (US $)


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

Plazo (CMe LP)?Cos

to Total

Demand

a


Tarifa de Largo Plazo

Ganancia deLargo Plazo

Prdida deCorto Plazo


18

Esquemas Tarifarios en el Per Bajo Riesgo

Garanta en la Recuperacin de Inversiones

Reconocimiento de Baja Tasa de Retorno del Capital

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

Normativa: Ley 27133 DS 040-99-EM

Hay GRP Hay Garanta de Capacidad al

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

una Licitacin.

Alto Riesgo: No hay Garanta en la Recuperacin

de Inversiones. Se reconoce una Alta Tasa de

Retorno del Capital. El Transportista se preocupa por el

Gas Transportado y por la ubicacin de las Reservas Probadas.

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

No hay GRP El Inversionista define el tamao del

Proyecto. El Costo y la Tarifa es definida por el

Regulador.


19

Ecuacin Tarifaria de la Ley 27133 (con GRP)

( )( )1 1 +=

=+

TA = Tasa de Actualizacin = 12%

N = Vida til del Proyecto (25 a 30 aos)

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

N i

i ni

Costo del ServicioTarifa BaseCapacidad Garantizada

TA

in

Segn 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 Da. La Tarifa Base requiere de la GRP para compensar los ingresos al Inversionista.


20

Ecuacin Tarifaria de la Ley 27133 (sin GRP)

( )( )1 1 +=

=+

TA = Tasa de Actualizacin = 12%

N i

i ni

Costo del ServicioTarifa Re guladaDemanda Re al

TA

Segn la Ley 27133 la Demanda Real (llamada tambin Capacidad Contratada) se revisa cada 2 aos y se reajusta de tal forma que cuando la GRP sea igual a CERO la Tarifa Regulada ser igual a la Tarifa Base.

En cada revisin tarifaria, slo se observa el Periodo que falta por recuperar, es decir, si el Periodo de Vida til es 30 aos y se encuentra en la 3ra revisin (ya pasaron 6 aos) entonces el valor de Nsera igual a 24 aos.


21

Pago del Ducto con la Ley 27133

Opcin 1: Alto Riesgo-El Transportista se Preocupa por las Reservas (no hay Garanta del Estado)-Ducto segn 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 Energa Elctrica-Mayor pago del Usuario Elctrico

Opcin 2: Bajo Riesgo-El Transportista no se Preocupa de las Reservas (hay Garanta 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 Energa Elctrica-Menor Pago del Usuario Elctrico

GRP


22

Balance Final de la GRP al Usuario Elctrico

GRP

US$

Pago por Ducto Medio Lleno (GRP)

Ahorro por Energa Elctrica

Ducto llenoAos


23

Metodologa y Resultados de la Determinacin preliminar de las Tarifas Bsicas


24

Estimacin de la Demanda


Premisas de la Demanda


Mercado No Elctrico Residencial Comercial GNV Industrial

Mercado Elctrico

Ciudades consideradas:

Cusco Quillabamba Arequipa Moquegua

Ilo Matarani Juliaca Puno Tacna

Metodologa y Resultados delMercado No Elctrico


Premisas del Sector Residencial


Consumo promedio: 17 m3/mes

Crecimiento de viviendas: 1,6% anual

Factor Clientes Anillados: 60%

Factor de Penetracin: 70%

Periodo madurez: 10 aos

Periodo de alcance anillados: 10 meses

Periodo alcance FP: 10 meses

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

Resultados del Sector Residencial


Nmerodeconsumidoresalao2038

LocalidadConsumidoresConectables

ConsumidoresConectados

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 Penetracin: 70%

Periodo madurez: 10 aos

Periodo alcance anillados: 5 meses

Periodo alcance FP: 4 meses

Se consider el nmero de negocios que consumen GLP y electricidad.

Resultados del Sector Comercial



Nmerodecomerciosalao2038

LocalidadComerciosConectables

ComerciosConectados

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 vehculos: 2,6% anual

Tasadeconversindevehculospotenciales

Periodos TasaAnual20132018 2.00%20192024 8.00%20242034 10.00%20342038 15.00%

Resultados del Sector GNV



Vehculosconvertidosalao2038

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:

MineraPesqueraCementeraAlimentos y bebidasTextil

Analiza el consumo promedio de combustibles lquidos.

Minera55%

Pesca15%

Construccin civil9%

Transporte6%

Alimentos y bebidas4%

Energa3%

Instituciones pblicas3% Textil

1%

Cemento1%

Ladrillos y refractarios

1%

Produccin de acero1%

Otros1%

Consumo de Hidrocarburos Lquidos por tipo de Industria en la Regin Sur - Ao 2007

Minera

Pesca

Construccin civil

Transporte

Alimentos y bebidas

Energa

Instituciones pblicas

Textil

Cemento

Ladrillos y refractarios

Produccin de acero

OtrosTotal (100%) = 3 701 599 Barriles

Resultados del Sector Industrial



2006 2007 2006 2007

TECNOLOGICADEALIMENTOS 186,752 190,838 35.8% 34.5%CFGINVESTMENT 85,139 75,029 16.3% 13.6%PESQUERAHAYDUK 61,616 72,460 11.8% 13.1%PESQUERARUBI 76,279 71,890 14.6% 13.0%AUSTRALGROUP 31,425 69,993 6.0% 12.6%PESQUERADIAMANTE 38,432 39,949 7.4% 7.2%PROCESADORADEPRODUCTOSMARINOS 38,107 30,667 7.3% 5.5%DESEMBARCADEROPESQUEROARTESANALILO 2,939 2,654 0.6% 0.5%PESQUERASANANDRESDELSUR 389 0 0.1% 0.0%

TOTALPESCA 521,077 553,479 100.0% 100.0%

PorcentajeConsumoenBarrilesConsumidor

2006 2007 2006 2007

GLORIA 33,207 35,797 28.1% 27.0%RICOPOLLO 24,663 30,071 20.9% 22.7%BACKUSYJOHNSTON 11,053 16,536 9.4% 12.5%OMNIAGRO 11,711 12,924 9.9% 9.7%CACERVECERADELSURDELPERU 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%CORPORACIONADC 2,173 2,302 1.8% 1.7%DANPERAREQUIPA 0 2,182 0.0% 1.6%CORPORACIONJOSER.LINDLEY 4,144 1,801 3.5% 1.4%CONSORCIOPERUMURCIA 0 1,683 0.0% 1.3%ALIMENTOSPROCESADOS 1,718 1,656 1.5% 1.2%AZUCARERACHUCARAPIPAMPABLANCA 1,485 1,223 1.3% 0.9%FABRICADECHOCOLATESLAIBERICA 137 0 0.1% 0.0%

TOTALALIMENTOSYBEBIDAS 117,997 132,669 100.0% 100.0%


2006 2007 2006 2007

MICHELL&CIA 20,317 18,724 35.7% 34.4%INCATOPS 12,395 11,195 21.8% 20.6%INCALPACATEXTILES 8,854 8,370 15.6% 15.4%PRODUCTOSDELSUR 6,253 6,803 11.0% 12.5%MANUFACTURASDELSUR 3,380 3,516 5.9% 6.5%FRANKYYRICKY 3,028 3,174 5.3% 5.8%CHACHANITEXTILESINDUSTRIALES 2,344 2,447 4.1% 4.5%KEROPRODUCTOSPERUANOSDEEXPORTACIN 132 119 0.2% 0.2%COMPAIADEEMPRENDIMIENTOSINKA 190 48 0.3% 0.1%

TOTALTEXTIL 56,895 54,395 100.0% 100.0%


Pesqueras

Textil

Alimentos y bebidas

Resultados del Mercado No Elctrico



Ao DemandaNoElctricoVolumen(MMPCD) DemandaNoElctricoCapacidad(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

TotalNominal 2,720 3,399

Metodologa y Resultados delMercado Elctrico



Premisas del Mercado Elctrico Se utiliza un Modelo de Expansin

de la Generacin Elctrica considerando la instalacin de Gasoductos.

Considera el SEIN dividindolo en 3 zonas:

Zona Norte: Desde Tumbes hasta Ancash.

Zona Centro: Lima, Junn, Pasco, Ica y Huancavelica.

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

Modelo General

Demanda

Demanda

Demanda

Hidro

Hidro

Hidro

Trmico OtrosTrmico GN



Lnea EE

Lnea EEAyacucho

Camisea

ZonaNorte

ZonaSur

ZonaCentro


Premisas del Mercado No Elctrico Modelo General

Funcin Objetivo Minimizar el Costo Total = Inversin + Operacin

Inversin Centrales Hidro + Trmicas Lneas Elctricas Gasoductos

Se amplia segn instalacin de centrales

Operacin Costos Variables ms Racionamiento

Restricciones Reserva mnima. Participacin mnima de Hidroelctricas. La operacin local est limitada por la lnea elctrica.


Hidrologas y Produccin Hidrulica

Zona Periodo Promedio Mximo Mnimo 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

EstadsticosdelaProduccinHidrulicaHistricaporHidrologa(GW.h)DesviacinEstndar

Norte

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1

,

9

6

4

1

,

9

6

5

1

,

9

6

6

1

,

9

6

7

1

,

9

6

8

1

,

9

6

9

1

,

9

7

0

1

,

9

7

1

1

,

9

7

2

1

,

9

7

3

1

,

9

7

4

1

,

9

7

5

1

,

9

7

6

1

,

9

7

7

1

,

9

7

8

1

,

9

7

9

1

,

9

8

0

1

,

9

8

1

1

,

9

8

2

1

,

9

8

3

1

,

9

8

4

1

,

9

8

5

1

,

9

8

6

1

,

9

8

7

1

,

9

8

8

1

,

9

8

9

1

,

9

9

0

1

,

9

9

1

1

,

9

9

2

1

,

9

9

3

1

,

9

9

4

1

,

9

9

5

1

,

9

9

6

1

,

9

9

7

1

,

9

9

8

1

,

9

9

9

2

,

0

0

0

2

,

0

0

1

2

,

0

0

2

2

,

0

0

3

2

,

0

0

4

F

a

c

t

o

r

d

e

P

l

a

n

t

a

Hidrologa

Produccin de Hidrolctricas de la Zona Norte

Avenida Estiaje Total

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1

,

9

6

4

1

,

9

6

5

1

,

9

6

6

1

,

9

6

7

1

,

9

6

8

1

,

9

6

9

1

,

9

7

0

1

,

9

7

1

1

,

9

7

2

1

,

9

7

3

1

,

9

7

4

1

,

9

7

5

1

,

9

7

6

1

,

9

7

7

1

,

9

7

8

1

,

9

7

9

1

,

9

8

0

1

,

9

8

1

1

,

9

8

2

1

,

9

8

3

1

,

9

8

4

1

,

9

8

5

1

,

9

8

6

1

,

9

8

7

1

,

9

8

8

1

,

9

8

9

1

,

9

9

0

1

,

9

9

1

1

,

9

9

2

1

,

9

9

3

1

,

9

9

4

1

,

9

9

5

1

,

9

9

6

1

,

9

9

7

1

,

9

9

8

1

,

9

9

9

2

,

0

0

0

2

,

0

0

1

2

,

0

0

2

2

,

0

0

3

2

,

0

0

4

F

a

c

t

o

r

d

e

P

l

a

n

t

a

Hidrologa

Produccin de Hidrolctricas de la Zona Centro


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1

,

9

6

4

1

,

9

6

5

1

,

9

6

6

1

,

9

6

7

1

,

9

6

8

1

,

9

6

9

1

,

9

7

0

1

,

9

7

1

1

,

9

7

2

1

,

9

7

3

1

,

9

7

4

1

,

9

7

5

1

,

9

7

6

1

,

9

7

7

1

,

9

7

8

1

,

9

7

9

1

,

9

8

0

1

,

9

8

1

1

,

9

8

2

1

,

9

8

3

1

,

9

8

4

1

,

9

8

5

1

,

9

8

6

1

,

9

8

7

1

,

9

8

8

1

,

9

8

9

1

,

9

9

0

1

,

9

9

1

1

,

9

9

2

1

,

9

9

3

1

,

9

9

4

1

,

9

9

5

1

,

9

9

6

1

,

9

9

7

1

,

9

9

8

1

,

9

9

9

2

,

0

0

0

2

,

0

0

1

2

,

0

0

2

2

,

0

0

3

2

,

0

0

4

F

a

c

t

o

r

d

e

P

l

a

n

t

a

Hidrologa

Produccin de Hidrolctricas 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 Electroper 9.10 R6 0.195 123.0GD Tumbes 2 Electroper 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 Aguayta 2 Termoselva 88.10 GN3 11.323 13.6TGN Aguayta 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 Carbn Enersur 141.80 Carbn 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 Trmico

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

Nueva demanda elctrica en la Zona Sur


Proyecto MW 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Ta Mara 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 0Ampliacin Tintaya 126 0 6 0 0 120 0 0 0 0 0 0 0 0

Expansin 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 Gabn 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 hidrulica en la Zona Sur


Proyecciones Medias de la Demanda Elctrica

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


Proyeccin 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

TOTALSEIN

HIDRAULICA TERMICA TOTALTOTALAO

HIDRAULICA TERMICA TOTAL

NORTE

TOTAL TERMICA

SUR

HIDRAULICA


Proyeccin del consumo de GN en el Sur en el Mercado Elctrico

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

(MMPCD)

Proyeccin de Consumo de Gas Natural en el SurGenerador Elctrico

Media Max Mn


Proyeccin total de la demanda

Ao

DemandaNoElctrico

VolumenDiseo(MMPCD)

DemandaElectVolumenDiseo

(MMPCD)

DemandaTotal

VolumenDiseo

(MMPCD)

DemandaNoElctrico

CapacidadDiseo(MMPCD)

DemandaElectCapacidadDiseo

(MMPCD)

DemandaTotalCapacidadDiseo

(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

TotalNominal 2719 10765 13485 3,084 13,138 16,221

Demanda truncada por Lmite del Gasoducto


Demanda Mercado No Elctrico:

Capacidad: 1 ,1 TPCVolumen: 0,9 TPC

Demanda Mercado Elctrico:

Capacidad: 4 ,8 TPCVolumen: 3 ,4 TPC

Total:

Capacidad: 5, 9 TPCVolumen: 4,3 TPC

20%

80%

Proyeccin total de la demanda truncada por condiciones de diseo


Proyeccin total de la demandaVolumen Capacidad

Osinergmin Kuntur Osinergmin Kuntur

Ao 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

TotalNominal 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%


Evolucin 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

Evolucindelacapacidadestimada

KunturTotal

OsinergminTotal

KunturDemandaElect Capacidad(MMPCD)

OsinergminDemandaElect Capacidad (MMPCD)

KunturDemandaNoElctrico Capacidad(MMPCD)

OsinergminDemandaNoElctrico Capacidad(MMPCD)

Factor de Utilizacin 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

Volumenaconsumirestimado Osinergmin

DemandaElect Volumen(MMPCD)DemandaNoElctrico Volumen(MMPCD)

4,3TCF

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

Volumenaconsumirestimado Kuntur

DemandaElect Volumen(MMPCD)

5,6TCF

Volumen de GN requerido por el proyecto

51

Estimacin del Costo del Servicio


Conformacin del Costo del Servicio


CAPEXCostos Unitarios

Costos unitarios de tuberas

Costos Unitarios de compresores

Costos unitarios de otros componentes

Capital de Inversin InicialCapital de Inversin de Nuevas Instalaciones

OPEXOperacionales

Servicios de operacin y mantenimiento

Seguros

Servicio de consultora profesional

Administrativos

Consultora profesional

Costos laborales

Asesora legal Impuestos a las transacciones

financieras

CAPEX Costos de Inversin - Tuberas


Costos CIF de Importacin 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)

Evaluacin de los precios CIF de las tuberas importadas por TGP y PerLNG


Evolucin de Costos CIF de Tuberas

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

e

n

e

-

0

3

a

b

r

-

0

3

j

u

l

-

0

3

o

c

t

-

0

3

e

n

e

-

0

4

a

b

r

-

0

4

j

u

l

-

0

4

o

c

t

-

0

4

e

n

e

-

0

5

a

b

r

-

0

5

j

u

l

-

0

5

o

c

t

-

0

5

e

n

e

-

0

6

a

b

r

-

0

6

j

u

l

-

0

6

o

c

t

-

0

6

e

n

e

-

0

7

a

b

r

-

0

7

j

u

l

-

0

7

o

c

t

-

0

7

e

n

e

-

0

8

a

b

r

-

0

8

j

u

l

-

0

8

o

c

t

-

0

8

U

S

$

/

T

o

n

Indice Material Indice Tubo Importaciones

CAPEX Costos de Inversin - TuberasOSINERGMIN

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

Dimetro(pulg)

CAPEX Costos de Inversin - Tuberas


CapacidadInstalada 72,000 HPCostoTotal 150 MMUS$CostoUnitario 2,083 US$/HP

EstacindecompresindeChiquintircaTGP

CAPEX Costos de Inversin Estaciones de Compresin

Benchmarking con compresores de TGP


CAPEX Costos de Inversin Inversin Inicial

MaterialesparaInstalacinTuberaAPI5LX70 360.2Otros(Trampasderaspadores,Vlvulas,etc.) 10.8

SubTotal 371.0ConstruccinInstalacindetuberadeacero 862.1CompensacinpordiferenciadeLongitud 30.8

SubTotal 892.9SubTotalConstruccindeDuctos 1,263.9EstacindeCompresinInicialMaterialesparaInstalacin 32.5Construccin 48.8SubTotalEstacindeCompresin 81.3CostosIndirectosActivosfijosnoproductivos(AFNP) 25.3Otros 15.3SubTotalEstacindeCompresin 40.6TotalCostodeconstruccinInicial 1,385.7

Total(MMUS$)Descripcin

CAPITALDEINVERSIONINICIAL


CAPEX Costos de Inversin Nuevas Instalaciones

EstacindeCompresin 2017 2025 TotalEC1 12.50 12.50 25.00EC2 18.75 25.00 43.75EC3 25.00 18.75 43.75EC4 43.75 43.75TotalOSINERGMIN(MMUS$) 56.25 100.00 156.25

NuevasInversionesenCompresin(MMUS$)


CapitaldeInversinInicialContruccindeductos 1,263.9 1,288.8Estacionesdecompresin 81.3 78.0CostosIndirectos 40.6 211.4

SubTotal 1,385.7 1,578.2 14%CapitaldeNuevasInversionesNuevasinversionesencompresin 156.3 150.0

SubTotal 156.3 150.0 4%

CAPITALDEINVERSIONTOTAL(MMUS$) 1,542.0 1,728.2 12%

CAPITALDEINVERSIONTOTAL(MMUS$)

Descripcin OSINERGMIN KUNTUR %

CAPEX Costos de Inversin 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 Inversin Inicial Capital de Nuevas Inversiones CAPITAL DE INVERSION TOTAL (MMUS$)

CAPEX Costos de Inversin Total


OPEX Costos de Explotacin

Costos de operacin y mantenimiento

Administracin

Comercializacin

Se consider como referencia a TGP



CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008COSTODELSERVICIO 19,217 74,239 94,840 102,957 109,388Serviciosdeoperacinymantenimiento 5,012 32,138 45,461 50,475 54,135Depreciacin 10,357 26,246 28,473 35,099 40,581Serviciosdecomprensin 1,570 2,319 2,346 3,319 3,718Contribucionesalorganismoregulador 1,098 1,870 1,847 1,917 1,795Seguros 760 1,749 2,009 2,349 2,170Provisionesporlitigios,sancioneseimprevistosdeoperacin 8,055 7,731 2,785 2,357Serviciodeconsultoraprofesional 649 5,301 4,564 1,346Otros 420 1,212 1,672 2,449 3,286

CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008GASTOSDEADMINISTRACION 20,330 10,551 13,080 11,249 11,648Consultoraprofesional 6,300 2,624 5,371 3,765 2,601Costoslaborales 2,045 1,635 2,000 2,108 2,623Asesoralegal 6,428 983 982 871 810Impuestosalastransaccionesfinancieras 950 552 520 571 470Depreciacin 439 222 177 187 352Donacionesyaccionescomunitarias 785 1,433 606 1,011 3,289Otros 3,383 3,102 3,424 2,736 1,503

Costos de Operacin y Mantenimiento y Comercializacin de TGP

Costos de Administracin de TGP



CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008CostoTotalOyMdeTGP 21.5 40.3 61.6 64.7 64.2Serviciosdeoperacinymantenimiento 5.0 32.1 45.5 50.5 54.1OtrosCostosOyM 16.5 8.2 16.2 14.2 10.0CostoTotalOyMdelSistemadeTransportedeGAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3Serviciosdeoperacinymantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4OtrosCostosOyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9CostoTotalOyMdelSistemadeTransportedeLiquidos 6.7 12.5 19.1 20.1 19.9Serviciosdeoperacinymantenimiento 1.6 10.0 14.1 15.6 16.8OtrosCostosOyM 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 Lquidos


OPEX Costos de Explotacin - Resultados CONCEPTO 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008CostoTotalOyMdelSistemadeTransportedeGAS 14.8 27.8 42.5 44.6 44.3Serviciosdeoperacinymantenimiento 3.5 22.2 31.4 34.8 37.4OtrosCostosOyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9LongituddelGasoductodeTGP(KM) 730.0 730.0 730.0 730.0 730.0LongituddelGasoductodeKUNTUR(KM) 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4 1,076.4FactordeReajuste 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5CostosTotalOyMReajustadoparKUNTUR 16.5 38.4 57.4 61.2 62.0Serviciosdeoperacinymantenimiento 5.1 32.7 46.3 51.4 55.1OtrosCostosOyM 11.4 5.7 11.2 9.8 6.9Promedio20052008 54.7

Costos de Explotacin ascienden a 3,95% de la Inversin

Inicial Kuntur (4,1%)

Consultor Quantum propuso US$ 54,02 Millones

65

Determinacin de la Tasa de Actualizacin



Tasa de ActualizacinDeterminacin 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 ActualizacinCapital Asset Pricing Model

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

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


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

seleccionado es a partir del ao 1928 hasta 2008.rp: Se ha adoptado el valor del ndice 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 Amrica. Periodo 2000 - julio 2009. (Inicio de emisin de bonos)

Riesgo Pais Per vs Rendimiento Bonos del tesoro USA a 30 aos

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

E

n

e

-

0

0

M

a

y

-

0

0

S

e

p

-

0

0

E

n

e

-

0

1

M

a

y

-

0

1

S

e

p

-

0

1

E

n

e

-

0

2

M

a

y

-

0

2

S

e

p

-

0

2

E

n

e

-

0

3

M

a

y

-

0

3

S

e

p

-

0

3

E

n

e

-

0

4

M

a

y

-

0

4

S

e

p

-

0

4

E

n

e

-

0

5

M

a

y

-

0

5

S

e

p

-

0

5

E

n

e

-

0

6

M

a

y

-

0

6

S

e

p

-

0

6

E

n

e

-

0

7

M

a

y

-

0

7

S

e

p

-

0

7

E

n

e

-

0

8

M

a

y

-

0

8

S

e

p

-

0

8

E

n

e

-

0

9

M

a

y

-

0

9

E

M

B

I

P

e

r

0

1

2

3

4

5

6

7

R

e

n

d

i

m

i

e

n

t

o

B

o

n

o

s

d

e

l

t

e

s

o

r

o

U

S

A

a

3

0

a

o

s

(

%

)

EMBI - Per USA Treasury 30 years

rf: 5,45%rp: 3,74%(rm rf): 5,65%


Costo del Capital PropioBeta: Industria de distribucin de gas natural de Estados Unidos de Norteamrica (USA).

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

rt: Prima por tamao. Toma el beta de las empresas americanas y la prima de riesgode mercado de USA, el reporte incluye a las 500 empresas ms 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 Pas (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 Per 1.083Prima por Tamao 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 aos) 3.74%Tasa Libre de Riesgo 5.45%SS - Premio de Riesgo de crdito (Calificacin BB-) 5.51%Tasa LIBOR + 6% (*)

Costo de la Deuda 14.70%

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


Tasa de ActualizacinConcepto QUANTUM Propuesta KUNTUR

Prima de Riesgo Pas (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 Per 1.083 1.17Prima por Tamao 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 aos) 3.74%Tasa Libre de Riesgo 5.45%SS - Premio de Riesgo de crdito (Calificacin 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 (Inters) del mercado


Mnima Mxima9.75 1212 12.2513.5 13.511.25 11.5

10.7511 11.25 14.99

9.25 9.75Scotiabank

BancoContinentalBancoFinancieroBancodeCrditoHSBCInterbankMibanco

BIF

EmpresasTasadeIntersEfectiva

Anual(TEA)(%)

TEAMnima

TEAMxima

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

BancodeComercioBancodeCrditoCitibankHSBCInterbankMibanco

BIFBancoContinentalBancoFalabellaBancoFinancieroBancoRipleySA

Empresas

TEA(%)

Tasas prstamos hipotecarios

Tasas tarjetas de crdito

Garanta:Bien inmueble

Nada

74

Determinacin de las Tarifas Bsicas



Fijacin de las Tarifas Bsicas

TB = Costo del Servicio (CS)Demanda Actualizada

CS = OyM + Depreciacin + Rentabilidad (Capital)(1 Tasa Regulacin)

Tasa de Regulacin: 1% de las Ventas



Tiempo de vida esperado del proyecto: 25 aos

Depreciacin: En el periodo del proyecto

Tasa de Impuesto a la Renta: 30%

Costo de O&M fijo: 3.95% de la inversin

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

y 14,70% de deuda.

Porcentaje de deuda 40% y Capital propio 60%


millnUS$

InversinInicial 2008 5 0.1% 0.8AoOperacin 0 2009 4 2.5% 34.6Compresin 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 millnUS$ 2013 0 28.1% 388.8

2014 1 0% 0.0

PrimeraAmpliacinAoOperacin 4 millnUS$Compresin 56.3 2014 1 0% 0.0Gasoductos 0.0 2015 2 10% 5.6

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

2018 5 0% 0.0

SegundaAmpliacinAoOperacin 12 millnUS$Compresin 100.0 2022 9 0% 0.0Gasoductos 0.0 2023 10 10% 10.0

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

2026 13 0% 0.0

ProgramadeDesembolsos


Resultados


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

CostodelServicio

1,122,906 MMPC

DemandaActualizada

TB = = 3,15 US$Mil PC

Resultados


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

Tarifas Bsicas Interrumpibles:

Tarifa Interrumpible = TB Firme Factor de Carga

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

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

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

Notas Finales de la Fijacin de Tarifas


Las tarifas propuestas son PRELIMINARES.

Osinergmin ha propuesto la aplicacin de factores de actualizacin antes de la Puesta en Operacin Comercial del proyecto, momento en el cual se espera que condiciones de incertidumbre presentes actualmente se atenen o desaparezcan y disminuyan los riesgos con los que cuenta el proyecto hoy.

Con el objeto de reducir los riesgos y las Tarifas Bsicas se prev que luego de la Operacin Comercial del Gasoducto Andino, OSINERGMIN revisar cada 2 aos la proyeccin de Demanda y la Tasa de Actualizacin con el objeto de reflejar la realidad del mercado.

Cronograma de Fijacin de Tarifas - Kuntur

81Setiembre 2009 Fijacin de Tarifas Bsicas del Gasoducto Andino del Sur

Observaciones al Proyecto de Resolucin


OsinergminAv. Canad 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)

Telfono: (084) 24 9988

Of. Regional Arequipa: Calle Jerusaln N311 C, CercadoTelfono: (054) 28 9928 , (054) 28 4575Correo electrnico: [email protected] Asunto: Tarifa Gasoducto Andino

Cualquiera de las Oficinas Regionales de Osinergmin

Fecha y Hora Lmite: Mircoles 30 de setiembre a las 06:00 pm


Muchas Gracias

Documents

PPT AudienciaPrepublicacion Gasoducto Kuntur