Aplicación de Tarifas de Gas Natural en Lima y Callao

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1 Aplicación de Tarifas de Gas Natural en Lima y Callao t Antecedentes y Definiciones Diciembre 2009 t Cuadro Tarifario t Cálculo de Tarifas por Categorías Aplicación de Tarifas de Gas Natural en Lima y Callao es una publicación elaborada por la División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Osinergmin con la finalidad de contribuir al fortalecimiento de la cultura del gas natural en el país, ya que pretende ser una herramienta destinada a facilitar la comprensión de la cadena de valor de la industria de este hidrocarburo y a apoyar al consumidor para que pueda calcular el precio del gas y verificar su cuenta de consumo, según su categoría tarifaria. El boletín presenta y desarrolla, para este efecto, algunos ejemplos prácticos.

2 Normatividad Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural, aprobada mediante Ley Nº 271, y sus modificatorias. Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, aprobado mediante Decreto Supremo N EM, y sus modificatorias. Contrato de Licencia para la explotación de hidrocarburos en el lote 88, y sus modificatorias. Decreto Supremo N EM que aprueba el Texto Único Ordenado (TUO) del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo N EM. Resolución OSINERG N OS/CD, que aprueba las Tarifas de Distribución de Gas Natural en Baja Presión para Lima y Callao (Otras Redes). Definiciones Acometida: Instalaciones que permiten el suministro de gas natural desde las redes de distribución, según las categorías de consumidores. La acometida tiene como componentes: la tubería de conexión, el medidor, los equipos de regulación, la caja de protección, los accesorios y las válvulas de protección. La propiedad de la acometida y de las instalaciones internas es del consumidor. Concesionario: Persona jurídica, nacional o extranjera, establecida en el Perú conforme a las leyes peruanas, a quien se le ha otorgado una concesión. Consumidor: Persona natural o jurídica, ubicada dentro del área de concesión, que adquiere gas natural. Concepto que incluye al consumidor regulado y al independiente. Excluye al comercializador. Consumidor Independiente: Consumidor que adquiriere gas natural directamente del productor, Resolución OSINERG N OS/CD, que aprueba el Factor de Descuento definitivo y reajuste de las Tarifas Base y Regulada de la Red Principal de Camisea. Resolución OSINERGMIN N OS/CD, que establece el Factor F2 por categoría tarifaria e incorporan cargos fijos en la tarifa de distribución conforme la Resolución OSINERG N OS/CD. Resolución OSINERGMIN N OS/CD, que fija las Tarifas de la Red Principal del Proyecto Camisea para el periodo 01 de mayo 2008 al 0 de abril comercializador o concesionario, siempre que sea en un volumen mayor a los treinta mil metros cúbicos estándar por día (0 000 m /día) y por un plazo contractual no menor a seis (6) es. Consumidor Regulado: Consumidor que adquiere gas natural por un volumen igual o menor a treinta mil metros cúbicos estándar por día (0 000 m / día). Metro Cúbico Estándar ó m (st): Cantidad de gas natural que ocupa un metro cúbico (m ) a una temperatura de quince grados centígrados (15 c) y a una presión absoluta de 1 01 milibar (mbar). Tarifa: Es el cargo máximo que el concesionario podrá facturar por el gas natural y los servicios de transporte, distribución y comercialización del hidrocarburo. 2

3 Cuadro Tarifario El Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos 1 establece que los cargos que se deben facturar al consumidor comprenden: 1. El costo del gas natural para atender al consumidor 2 ; 2. El costo por transporte para atender al consumidor ;. La tarifa de distribución 4 ; 4. El costo total de la acometida o los respectivos cargos mensuales cuando sea financiada por el concesionario o por un tercero de ser el caso. 5. El costo total del derecho de conexión o los respectivos cargos mensuales cuando sea financiado por el concesionario o por un tercero, de ser el caso. 6. El costo total de la tubería de conexión o los respectivos cargos mensuales cuando sea financiado por el concesionario o por un tercero, de ser el caso. Componentes del precio Los principales componentes de la tarifa de gas natural aplicable al consumidor final de Lima y Callao son los siguientes: El precio del gas natural en boca de pozo es libre, pero el contrato BOOT de explotación de gas natural del Proyecto Camisea estableció como tope máximo 1,8 por millón de BTU 5. Este precio máximo se modifica una vez al año mediante un factor de ajuste que también está establecido en el contrato y sus addendas. La tarifa de transporte de gas natural es fijada por OSINERGMIN 6. La tarifa de distribución de alta presión de gas natural es fijada por OSINERGMIN El costo total de la instalación interna o los respectivos cargos mensuales cuando sea financiada por el concesionario o por un tercero, de ser el caso. 8. Financiamiento de deudas por consumo, de ser el caso. 9. Los tributos que no se encuentren incorporados en la tarifa de distribución. 10. Los cargos por mantenimiento de la acometida para los consumidores regulados cuyo consumo sea superior a 00 m / que elijan al concesionario o a un tercero para la realización de esta actividad. 11. El costo total o los cargos por el financiamiento realizado para facilitar el proceso de conversión, la adquisición de equipos, accesorios y aparatos gasodomésticos, así como la infraestructura requerida por los usuarios industriales, comerciales y residenciales para el uso del gas natural. Gráfico Nº1 Composición del Precio Final de Gas Natural en Lima y Callao Precio Final GN Libre Regulado BGBP TTRP + TDRP + Precio de Gas Contrato de Licencia Contrato de Suministro Tarifas de la Red Principal Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD TDOR Tarifas de las Otras Redes Resolución OSINERG Nº OS/CD La tarifa de distribución de baja presión (Otras Redes) de gas natural es fijada por OSINERG- MIN 8. La cual establece categorías de consumidores, y para cada una de ellas fija una tarifa compuesta por el margen de distribución (MD), que es un componente variable, y por el margen comercial (MC), que es un componente fijo. 1. Artículo 106 del TUO Reglamento de Distribución de Gas Natural (D.S EM). 2. Precio del gas natural establecido en el Contrato de Licencia con el productor, debidamente actualizado.. Tarifa de Transporte de alta presión a través de la Red Principal, debidamente actualizado. 4. Comprende la tarifa de distribución de alta presión a través de la Red Principal y la tarifa de distribución de baja presión (Otras Redes), debidamente actualizados. 5. MMBTU: Millón de BTU, Unidad Térmica Inglesa de energía (British Termal Unit). 6. Resolución OSINERGMIN N OS/CD. 7. Resolución OSINERGMIN N OS/CD. 8. Resolución OSINERG N OS/CD y Resolución OSINERGMIN N OS/CD.

4 Precio del gas natural en boca de pozo Los precios del gas natural en boca de pozo para las diferentes categorías de consumidores se muestran en el Cuadro N 1. Los precios vigentes para las categorías A y D-GNV son diferenciados en virtud a los alcances de la addenda por la quinta modificación del Contrato de Licencia, mediante la cual se cambió la fórmula de actualización del precio y se establecieron condiciones especiales para las categorías A y D-GNV 9. Cuadro Nº1 Precio del gas natural (/MMBTU) Consumidores/Consumidor Contrato(*) Vigente(**) Precio máximo (Otros no GGEE) 1,80 2,56 Categoría A 1,80 0,95 Categoría B 1,80 2,56 Categoría C 1,80 2,56 Categoría D 1,80 2,56 Categoría D - GNV 1,80 0,80 (*) Precio para consumidores no generadores eléctricos fijado en el contrato de Licencia del lote 88. (**) Precio vigente a octubre de 2009, con factores de actualización definido en el contrato y sus addendas. Tarifas de la Red Principal Las Tarifas de la Red Principal vigentes para el periodo se muestran en el Cuadro Nº 2. Cuadro Nº2 Tarifa de Red Principal (/mil m ) Tarifa regulada (*) TGP CÁLIDDA Tarifa en moneda extranjera,9167 6,7656 (TM_ME) (*) Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, no incluye FD ni Factor de actualización. La tarifa aplicable en moneda nacional, considerando el factor de descuento producto del adelanto en el pago de la Garantía por Red Principal (GRP) y las actualizaciones respectivas es: Donde: TA_MN = TM_ME x FD x FA1 x FA2 TM_ME= Tarifa máxima de la Red Principal en moneda extranjera sin el factor de descuento (FD) ni la actualización del costo del servicio; se expresa en por millar de metros cúbicos (/mil m ). Las tarifas se aplicarán redondeando al cuarto dígito decimal. TA_MN= Tarifa aplicable en moneda nacional con el factor de descuento (FD), y las actualizaciones del tipo de cambio y costo del servicio; se expresa en Nuevos Soles por millar de metros cúbicos (/ mil m ). Las tarifas se aplicarán redondeando al cuarto dígito decimal. FD= Factor de descuento producto de los montos adelantados de la Garantía por Red Principal (GRP) y fijados en el artículo 1 de la Resolución OSINERG Nº OS/CD. FA1= Factor de reajuste del costo del servicio de la respectiva concesión y normado en el artículo 2 de la Resolución OSI- NERGMIN N OS/CD. FA2= Factor de reajuste del tipo de cambio de acuerdo a lo señalado el artículo 2 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Los ejemplos de facturación mostrados en esta publicación han sido elaborados en base a las tarifas vigentes al primer día del de octubre de Tarifas de Distribución (Otras Redes) Las tarifas de distribución de gas natural en Lima y Callao (Otras Redes) se muestran en el Cuadro N, que comprenden los cargos aprobados por la Resolución OSINERG N OS/CD y aquellos que, mediante Resolución OSI- NERGMIN Nº OS/CD, se incorporaron en el margen de comercialización aplicables a la categoría A. 9. La Addenda por la quinta modificación del Contrato de Licencia se puede encontrar en la página web del MINEM. 4

5 Cuadro Nº Tarifas de Distribución (Otras Redes) Concepto Unidades Cuadro Nº6 Tarifas de Distribución (Otras Redes) - Actualizadas a octubre de 2009 Categoría Consumidor A B C D Margen de Distribución MD (*) /mil m 119,70 52,67 18,98 11,50 Margen Fijo de Distribución (MFD) (**) Acometida (TMA1) Tubería de Conexión (TMA2) Mantenimiento Quinquenal Acometida Margen Comercial (MC) (*) (*) Resolución Nº OS/CD (**) Resolución Nº OS/CD Factores de Actualización Los factores de actualización aplicables al Margen de Distribución (MD) y al Margen de Comercialización (MC) se muestra en el Cuadro N 4. Cuadro Nº4 Factores de actualización / octubre 2009 Categoría Consumidor F1 (MD) (*) F1 (MC) (*) /cliente - /cliente - /cliente - 1,1 1,17 0,18 /cliente - /(m -día)- 0,144 0,087 F2 (MD) (**) Categoría A 1,124 1,1626 1,005 Categoría B 1,124 1,1626 1,052 Categoría C 1,124 1,1626 1,98 Categoría D 1,124 1,1626 1,665 Categoría D - GNV 1,124 1,1626 1,909 (*) Determinado de acuerdo al artículo 8º de la Resolución Nº OS/CD (**) Definido en el artículo 8º de la Resolución Nº OS/CD y fijado en el artículo 1º de la Resolución Nº OS/CD Los factores de actualización aplicable al Margen Fijo de Distribución (MFD) se muestran en el Cuadro N 5. Valores Actualizados Los cargos actualizados a octubre de 2009 de la tarifa de distribución de gas natural en Lima y Callao (Otras Redes) se muestran en el Cuadro N 6. Cuadro Nº5 Factores de actualización del MFD (*) / octubre 2009 Categoría Consumidor F1 (TMA1) Fuente: F1 (TMA2) F1 (MAN_ QUINQ) Categoría A 1,124 1,1626 1,005 (*) Determinado de acuerdo al Artículo º de la Resolución Nº OS/CD. Categoría Consumidor Concepto Unidades A B C D D-GNV Margen de Distribución (MD) (*) /mil m 15,14 62,25 29,81 21,51 24,66 Margen Fijo de Distribución (MFD) (**) Acometida (TMA1) Tubería de Conexión (TMA2) Mantenimiento Quinquenal Acometida /cliente - /cliente - /cliente - 1,21 1,24 0,20 Margen Comercial (MC) (*) /cliente - 0,99 1,05 /(m -día)- 0,24 0,168 0,19 (*) Actualizado con factores del cuadro Nº 4. (**) Actualizado con factores del cuadro Nº 5. 5

6 FACTURACIÓN POR CLIENTE El artículo 7 de la Resolución OSINERG N OS/CD fi ja el Procedimiento de Facturación aplicable a los consumidores de la concesión de distribución de gas natural de Lima y Callao de la siguiente manera: A. Facturación del gas natural (FG) B. Facturación de la tarifa de la Red Principal (FRP) C. Facturación de la Red de Distribución correspondiente a Otras Redes (FDOR) Recibo del Servicio de Suministro de Gas Natural Número de cliente Datos del cliente Tarifas aplicadas Detalle de consumo Periodo de lectura Facturación del periodo Mensaje al cliente Monto a pagar Fecha de vencimiento Deuda registrada Talón desglosable Fuente: Supuestos Generales Establecidos para desarrollar los ejemplos de cálculo desarrollados en esta publicación. El valor histórico diario de ventas (VHD) es igual al volumen estimado para cada ejemplo, es decir ha sido constante en el tiempo. El poder calorífico del gas natural es de un mi- No habrá ningún pago por concepto de Costos llón de BTU por 26,12 m. Un metro cúbico equivale a 5,1467 pies cúbicos. Extras de Distribución (CED), y sólo se considera el IGV. El tipo de cambio (TC) es diferente para cada Un millón de BTU equivale a 1,055 Gigajoule. uno de los precios (Precio del gas en boca de La medición de gas se realiza a condiciones pozo, tarifas por Red Principal, tarifas de distriestándar de presión y temperatura (15 C y 101,25 kpa), es decir el factor Ks = 1. 6 bución por Otras redes), se calcula en función a lo establecido para cada caso.

7 Ejemplos de Cálculo A continuación se presentan ejercicios donde se aplican las disposiciones de la Resolución OSINERG N OS/CD, incluyendo las modificaciones realizadas por la Resolución OSINERG N OS/CD, y lo señalado en la Resolución OSINERGMIN Residencial (categoría A) A) Facturación del Gas Natural (FG) Fórmula 10 : FG = PG EF EF = Vf PCSGN PG = 0,95 /millón de BTU (ver Cuadro N 1). 11 TC = 2,910 / Para convertir a unidades de Nuevos Soles por GigaJoule: N OS/CD, así como los supuestos indicados anteriormente. Adicionalmente se estima un consumo de gas natural, por cada tipo de cliente a fin de poder simular una facturación asociada a cada una de las categorías de consumidores. (1) (2) PG=0, BTU 2,910 =2, BTU 1,055 () Vf = 28 m / (volumen estimado para el ejemplo) PCSGN = 26,12 m /millón de BTU (estimado para el ejemplo) Para calcular la energía facturada (EF) en unidades de GigaJoule por : EF = 28 m 6 10 BTU 1, ,12 m 10 BTU =1,1 (4) Finalmente, se calcula el valor de la factura por el consumo de gas en Nuevos Soles por multiplicando los resultados de las ecuaciones () y (4). FG=2,6 1,1 =2,98 (5) B) Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) Fórmula 12 : FRP = TA_MN x Vs Vs = Vr x Ks TA_MN = Suma de la tarifa de transporte de gas natural por ductos correspondiente a la Red Principal del Proyecto Camisea definida en la Resolución OSINERG No OS/CD. Vs = Volumen del gas natural consumido por el cliente en el periodo facturado, en metros cúbicos (m ), corregido a condiciones estándar de presión y temperatura (15 C y 101,25 kpa). Vr = Volumen del gas natural consumido por el cliente en el periodo facturado, en metros cúbicos (m ), a las condiciones de presión y temperatura en que registra el consumo el medidor. Ks = Factor de corrección del volumen consumido, para expresarlo en condiciones estándar de presión y temperatura. 10. De acuerdo al Artículo 7 de la Resolución OSINERG N OS/CD 11. TC: tipo de cambio promedio del periodo facturado, Contrato de Licencia Lote De acuerdo al artículo 7 de la Resolución OSINERG N OS/CD (6) (7) 7

8 TA_MN = TTRP + TDRP TA_MN = TM_ME x FD x FA1 x FA2 (9) FD 1 = 0,9146 FA1 14 = 1,1415 FA2 15 = 2,8872 Vr = 28 m / (volumen de gas registrado estimado para el ejemplo) Ks = 1 (se considera que el gas está a presión y temperatura estándar) Reemplazando los valores de Vr y Ks en la ecuación (7) se obtiene: Vs = Vr = 28 m / Tarifa de Transporte de Red Principal (TTRP) 16 TM_ME =,9167 /mil m Tarifa de Distribución de Red Principal (TDRP) 17 TA_ME = 6,7656 /mil m Aplicando los datos a la fórmula (9), se obtiene: (8) TA_MN =(, ,7656) mil m 2,8872 0,9146 1,1415 = 0,12 m (10) Finalmente, se calcula el costo de transporte de la Red Principal en Nuevos Soles/ aplicando la ecuación (6). FRP = 0,12 m 28 m =,4 (11) C) Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) Fórmula 18 : FDOR = CFD + CVD x Vs FDOR 19 = MFD + FDOR CFD = Costo fi jo de distribución igual al margen comercial (MC) del Cuadro N 6. CVD = Costo variable de distribución igual al margen de distribución del Cuadro N 6. MDF = Margen fijo de distribución, introducido con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Vs = El defi nido en B. 20 TC = 2,9584 Del Cuadro N 6 se tiene: CFD = MC = 0,99 /cliente- CVD = MD = 15,14 /mil m MFD = 2,65 /cliente- (12) (1) 1. Factor de descuento fi jado en el artículo 1 de la Resolución OSINERG N OS/CD 14. Factor de reajuste del costo del servicio actualizado a octubre de Factor de reajuste del tipo de cambio actualizado a octubre de Tarifa correspondiente a TGP en el Cuadro N Tarifa correspondiente a Cálidda en el Cuadro N De acuerdo al artículo 7 de la Resolución OSINERG N OS/CD 19. Considera el Margen Fijo de Distribución de acuerdo a la Resolución OSINERGMIN N OS/CD 20. Según Resolución OSINERG N OS/CD 8

9 Luego, para calcular el costo por el servicio de distribución de gas natural vía las Otras Redes reemplazamos los datos en la ecuación (12). FDOR = 0,99 cliente- + 15,14 10 m 28 m = 4,77 (14) Luego, reemplazando en la ecuación (1) y multiplicando por el tipo de cambio vigente se obtiene: FDOR' = 2,65 +4,77 2,9584 = 21,97 (15) D) Facturación Total (A + B + C) El monto a ser facturado para un consumidor residencial correspondiente a la categoría A, y que consume un volumen mensual estimado de 28 m /, sin considerar los impuestos, se resume en la suma Factura Total sin tributos (/) = (FG + FRP + FDOR) Factura Total sin impuestos = 2,98 +,4 + 21,97 = 28,8 / Comercial (categoría B) A) Facturación del Gas Natural (FG) PG = 2,56 /millón de BTU (ver Cuadro N 1) Para convertir a unidades de Nuevos Soles por GigaJoule: de la facturación del gas natural (FG) más la facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) más la facturación de la Red de Distribución correspondiente a Otras Redes (FDOR). Tal como se muestra: PG = 2, BTU 10 BTU 1,055 2,910 = 7,07 6 (16) Vf = 450 m / (volumen estimado para el ejemplo) Se aplica la ecuación (2) para calcular la energía facturada (EF) en unidades de GigaJoule por : PG = 2, BTU 10 BTU 1,055 2,910 = 7,07 6 (17) Finalmente, se calcula el valor de la factura por el consumo de gas en Nuevos Soles por multiplicando los resultados de las ecuaciones (16) y (17). FG = 7,07 18,17 = 128,51 (18) B) Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) Vr = 450 m / (volumen de gas registrado estimado para el ejemplo) Ks = 1 (se considera que el gas está a presión y temperatura estándar) Reemplazando los valores de Vr y Ks en la ecuación (7) se obtiene: Vs = Vr = 450 m / Las Tarifas de Transporte y Distribución de la Red Principal son las mismas que las utilizadas para la categoría A. Por lo tanto, aplicando la ecuación (9) se obtiene que el valor de TA_MN es de: 0,12 / m. 9

10 Finalmente, se calcula el costo de transporte a través de la Red Principal en Nuevos Soles por aplicando ambos resultados a la ecuación (6). FRP = 0,12 m 450 m = 55,17 (19) C) Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) Del Cuadro N 6 se tiene: CFD = MC = 1,05 /Cliente- CVD = MD = 62,25 /mil m Vs = 450 m / Luego, para calcular el costo por el servicio de distribución de gas natural vía las Otras Redes reemplazamos los datos en la ecuación (12). FDOR = 1,05 cliente - +62,25 10 m 450 m = 41,06 (20) Luego, multiplicando por el tipo de cambio vigente se obtiene: FDOR = 41,06 2,9584 = 121,48 (21) D) Facturación Total (A + B + C) El monto a ser facturado para un consumidor comercial correspondiente a la categoría B, y que consume un volumen mensual estimado de 450 m /, sin considerar los impuestos, se resume en la suma de Factura Total sin tributos (/) = (FG + FRP + FDOR) Factura Total sin Impuestos = 128, , ,48 = 05,16 / Industrial Menor (categoría C) A) Facturación del Gas Natural (FG) PG = 2,56 /millón de BTU (ver Cuadro N 1) Para convertir a unidades de Nuevos Soles por GigaJoule: la facturación del gas natural (FG) más la facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) más la facturación de la Red de Distribución correspondiente a Otras Redes (FDOR). Tal como se muestra: PG = 2, BTU 10 BTU 6 1, 055 2,910 = 7,07 (22) Vf = m / (volumen estimado para el ejemplo) Se aplica la ecuación (2) para calcular la energía facturada (EF) en unidades de GigaJoule por : EF = m 10 6 BTU 6 10 BTU 26,12 m 1,055 = 5 046,75 (2) Finalmente, se calcula el valor de la factura por el consumo de gas en Nuevos Soles por multiplicando los resultados de las ecuaciones (22) y (2). 10

11 FG = 7, ,75 =,5 696,64 (24) B) Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) Vr = m / (volumen de gas registrado estimado para el ejemplo) Ks = 1, (se considera que el gas está a presión y temperatura estándar) Reemplazando los valores de Vr y Ks en la ecuación (7) se obtiene: Vs = Vr = m / Las tarifas de Transporte y Distribución de la Red Principal son las mismas que las utilizadas para las categorías A y B. Por lo tanto, aplicando la ecuación (9) se obtiene que el valor de TA_MN es de: 0,12 / m. Finalmente se calcula el costo de transporte a través de la Red Principal en Nuevos Soles por aplicando ambos resultados a la ecuación (6). FRP = 0,12 m m = 15 24,77 (25) C) Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) Fórmula 21 : FDOR = CFD x VHD + CVD x Vs (26) Del Cuadro N 6 se tiene: CFD = MC = 0,24 /(m /día)- CVD = MD = 29,81 /mil m VHD = m / x 6/182 día (se asume que durante 6 es se tiene un consumo constante de m /) Vs = m / Luego, para calcular el costo por el servicio de distribución de gas natural vía las Otras Redes reemplazamos los datos en la ecuación (12). 2 2 m 6 U S$ m FDOR = 0, , = 4 690, m 182día 10 m - día (27) Luego, multiplicando por el tipo de cambio vigente se obtiene: FDOR = 4 690,54 2,9584 = 1 876,77 (28) D) Facturación Total (A + B + C) El monto a ser facturado para un consumidor industrial menor correspondiente a la categoría C, y que consume un volumen mensual estimado de m /, sin considerar los impuestos, se resume en Factura Total sin tributos (/) = (FG + FRP + FDOR) Factura Total sin Impuestos = 5 696, , ,77 / Factura Total sin Impuestos = ,18 / 21. De acuerdo al artículo 7 de la Resolución OSINERG N OS/CD la suma de la facturación del gas natural (FG) más la facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) más la facturación de la Red de Distribución correspondiente a Otras Redes (FDOR). Tal como se muestra: 11

12 Industrial Mayor (categoría D) A) Facturación del Gas Natural (FG) PG = 2,56 /millón de BTU (ver Cuadro N 1) Para convertir a unidades de Nuevos Soles por GigaJoule: PG = 2, BTU 10 BTU 2,910 = 7,07 6 1,055 (29) Vf = m / (volumen estimado para el ejemplo) Se aplica la ecuación (2) para calcular la energía facturada (EF) en unidades de GigaJoule por : EF = m 6 10 BTU 1, ,12 m 10 BTU =24 224,7 (0) Finalmente, se calcula el valor de la factura por el consumo de gas en Nuevos Soles por multiplicando los resultados de las ecuaciones (29) y (0). FG = 7, ,7 = 171 4,89 (1) B) Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) Vr = m / (volumen de gas registrado estimado para el ejemplo) Ks = 1, (se considera que el gas está a presión y temperatura estándar) Reemplazando los valores de Vr y Ks en la ecuación (7) se obtiene: Vs = Vr = m / Las tarifas de Transporte y Distribución de la Red Principal son las mismas que las utilizadas para las categorías A, B y C. Por lo tanto, aplicando la ecuación (9) se obtiene que el valor de TA_MN es de: 0,12 / m. Finalmente, se calcula el costo de transporte a través de la Red Principal en Nuevos Soles por aplicando ambos resultados a la ecuación (6). FRP = 0,12 m m = ,88 (2) C) Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) Fórmula 22 : FDOR = CFD x VHD + CVD x Vs () Del Cuadro N 6 se tiene: 12 CFD = MC = 0,168 /(m /día)- CVD = MD = 21,51 /mil m VHD = m / x 6/182 día (se asume que durante 6 es se tiene un consumo constante de m /) Vs = m /

13 Luego, para calcular el costo por el servicio de distribución de gas natural vía las Otras Redes reemplazamos los datos en la ecuación (12). 2 2 m 6 U S$ m FDOR = 0, , = , m 182día 10 m - día (4) Luego, multiplicando por el tipo de cambio vigente se obtiene: FDOR = ,08 2,9584 = 48 07,75 (5) D) Facturación Total (A + B + C) El monto a ser facturado para un consumidor industrial mayor correspondiente a la categoría D, y que consume un volumen mensual estimado de m /, sin considerar los impuestos, se resume en Factura Total sin tributos (/) = (FG + FRP + FDOR) Factura Total sin Impuestos = 171 4, , ,75 / la suma de la facturación del gas natural (FG) más la facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) más la facturación de la Red de Distribución correspondiente a Otras Redes (FDOR). Tal como se muestra: Factura Total sin Impuestos = ,52 / Gas Natural Vehicular (categoría D-GNV) A) Facturación del Gas Natural (FG) PG = 0,80 /millón de BTU (ver Cuadro N 1) Para convertir a unidades de Nuevos Soles por GigaJoule: PG = 0, BTU 10 BTU 6 1,055 2,910 = 2,21 (6) Vf = m / (volumen estimado para el ejemplo) Se aplica la ecuación (2) para calcular la energía facturada (EF) en unidades de GigaJoule por : EF = m 6 10 BTU 1, ,12 m 10 BTU =12 112,19 (7) Finalmente, se calcula el valor de la factura por el consumo de gas en Nuevos Soles por multiplicando los resultados de las ecuaciones (6) y (7). FG = 2, ,19 = ,58 (8) 22. De acuerdo al Artículo 7 de la Resolución OSINERG N OS/CD 1

14 B) Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) Vr = m / (volumen de gas registrado estimado para el ejemplo) Ks = 1 (se considera que el gas está a presión y temperatura estándar) Reemplazando los valores de Vr y Ks en la ecuación (7) se obtiene: Vs = Vr = m / Las tarifas de Transporte y Distribución de la Red Principal son las mismas que las utilizadas para las categorías A, B, C y D. Por lo tanto, aplicando la ecuación (9) se obtiene que el valor de TA_MN es de: 0,12 / m. Finalmente, se calcula el costo de transporte a través de la Red Principal en Nuevos Soles por aplicando ambos resultados a la ecuación (6). FRP = 0,12 m m = 6 779,44 (9) C) Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) Fórmula 2 : FDOR = CFD x VHD + CVD x Vs (40) Del Cuadro N 6 se tiene: CFD = MC = 0,19 /(m /día)- CVD = MD = 24,66 /mil m VHD = m / x 6/182 día (se asume que durante 6 es se tiene un consumo constante de m /) Vs = m / Luego, para calcular el costo por el servicio de distribución de gas natural vía las Otras Redes reemplazamos los datos en la ecuación (12). 2 2 m 6 U S$ m FDOR = 0, , = 9 06, m 182día 10 m - día (41) Luego, multiplicando por el tipo de cambio vigente se obtiene: FDOR = 9 06,79 2,9584 = 27 5,21 (42) D) Facturación Total (A + B + C) El monto a ser facturado para un consumidor GNV correspondiente a la categoría D-GNV, y que consume un volumen mensual estimado de m /, sin considerar los impuestos, se resume en la Factura Total sin tributos (/) = (FG + FRP + FDOR) Factura Total sin Impuestos = , , ,21 / Factura Total sin Impuestos = ,2 / suma de la facturación del gas natural (FG) más la facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) más la facturación de la Red de Distribución correspondiente a Otras Redes (FDOR). Tal como se muestra: 2. De acuerdo al Artículo 7 de la Resolución OSINERG N OS/CD 14

15 Ejemplos de Facturación Residencial (Categoría A) El Cuadro N 7, resume los elementos que compondrían una factura para un usuario residencial, perteneciente a la categoría A. Para el ejercicio se ha estimado un consumo promedio de 28 m /, lo cual es equivalente en energía a dos balones de GLP, de 10 kilos cada uno. Cuadro Nº7 Ejemplo de Facturación - Categoría A Detalle de Consumo Unidad Cantidad Lectura Anterior m 100 Lectura Actual m 128 Volumen Consumido Registrado por el Medidor sm 28 Factor de Corrección del Volumen (Ks) 1 Volumen a condiciones Estandar (Vs) sm 28 Volumen Facturado (Vf) sm 28 Poder Calorífi co Superior Promedio del Gas Natural /sm 0,04074 Categoría de Usuario Tipo de Tarifa Tarifas Aplicadas Unidad Importe A Regulada Precio del Gas Natural / 2,641 Tarifa por la Red Principal Tarifa de Transporte de la Red Principal (TTRP) / mil sm 102,2097 Tarifa de Distribución de la Red Principal (TDRP) / mil sm 20,885 Tarifa de Distribución en Baja Presión (Otras Redes) Margen de Distribución (MD) / mil sm 99,8224 Margen Comercial (MC) / Cliente- 2,981 Margen Fijo de Distribución (MFD) / Cliente- 7,8444 Detalle de Facturación Mensual Fuente: Importe () Facturación del Gas Natural (FG) 2,98 Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP),4 Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) 21,98 Sub Total 28,9 Impuesto General a las Ventas (IGV=19%) 5,9 Total,78 15

16 Comercial (Categoría B) Para la categoría B se estimó un consumo de 450 m /, que representaría el consumo de un restaurante, este volumen de gas natural es equivalente aproximadamente a 0 balones de GLP de 10 kg cada uno. El cuadro N 8 resume la facturación de ésta categoría. Fuente: Cuadro Nº8 Ejemplo de Facturación - Categoría B Detalle de Consumo Unidad Cantidad Lectura Anterior m 100 Lectura Actual m 550 Volumen Consumido Registrado por el Medidor sm 450 Factor de Corrección del Volumen (Ks) 1 Volumen a condiciones Estandar (Vs) sm 450 Volumen Facturado (Vf) sm 450 Poder Calorífi co Superior Promedio del Gas Natural /sm 0,04074 Categoría de Usuario Tipo de Tarifa Tarifas Aplicadas Unidad Importe B Regulada Precio del Gas Natural / 7,072 Tarifa por la Red Principal Tarifa de Transporte de la Red Principal (TTRP) / mil sm 102,2097 Tarifa de Distribución de la Red Principal (TDRP) / mil sm 20,885 Tarifa de Distribución en Baja Presión (Otras Redes) Margen de Distribución (MD) / mil sm 184,1560 Margen Comercial (MC) / Cliente- 8,6065 Detalle de Facturación Mensual Importe () Facturación del Gas Natural (FG) 128,51 Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) 55,17 Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) 121,48 Sub Total 05,15 Impuesto General a las Ventas (IGV=19%) 57,98 Total 6,1 16

17 Industrial Menor (Categoría C) En este caso se consideró un consumo de gas natural de m /, que representaría el consumo de un Industrial Menor, equivalente a 2 2 galones de Diesel 2 (si usara este combustible). Adicionalmente, se ha estimado que el consumo de m / se mantiene constante por un periodo de seis (06) es, para simplifi car el cálculo del VHD. El cuadro N 9 resume la facturación de ésta categoría. Fuente: Teps Group Cuadro Nº9 Ejemplo de Facturación - Categoría C Detalle de Consumo Unidad Cantidad Lectura Anterior m ,00 Lectura Actual m ,00 Volumen Consumido Registrado por el Medidor sm ,00 Factor de Corrección del Volumen (Ks) 1 Volumen a condiciones Estandar (Vs) sm ,00 Volumen Facturado (Vf) sm ,00 Poder Calorífi co Superior Promedio del Gas Natural /sm 0,04074 Categoría de Usuario Tipo de Tarifa Tarifas Aplicadas Unidad Importe C Regulada Precio del Gas Natural / 7,072 Tarifa por la Red Principal Tarifa de Transporte de la Red Principal (TTRP) / mil sm 102,2097 Tarifa de Distribución de la Red Principal (TDRP) / mil sm 20,885 Tarifa de Distribución en Baja Presión (Otras Redes) Margen de Distribución (MD) / mil sm 88,1882 Margen Comercial (MC) / Cliente- 0,6924 Valor Histórico Diario de Venta (VHD) 4 120,8791 Detalle de Facturación Mensual Importe () Facturación del Gas Natural (FG) 5 696,64 Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) 15 24,77 Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) 1 876,77 Sub Total ,18 Impuesto General a las Ventas (IGV=19%) 12 0,65 Total ,84 17

18 Industrial Mayor (Categoría D) En este caso se consideró un consumo de m /, que representaría el consumo de un Industrial Mayor, equivalente a galones de Residual 6. Adicionalmente, se ha estimado que el consumo de m / se mantiene constante por un periodo de seis (06) es, para simplifi car el cálculo del VHD. El cuadro N 10 resume la facturación de ésta categoría. Fuente: Teps Group Cuadro Nº10 Ejemplo de Facturación - Categoría D Detalle de Consumo Unidad Cantidad Lectura Anterior m ,00 Lectura Actual m ,00 Volumen Consumido Registrado por el Medidor sm ,00 Factor de Corrección del Volumen (Ks) 1 Volumen a condiciones Estandar (Vs) sm ,00 Volumen Facturado (Vf) sm ,00 Poder Calorífi co Superior Promedio del Gas Natural /sm 0,04074 Categoría de Usuario Tipo de Tarifa Tarifas Aplicadas Unidad Importe D Regulada Precio del Gas Natural / 7,072 Tarifa por la Red Principal Tarifa de Transporte de la Red Principal (TTRP) / mil sm 102,2097 Tarifa de Distribución de la Red Principal (TDRP) / mil sm 20,885 Tarifa de Distribución en Baja Presión (Otras Redes) Margen de Distribución (MD) / mil sm 6,684 Margen Comercial (MC) / Cliente- 0,4982 Valor Histórico Diario de Venta (VHD) sm /día ,2198 Detalle de Facturación Mensual Importe () Facturación del Gas Natural (FG) 171 4,89 Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) 7 558,88 Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) 48 07,75 Sub Total ,52 Impuesto General a las Ventas (IGV=19%) ,70 Total ,22 18

19 Gas Natural Vehicular (Categoría D-GNV) En este caso se consideró un consumo de m /, que representaría el consumo de una estación de servicio que atiende en promedio a automóviles por día con un consumo unitario por automóvil de 10 m /día. Adicionalmente, se ha estimado que el consumo de m / se mantiene constante por un periodo de seis (06) es, para simplifi car el cálculo del VHD. El cuadro N 11 resume la facturación de ésta categoría. Fuente: lima.quebarato.com.pe Cuadro Nº11 Ejemplo de Facturación - Categoría D - GNV Detalle de Consumo Unidad Cantidad Lectura Anterior m ,00 Lectura Actual m ,00 Volumen Consumido Registrado por el Medidor sm ,00 Factor de Corrección del Volumen (Ks) 1 Volumen a condiciones Estandar (Vs) sm ,00 Volumen Facturado (Vf) sm ,00 Poder Calorífi co Superior Promedio del Gas Natural /sm 0,04074 Categoría de Usuario Tipo de Tarifa Tarifas Aplicadas Unidad Importe D - GNV Regulada Precio del Gas Natural / 2,2068 Tarifa por la Red Principal Tarifa de Transporte de la Red Principal (TTRP) / mil sm 102,2097 Tarifa de Distribución de la Red Principal (TDRP) / mil sm 20,885 Tarifa de Distribución en Baja Presión (Otras Redes) Margen de Distribución (MD) / mil sm 72,9541 Margen Comercial (MC) / Cliente- 0,5710 Valor Histórico Diario de Venta (VHD) sm /día 9 890,1099 Detalle de Facturación Mensual Importe () Facturación del Gas Natural (FG) ,58 Facturación de la Tarifa de la Red Principal (FRP) 6 779,44 Facturación de la Tarifa de Distribución por Otras Redes (FDOR) 27 5,21 Sub Total ,2 Impuesto General a las Ventas (IGV=19%) ,8 Total 108 9,07 19

20 Resumen El Cuadro N 12, muestra el comparativo que resume la facturación mensual estimada de gas natural para las diversas categorías de consumidores. Cuadro Nº1 Precios de sustitutos (incluye IGV) Cuadro Nº12 Precios de gas natural por categorías (incluye IGV) Categorías m / / / /Gjoule /Gjoule A 28 1,1,78 29,88 10,6 B ,17 6,1 19,99 6,9 C , ,84 15,0 5,0 D , ,22 14,9 4,99 D - GNV , ,07 8,94,10 TC (*) 2,8850 (*) Tipo de cambio referencial del 0/09/09 Categorías Sustituto /Kg (*) /Galón (**) /Gjoule /Gjoule Ahorro (%) A GLP,0 59,94 20,78 50% B GLP 2,70 5,41 18,51 6% C DB2 9,4 56,85 19,71 7% D R - 6 5,5 4,69 12,0 59% D - GNV G ,6 25,68 8,90 65% TC (*) 2,8850 (*) Tipo de cambio referencial del 0/09/09 (**) Reporte del PRICE de OSINERGMIN el 0/08/09, R-6 según lista de precios de Petroperú del 24/07/09 Gráfico Nº 2 Comparación de Costos del GNV vs Sustituto El Cuadro N 1, muestra los precios de los combustible sustitutos por categoría incluyendo el IGV, así como el porcentaje del ahorro si se usara gas natural respecto al combustible alternativo. 25 / A B C D D - GNV Categorías Gas Natural Sustituto De acuerdo al gráfi co Nº 2, el uso de gas natural genera un ahorro de 10,6 dólares frente al consumo de GLP (categoría A), asimismo permite ahorrar 14,41 dólares frente al uso de Diesel 2 (categoría C). Publicación de distribución gratuita editada por Teps Group S.A.C. por encargo de OSINERGMIN - GART, según CLS OSINERGMIN - GART , de 01 de setiembre de Participaron en su elaboración: Gerente Adjunto GART: Gerente de División de Gas Natural: Asesor Técnico GART: Asesoría Legal: Especialistas: Asesor Técnico Externo: Víctor Ormeño Salcedo Luis Espinoza Quiñones Carlos Palacios Olivera María del Rosario Castillo Silva Daniel Hokama Kuwae Virginia Barreda Grados Óscar Echegaray Pacheco Edición: OSINERGMIN Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria - GART División de Gas Natural Av. Canadá San Borja - Lima 14; Tel ; Ax: 2001/2019 Fax: Impreso en los talleres gráficos de Mad Corp S.A. en diciembre de Copyright OSINERGMIN - GART 2009 La reproducción total o parcial de este documento y su tratamiento informático están permitidos, siempre y cuando se cite la fuente.

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