Gerencia de Regulación de Tarifas División de Gas Natural
Informe N° 0177‐2020‐GRT
Revisión y Reajuste Tarifario de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y
Callao Año 2020
Fecha de elaboración: 05 de junio del 2020 Elaborado por: Jorge Luis Sánchez Paisig Ricardo José Pando Argote Eduardo Antonio Torres Morales
Revisado y aprobado por: [oechegaray]
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Gerencia de Regulación de Tarifas División de Gas Natural
Informe N° 0177‐2020‐GRT
Revisión y Reajuste Tarifario de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y
Callao
Fecha de elaboración: 05 de junio del 2020
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Índice
1 RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................ 4 2 OBJETIVO .................................................................................................................................. 6 3 ANTECEDENTES ......................................................................................................................... 6 4 CRITERIOS APLICADOS PARA DEL REAJUSTE DE LA TUD .............................................................. 7
4.1 FACTOR DE AJUSTE TARIFARIO ASOCIADO A LA PROMOCIÓN (FA1) ............................................................ 8 4.2 DEL FACTOR DE AJUSTE DE EQUILIBRIO TARIFARIO (FA2) ......................................................................... 8
5 VALORES BASE REQUERIDOS PARA EL REAJUSTE TARIFARIO ...................................................... 9 5.1 VALOR BASE DE DEMANDA ................................................................................................................. 9 5.2 VALOR BASE DE LA INVERSIÓN Y EL COSTO MEDIO .................................................................................. 10
5.2.1 Valores Base de la inversión ............................................................................................. 10 5.2.2 Valores Base del Derecho de Conexión (DC) ..................................................................... 11 5.2.3 Valores Base del Pago Adelantado (PAT) ......................................................................... 11 5.2.4 Valores Base del Ingreso Garantizado Anual (IGA) ........................................................... 12
5.3 VALOR BASE DEL PORCENTAJE DEL COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO SOBRE LA ANUALIDAD ACUMULADA DE LA INVERSIÓN SIN INCLUIR EL GASTO DE PROMOCIÓN ...................................................................................... 12
6 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y EL DERECHO DE CONEXIÓN REALES ............ 12 6.1 COSTOS DE INVERSIÓN ACTUALIZADOS ................................................................................................ 12 6.2 INGRESO POR DERECHO DE CONEXIÓN DE LOS AÑOS 1 Y 2 ....................................................................... 16 6.3 CONSIDERACIONES PARA EVALUAR LA INVERSIÓN .................................................................................. 16
7 DEMANDA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ....................................................................... 19 7.1 CONSIDERACIONES GENERALES ......................................................................................................... 19 7.2 CÁLCULO DE LA DEMANDA APLICABLE AL REAJUSTE ................................................................................ 19
7.2.1 Demanda Base de Gas Natural ........................................................................................ 19 7.2.2 Demanda real de Gas Natural .......................................................................................... 20
8 DETERMINACIÓN DEL REAJUSTE DE LA TARIFA ÚNICA DE DISTRIBUCIÓN .................................. 27 8.1 FACTOR DE CAMBIO EN EL COSTOS MEDIO (FCM) ................................................................................ 27
8.1.1 Calculo del Ingreso Medio revisado en el año 2 (IM2) ....................................................... 28 8.1.2 Calculo del Costo Medio revisado en el año 2 (CM2) ......................................................... 29 8.1.3 Calculo del Factor de Cambio en el Costos Medio (FCM) .................................................. 30
8.2 CÁLCULO DEL FACTOR (FA1) ............................................................................................................ 31 8.3 CÁLCULO DEL FACTOR DE EQUILIBRIO TARIFARIO (FA2) ......................................................................... 31 8.4 DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE TOTAL (FAT) .......................................................................... 31
9 DETERMINACIÓN DE LA NUEVA ALÍCUOTA ............................................................................... 32 10 ANÁLISIS DE COMPETITIVIDAD ................................................................................................. 33 11 CONCLUSIONES ........................................................................................................................ 34
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1 Resumen Ejecutivo
El presente informe se elabora con el fin de sustentar la determinación de los factores correspondientes al reajuste tarifario de la Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao. El referido reajuste se efectúa en virtud de lo establecido en el TUO del Reglamento de Distribución por Red de Ductos1 y el “Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao”, aprobado por Resolución N° 184‐2012‐OS/CD y sus modificaciones respectivas (en adelante “Procedimiento de Reajuste”), el cual señala que corresponde evaluar el reajuste de las tarifas de distribución de gas natural aprobadas para la concesión antes referida, luego de finalizar el año dos de ejecución del periodo de regulación vigente, teniendo como referencia las variaciones asociadas a la inversión y a la demanda.
Se debe tener en cuenta que, la inversión y la demanda base para la evaluación del reajuste recoge lo determinado durante la regulación tarifaria y la Actualización del Plan Quinquenal de Inversión, este último, solicitado por la empresa concesionaria Gas Natural de Lima y Callao en el año 2019.
El proceso de reajuste de la tarifa de distribución se realiza siempre que el Factor de Ajuste de Cambio en el Costo Medio (en adelante “FCM”), resulte un valor que supere el rango de +/‐ 13,7%, en caso ello suceda, el reajuste se evalúa mediante la aplicación del Factor de Ajuste Total (en adelante “FAT”), el mismo que se calcula mediante la ponderación del Factor de Ajuste Tarifario Asociado a la Promoción (en adelante “FA1”) y del Factor de Equilibrio Tarifario (en adelante “FA2”). Se debe tener en cuenta que el Factor FA1 corresponde a lo determinado en el Informe Técnico N° 0176‐2020‐GRT, debido a que en dicho informe se efectúa la revisión trimestral del Saldo del Balance de la Promoción, en ese sentido el FA1 es igual a 0,6889.
Para efectos de evaluar el FA2, se ha determinado previamente el FCM en cuyo caso, se ha revisado y actualizado el costo total de la inversión y los parámetros adicionales, utilizados para calcular la Fórmula N° 7 del Procedimiento de Reajuste; y los ingresos actualizados requeridos en la Fórmula N° 6 del procedimiento indicado, resultando un valor de USD 658 348 151 y USD 616 063 249 respectivamente. Con dichos resultados, se obtiene que el FCM resulta ser igual a ‐ 6,42%, valor que se encuentra dentro del rango de ‐13,70% a +13,70%, razón por la cual, se concluye que no corresponde efectuar el reajuste tarifario por aplicación del cambio en el costo medio, es decir, el valor del FA2 es igual 1,0.
Se debe señalar que como consecuencia del Estado de Emergencia Nacional y el aislamiento social obligatorio debido al brote del COVID‐19, el estado peruano dispuso mediante el Decreto de Urgencia N° 029‐2020‐ PCM, la suspensión, entre otros, de los plazos de inicio y de tramitación de los procedimientos administrativos, hasta el 07 de mayo de 2020 y prorrogado hasta el 10 de junio de 2020, en razón de ello, se prologó el proceso de aprobación del Reajuste Tarifario de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural (en
1 Artículo 121 “… De existir variaciones significativas respecto de las bases utilizadas para la aprobación de la tarifa, se podrá realizar el recalculo tarifario correspondiente. La metodología para la determinación de las variaciones significativas será definida en el procedimiento que establecerá OSINERGMIN en coordinación con el Concesionario.”
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adelante “TUD”) de la concesión de Lima y Callao , de tal forma que la aplicación del mencionado reajuste se efectúe desde el 15 de junio de 2020.
En base a los antecedentes mencionados, se cuentan con los elementos necesarios para determinar el factor del reajuste de la TUD de la Concesión de Lima y Callao, aprobado en el Procedimiento de Reajuste. En ese sentido, el FAT resulta igual a 0,9400; por lo que, la TUD vigente al 14 de junio de 2020 se reducirá en 6,00% y entrará en vigencia una nueva TUD a partir del 15 de junio hasta el 31 de julio de 2020. Se debe tener en cuenta, que la reducción se debe al resultado de la evaluación de la revisión del Saldo del Balance de la Promoción (Mecanismo de la Promoción) y no a la implicancia de las variaciones de la inversión y de la demanda, es decir que, las variaciones tanto de la inversión y demanda no han resultado significativas respecto a sus correspondientes valores base.
Finalmente, como consecuencia de la aplicación del FAT se determina la Alícuota2, la cual corresponde a un porcentaje de la TUD y cuya recaudación tiene como destino el fondo del Mecanismo de Promoción, utilizado para cubrir los costos de Derecho de Conexión y Acometidas de aquellos consumidores residenciales de bajos ingresos económicos y que ha permitido la masificación del gas natural en este segmento del mercado. Dicha Alícuota, aplicable para el periodo comprendido desde el 15 de junio al 31 de julio del 2020, asciende a 14,13%, resultando en una disminución de 5,15% respecto a la Alícuota vigente (19,28%).
2 Según la Resolución N° 005‐2019‐OS/CD, es el porcentaje de la TUD del servicio de distribución de gas natural destinado a los
ingresos del Mecanismo de Promoción, la cual será actualizada en cada Periodo de Evaluación.
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2 Objetivo
Determinar los factores de reajuste de la TUD de Gas Natural de la Concesión de Lima y Callao, conforme lo establecido en el “Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao” aprobado por Resolución Osinergmin N° 184‐2012‐OS/CD y sus modificatorias.
3 Antecedentes
Mediante Decreto Supremo N° 040‐2008‐EM, se aprobó el TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos (en adelante “Reglamento de Distribución”), que contiene los lineamientos y criterios básicos para la fijación de las tarifas por el servicio público de distribución de gas natural.
Mediante Resolución Osinergmin N° 184‐2012‐OS/CD, publicada el 23 de agosto de 2012 se aprobó el “Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao”.
Mediante Resolución Osinergmin N° 055‐2018‐OS/CD (en adelante “Resolución 055”), publicada el 11 de abril del 2018, se fijó la Tarifa Única de Distribución para la Concesión de Lima y Callao correspondiente al periodo 2018 – 2022 , se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones para el periodo 2018‐2022 (en adelante “Plan Quinquenal”), se aprobó el Plan de Conexiones de Clientes Residenciales con Costo de Promoción (en adelante “Plan de Promoción”) y demás conceptos establecidos en el Reglamento de Distribución.
Mediante Resolución Osinergmin N° 098‐2018‐OS/CD, publicada el 16 de junio del 2018, como resultado de la resolución de los Recursos de Reconsideración, se modificó la Resolución N° 055‐2018‐OS/CD en los extremos referidos, entre otros, al Plan Quinquenal y el Plan de Promoción.
Mediante Resolución Osinergmin N° 005‐2019‐OS/CD, publicada el 18 de enero de 2019, se aprobó el “Procedimiento de Liquidación para el Cálculo del Factor de Ajuste por Aplicación del Mecanismo de Promoción para Conexiones Residenciales” (en adelante “Procedimiento de Liquidación de la Promoción”), dejando sin efecto la Resolución Osinergmin N° 006‐2015‐OS/CD.
Mediante Resolución Osinergmin N° 129‐2019‐OS/CD (en adelante “Resolución 129”), publicada el 23 de julio del 2019, se aprobó la Actualización del Plan Quinquenal para el periodo 2018‐2022 (en adelante “Actualización del Plan Quinquenal”). Asimismo, se efectuó el reajuste de la TUD por la aplicación de la Actualización del Plan Quinquenal.
Mediante Resolución Osinergmin N° 160‐2019‐OS/CD (en adelante “Resolución 160”), publicada el 20 de setiembre del 2019, se publicó la Resolución Complementaria que modifica la Resolución 129, el cual, es el resultado de la resolución de los recursos de reconsideración presentados contra la Resolución 129.
Con fecha 16 de febrero de 2020, la empresa concesionaria Gas Natural de Lima y Callao (en adelante “Cálidda”) remitió la información de la inversión ejecutada hasta
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el año 2019, mediante la aplicación del “Procedimiento para la elaboración y presentación de la información sustentatoria para la fijación del Valor Nuevo de Reemplazo de empresas concesionarias de distribución de gas natural” (en adelante “Procedimiento VNRGN”), aprobado mediante Resolución Osinergmin N° 188‐2012‐OS/CD y sus modificatorias.
Con fecha 16 de febrero de 2020, Cálidda remitió la información comercial correspondiente hasta al mes de diciembre 2019, completando la información comercial necesaria para evaluar el consumo de gas natural durante el año 2018 y el año 2019.
Mediante el Informe Técnico N° 0176‐2020‐GRT se ha evaluado el Saldo del Balance de la Promoción, el Saldo de la Cuenta de Promoción y los Ingresos Proyectados del Mecanismo de la Promoción, todos como resultados de la aplicación del Procedimiento de Liquidación de la Promoción. Asimismo, con dichos resultados, en dicho informe se ha evaluado el Factor de Ajuste Tarifario Asociado a la Promoción (FA1).
4 Criterios aplicados para del Reajuste de la TUD
El Procedimiento de Reajuste establece la metodología para la determinación de los factores que permiten el reajuste de la TUD en la concesión de Lima y Callao. Los principales factores que conforman el proceso de reajuste tarifario son los siguientes:
Factor de Ajuste Tarifario Asociado a la Promoción ‐ FA1: Dicho factor es calculado en base a los componentes tarifarios que cubren la promoción de conexión de clientes residenciales definidos en el artículo 112a del Reglamento de Distribución, y su aplicación se efectúa según lo dispuesto en el Procedimiento de Liquidación de la Promoción
Factor de Equilibrio Tarifario ‐ FA2: Dicho factor es calculado en base a los componentes tarifarios que cubren el costo del servicio de distribución de gas natural por red de ductos. Este factor se determina mediante la evaluación de la variación significativa de los valores base de la Inversión y demanda de gas natural que determinan el costo medio aplicable a la concesión.
La aplicación de dichos factores determina el Factor de Ajuste Total ‐ FAT, el cual corresponde al factor que reajusta de la TUD. La fórmula que determina el FAT corresponde a la Fórmula N° 17 definida en el numeral 7.5 del Procedimiento de Reajuste3.
3 “7.5 Cálculo del factor de ajuste total (FAT) El factor FAT es el que actualiza la Tarifa Única de Distribución por cada categoría tarifaria. El cálculo del FAT se efectuará con la fórmula que se indica a continuación:
% 2 % 1FAT PTD FA PGP FA ………. Fórmula Nº 17 Donde: FAT = Factor de Ajuste Total
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4.1 Factor de Ajuste Tarifario Asociado a la Promoción (FA1)
Este factor de ajuste considera las variaciones que existen en el componente de Gasto de Promoción que corresponde a la aplicación del efecto del Mecanismo de la Promoción4, el mismo que se evalúa de manera trimestral. Para ello, se calcula un Saldo de Balance de la Promoción, cuyo resultado es la resta de los Ingresos menos los Gastos de Promoción (para ambos casos se considera datos reales y proyectados) y su comparación con los ingresos proyectados del mencionado mecanismo de tal forma que permite determinar el factor FA1.
La actualización de la TUD por efecto del Mecanismo de la Promoción, procede cuando el saldo del balance de promoción se encuentra en déficit o superávit, entendiéndose por superávit cuando lo recaudado por el fondo de promoción supera a la necesidad de lo requerido por el Mecanismo de Promoción.
Se debe tener en cuenta que, si bien el FA1 forma parte del reajuste de la TUD, para efectos de calcular el reajuste tarifario señalado en el presente informe, el valor que se empleará corresponde al obtenido en el Informe Técnico N° 0176‐2020‐GRT, dado que, en dicho informe, se efectúa la revisión trimestral del Saldo del Balance de la Promoción y el cálculo de los diversos factores relacionados con el Mecanismo de la Promoción. En ese sentido, para el presente informe el valor del FA1 a utilizar es igual a 0,6889.
4.2 Del Factor de Ajuste de Equilibrio Tarifario (FA2)
El FA2 se determina sobre la base de las variaciones que tengan lugar en el lado de la inversión realmente ejecutada y de la demanda de gas natural realmente alcanzada por los clientes del sistema de distribución.
El reajuste tarifario por aplicación de este factor se realiza de acuerdo al resultado del Factor de Cambio en el Costo Medio ‐ FCM. Este factor se calcula teniendo en cuenta los costos anuales de inversión y los ingresos por la demanda de gas natural, y es actualizado luego de finalizar el segundo año de ejecución del Plan Quinquenal.
Así, si el porcentaje de variación significativa del valor base de costo medio resulta superior a 13,7% (en valor absoluto), procederá el reajuste tarifario por aplicación del FA2. En caso que el FCM no resulte superior a 13,7% (en valor absoluto), dicho factor será igual a 1,005 y no procederá el referido reajuste tarifario por aplicación del FA2.
Por otro lado, en el presente Periodo Regulatorio 2018‐2022, dado que Cálidda solicitó en el año 2019 una Actualización del Plan Quinquenal, corresponde considerar en el presente reajuste tarifario el efecto en los valores base de la mencionada actualización,
FA1 = Factor de ajuste tarifario asociado a la promoción FA2 = Factor de ajuste de equilibrio tarifario …”
4 Artículo 112a del Reglamento de Distribución “ …
e. Considere ajustes tarifarios, y el periodo en que se deberán realizar los mismos, para mantener el nivel de la cuenta con saldo positivo. …”
5 Numeral 5.1 del Procedimiento de Reajuste.
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considerando que las inversiones propuestas en el Plan Quinquenal en la regulación tarifaria fueron incrementadas en USD 149,05 MM y junto con ello, la demanda del consumo de gas natural estimada por aplicación del incremento de las inversiones señaladas.
5 Valores base requeridos para el reajuste tarifario
En esta sección se presentan los valores base considerados para el reajuste tarifario, y que forman parte de la base tarifaria aprobada para la TUD de la concesión de Lima y Callao para el periodo 2018 – 2022 y la Actualización del Plan Quinquenal solicitado por Cálidda durante el año 2019.
En ese sentido, los valores son obtenidos de los informes y modelo tarifario que sustentaron la base tarifaria del periodo señalado, así como, los informes y modelo tarifario del reajuste tarifario por la Actualización del Plan Quinquenal.
5.1 Valor Base de Demanda
Se debe señalar que la demanda de gas natural, determinada durante la regulación tarifaria 2018‐2022, está basada en las instalaciones de distribución existentes al primer semestre del 2017, las proyectadas en el segundo semestre del 2017 y según lo establecido en el Plan Quinquenal aprobado mediante la Resolución 055. Es decir, la mencionada demanda se evalúa considerando los posibles nuevos clientes debido a la expansión de las instalaciones de gas natural proyectados, sumados a los clientes que pertenecen a las instalaciones existentes al periodo indicado anteriormente.
En ese contexto, se debe tener en cuenta que la Actualización del Plan Quinquenal aprobado mediante la Resolución 129 y modificada mediante la Resolución 160, modifica el compromiso del concesionario en lo que respecta a la expansión de las instalaciones de gas natural que originalmente fueron aprobadas durante la regulación tarifaria 2018‐2022, y como consecuencia de ello, también se amplía los posibles nuevos clientes que podrían incorporase a la concesión de Lima y Callao.
En razón de lo señalado, a efectos de evaluar el reajuste tarifario, materia del presente informe, se debe indicar que, la demanda de gas natural que se define como demanda base de gas natural, recoge el efecto de la Actualización del Plan Quinquenal, de forma tal que, la demanda base de gas natural sea concordante con la mencionada actualización, utilizada también para el reajuste tarifario, tal como se señala en el numeral 5.2.1 del presente informe.
En ese sentido, a efectos de evaluar el reajuste tarifario, materia del presente informe, en el Cuadro N° 1 se presenta el resumen de la demanda de gas natural considerada como base, la misma que contiene la demanda de gas natural producto de la Actualización del Plan Quinquenal.
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Cuadro N° 1 Demanda estimada en la Base Tarifaria de la TUD (Miles de m3) Categoría Tarifaria
Años del Plan Quinquenal 2018 2019 2020 2021
Categoría A1 96 025 110 620 126 496 141 319 Categoría A2 23 506 36 958 43 868 49 728 Categoría B 54 446 61 991 70 243 77 867 Categoría IP 5 182 5 663 6 141 6 700 Categoría C 295 145 308 548 316 430 325 474 Categoría GNV 750 035 804 747 856 685 906 064 Categoría D 350 874 362 805 374 178 382 507 Categoría E 807 670 869 807 900 216 937 925 Categoría GE 5 932 604 6 024 673 6 067 744 6 098 924
TOTAL 8 315 487 8 585 813 8 762 001 8 926 509
5.2 Valor base de la inversión y el costo medio
5.2.1 Valores Base de la Inversión
Se debe señalar que, en el año 2019, Cálidda solicitó la Actualización del Plan Quinquenal que fuera aprobado mediante la Resolución 055, actualización que se realizó mediante la Resolución 1296. Dicha actualización incorporó al mencionado Plan Quinquenal un monto de USD 149,05 MM, inversión que se encuentra distribuida en los años 2019, 2020 y 2021, mayormente en redes de distribución de baja presión (atención de clientes residenciales). La mencionada actualización corresponde al nuevo compromiso que el concesionario ha adquirido con el desarrollo de la distribución en su concesión, por lo que dichos valores son el nuevo referente para determinar los valores base para efectuar el reajuste tarifario, materia del presente informe.
En ese sentido, la relación de los metrados y la valorización de las inversiones consideradas para determinar los valores base de la inversión, se presentan en el Cuadro N° 2 y en el Cuadro N° 3.
Cuadro N° 2 Metrados considerados para determinar los Valores Base de la Inversión
Grupo Sub Unidad Actualización del Plan Quinquenal Total Grupo 2018 2019 2020 2021 2022
Gasoducto Acero m 56 856 9 824 8 955 13 192 9 590 98 417 PE m 1 022 695 1 292 390 1 577 749 1 436 053 ‐ 5 328 887 Tubería de Conexión
Acero m 283 286 168 469 19 1 225 PE m 237 688 209 585 229 052 250 308 18 633 945 266
Estaciones de
Regulación
ERP Cant. 6 ‐ ‐ ‐ 1 7
City Gate Cant. ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Válvulas Acero Cant. 42 16 14 31 5 108 PE Cant. 409 542 697 797 2 2 447
Obras Especiales
Cruce de Ríos Cant. 1 ‐ ‐ 2 ‐ 3 Hot Tap Cant. 29 10 10 23 3 75
Cruce de Vías Cant. 30 15 27 30 9 111 Otras Cant. 3 1 2 6 ‐ 12
6 La Resolución 129 fue modificada por la Resolución 160, producto del análisis de los recursos de reconsideración presentados contra la Resolución 129.
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Cuadro N° 3 Valorización de los metrados considerados para determinar los Valores Base de la Inversión
(Valores en USD) Grupo Sub Actualización del Plan Quinquenal Total Grupo 2018 2019 2020 2021 2022
Gasoducto Acero 19 910 758 2 464 715 1 847 049 2 476 530 2 299 093 28 998 145 PE 73 710 717 91 731 155 111 764 019 101 832 136 ‐ 379 038 027 Tubería de Conexión
Acero 54 605 59 971 30 159 82 173 3 457 230 365 PE 12 746 971 11 280 544 12 353 534 13 505 614 999 096 50 885 759
Estaciones de
Regulación
ERP 4 577 836 ‐ ‐ ‐ 753 852 5 331 688
City Gate ‐ 1 674 745 ‐ ‐ ‐ 1 674 745
Válvulas Acero 149 236 26 587 35 393 47 975 20 244 279 435 PE 119 657 137 143 148 456 181 803 1 755 588 814
Obras Especiales
Cruce de Ríos 188 259 ‐ ‐ 376 518 ‐ 564 777 Hot Tap 504 768 174 058 174 058 400 334 52 217 1 305 435
Cruce de Vías 364 020 464 237 304 480 332 067 109 206 1 574 010 Otras 402 450 134 150 268 300 804 901 ‐ 1 609 801
Inv. Compl. 107 311 123 635 111 783 44 476 208 717 595 922 Total 112 836 588 108 270 940 127 037 231 120 084 527 4 447 637 472 676 923
5.2.2 Valores Base del Derecho de Conexión (DC)
Con respecto a los ingresos estimados por Derecho de Conexión a ser considerados como valor base, se debe tener en cuenta que, de similar forma a lo ocurrido con la Inversión base y la demanda base de gas natural, que fueran modificadas producto de la Actualización del Plan Quinquenal, el valor base de los ingresos estimados por Derecho de Conexión no solo debe corresponder a lo estimado en la regulación tarifaria, sino que debe recoger el efecto de dicha actualización, puesto que, se están incorporando nuevos clientes que pertenecen a las nuevas zonas de influencia, aprobadas en la Actualización del Plan Quinquenal.
En se sentido, los ingresos estimados por Derecho de Conexión base tienen en cuenta la proyección de clientes a ser conectados, tanto en la base tarifaria de la TUD del periodo regulatorio 2018‐2022, como de aquellos posibles nuevos clientes producto de la Actualización del Plan Quinquenal. Además, debe evaluarse con los cargos unitarios por Derecho de Conexión aprobados. En el Cuadro N° 4 se muestran los valores base de los mencionados ingresos por Derecho de Conexión.
Cuadro N° 4 Valores Base del Derecho de Conexión ‐ DC
Derecho de conexión Unidad
Año 2018 2019 2020 2021
Ingresos por Derecho de conexión Miles USD 8 936 7 330 7 241 7 628
5.2.3 Valores Base del Pago Adelantado (PAT)
Los ingresos estimados por el adelanto de la Garantía por Red Principal (PAT), considerados en la base tarifaria de la TUD del periodo regulatorio 2018‐2022, se presentan en el Cuadro N° 5.
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Cuadro N° 5 Valores Base del Pago Adelantado (PAT)
Pago Adelantado de la GRP Unidad
Año 2018 2019 2020 2021
Valores Base del PAT Miles USD 1 554 1 554 1 554 1 554
5.2.4 Valores Base del Ingreso Garantizado Anual (IGA)
Los Ingresos Garantizados Anuales (IGA) estimados, considerados en la base tarifaria de la TUD del periodo regulatorio 2018‐2022, se presentan en el Cuadro N° 6.
Cuadro N° 6 Valores Base del Ingreso Garantizado Anual (IGA)
Ingreso Garantizado Anual de la GRP Unidad
Año 2018 2019 2020 2021
Valores Base del IGA Miles USD 10 735 10 735 10 764 10 735
5.3 Valor base del porcentaje del costo de operación y mantenimiento sobre la anualidad acumulada de la Inversión sin incluir el gasto de Promoción
El porcentaje base del costo de operación y mantenimiento sobre la anualidad acumulada de la Inversión sin incluir el gasto de Promoción, se estima como la proporción que resulta de dividir los siguientes componentes: i) los costos de operación y mantenimiento considerados en la base tarifaria de la TUD del periodo regulatorio 2018‐2022, descontando lo asignado al Mecanismo de Promoción; y ii) la anualidad acumulada de la inversión existente y la inversión Proyectada (segundo semestre 2017 + Plan Quinquenal). Dicha evaluación es determinada para cada año del Periodo Regulatorio vigente. Dichos porcentajes base por año se muestran en el Cuadro N° 7.
Cuadro N° 7 Valores Base del Porcentaje de Costos de Operación y Mantenimiento (%COyM)
Valor Base de %COyM Año 2 018 2 019 2 020 2 021 Porcentaje Base del Costo de OPEX sobre la anualidad acumulada de la Inversión sin gasto de Promoción
37,52% 37,34% 36,67% 35,63%
6 Determinación de los Costos de Inversión y el Derecho de Conexión reales
6.1 Costos de Inversión Actualizados
La inversión real consta de dos partes, la primera de ellas, corresponde a la inversión acumulada ejecutada hasta la finalización del segundo año (año 2019) del periodo regulatorio vigente, y la segunda parte corresponde a los valores proyectados de la base tarifaria, acumulados al cierre de los años 3 y 4 del período regulatorio vigente, dicho criterio descrito es en concordancia con lo establecido en el literal a) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste
Por ello, para evaluar la primera parte, antes mencionada, se recopiló la información del inventario de las instalaciones de distribución de gas natural hasta el año 2019, proporcionada por Cálidda a Osinergmin, en cumplimiento del Procedimiento VNRGN.
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Asimismo, se incluye la información respecto a los ingresos por Derechos de Conexión para los dos primeros años de vigencia del Plan Quinquenal, incluido su actualización respectiva.
En ese sentido, según la información proporcionada por Cálidda, las instalaciones existentes a junio del 2017 y ejecutadas en el periodo comprendido entre julio del 2017 y diciembre del 2019 (años 1 y 2 en las inversiones proyectadas), son las que se resumen desde el Cuadro N° 8 hasta el Cuadro N° 12.
Cabe señalar que, para la valorización de las instalaciones señaladas en los cuadros referidos, se utilizó los costos de las partidas obtenidas del Baremo de Costos7 utilizado en la regulación tarifaria de la TUD del periodo 2018‐2022.
Cuadro N° 8 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022
Redes de Acero Diámetro Unidad Existente a Ejecutado Total Jun‐17 2017 2018 2019 Ejecutado 2 1/2 " m 9 509 93 178 2 273 3 " m 65 051 3 177 9 705 1 802 14 684 4 " m 62 066 1 431 4 986 783 7 200 6 " m 57 075 5 024 4 919 1 833 11 776 8 " m 78 246 10 238 7 020 8 749 26 007 10 " m 58 258 3 391 5 835 8 651 17 877 12 " m 31 095 2 002 8 166 6 058 16 226 14 " m 12 016 12 091 1 12 091 16 " m 24 222 0 20 " m 65 318 3 708 3 708 30 " m 35 449 0
TOTAL m 498 303 29 063 52 900 27 879 109 842
Cuadro N° 9 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022
Redes de Polietileno Diámetro Unidad Existente a Ejecutado Total Jun‐17 2017 2018 2019 Ejecutado 20 mm m 26 032 1 846 4 365 5 576 11 787 32 mm m 5 329 657 357 188 794 763 1 001 394 2 153 345 63 mm m 1 058 329 157 170 292 900 361 336 811 405 90 mm m 65 832 2 145 2 713 3 693 8 551 110 mm m 222 837 15 096 40 126 48 809 104 031 160 mm m 185 846 14 759 29 715 20 950 65 423 200 mm m 309 223 39 799 74 336 76 164 190 299 TOTAL m 7 197 756 588 001 1 238 919 1 517 921 3 344 841
7 Baremo de costo; relación de costos unitarios por cada tipo de instalación gas natural existente y proyectada
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Cuadro N° 10 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022
Tubería de conexión de Acero Diámetro Unidad Existente a Ejecutado Total Jun‐17 2017 2018 2019 Ejecutado 2 1/2 " m 2 702 145 123 40 308 3 " m 3 574 188 172 354 713 4 " m 818 16 8 89 112 6 " m 174 13 30 10 53 8 " m 116 8 0 8 10 " m 33 0 12 " m 0 2 2 14 " m 31 0 16 " m 51 0
TOTAL m 7 499 362 340 495 1 197
Cuadro N° 11 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022
Tubería de conexión de Polietileno Diámetro Unidad Existente a Ejecutado Total Jun‐17 2017 2018 2019 Ejecutado 20 mm m 1 433 159 172 314 433 322 496 479 1 102 114 32 mm m 19 087 7 459 4 664 6 943 19 067 40 mm m 0 0 3 0 3 63 mm m 1 594 922 157 15 1 094 90 mm m 59 72 9 81 110 mm m 202 7 25 32 160 mm m 89 1 0 1 200 mm m 48 0 TOTAL m 1 454 238 180 776 438 180 503 437 1 122 393
Cuadro N° 12 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022
Estaciones de Regulación Tipo Presión Existente a Ejecutado Total Jun‐17 2017 2018 2019 Ejecutado ERP 150/100 1 0 1 0 1 ERP 150/50 0 1 0 0 1 ERP 50/19 4 1 0 1 2 ERP 50/10 11 0 1 0 1 ERP 50/5 7 1 1 0 2 ERP 19/10 1 0 0 0 0 ERP 19/5 3 0 4 0 4 ERP 10/5 5 0 1 0 1
CITY GATE 150/50 3 1 0 0 1 TOTAL 35 4 8 1 13
En el Cuadro N° 13 se muestra los metrados de válvulas de acero y polietileno que se han ejecutado hasta el año 2 de la Actualización del Plan Quinquenal y en el Cuadro N° 15 se muestra la relación de Obras especiales por periodo que se han ejecutado hasta el año 2 de la Actualización del Plan Quinquenal.
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Cuadro N° 14 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022
Válvulas Tipo Material Existente a Ejecutado Total Jun‐17 2017 2018 2019 Ejecutado
Válvulas Acero 1 087 56 84 56 196 Válvulas Polietileno 4 840 334 950 1 030 2 314
Cuadro N° 15 Resumen de metrados existentes y ejecutados al año 2 del periodo regulatorio 2018‐2022 ‐
Obras Especiales Tipo Unidad Existente a Ejecutado Total Jun‐17 2017 2018 2019 Ejecutado
Cruce de Rios U 18 0 2 0 2 Cruce de Vias U 407 40 56 21 117
Hot Tap U 343 25 34 30 89 Otras Obras Especiales U 54 0 6 7 13
TOTAL 822 65 98 58 221
En el Cuadro N° 16 se resume la valorización de los metrados existentes a junio 2017 y ejecutados hasta el año 2 (año 2019) de la Actualización del Plan Quinquenal.
Cuadro N° 16 Resumen de valorización de las instalaciones existentes y ejecutadas al año 2 del periodo
regulatorio 2018‐2022 Grupo SubGrupo Unidad Existente a junio 2017 2017S2 2018 2019
Gasoducto Acero USD 228 217 552 10 218 337 17 385 118 9 203 172 PE USD 486 005 023 46 070 711 89 705 271 105 687 785
Tubería de Acero USD 1 951 392 62 735 61 659 87 231 Conexión PE USD 81 160 623 10 022 600 19 226 973 26 903 346
Estaciones de ERP USD 24 788 372 678 295 5 664 998 723 225 Regulación City Gate USD 35 848 889 3 816 000 0 Válvulas Acero USD 6 550 135 69 754 188 383 149 367
PE USD 1 407 013 113 498 304 906 314 494 Cruce de Ríos USD 3 616 365 0 376 518
Obras Hot Tap USD 5 459 971 417 746 591 804 549 676 Especiales Cruce de Vías USD 4 258 756 485 360 697 937 310 072
Otras USD 10 362 354 ‐1 912 753 745 353 Inv. Complementarias USD 12 726 322 750 614 2 115 220 2 114 934 Total Inversión USD 902 352 767 72 705 651 137 231 540 146 788 655
Asimismo, según lo reportado por Cálidda y considerado la Base Tarifaria del periodo 2018‐2022, las inversiones complementarias acumuladas a junio 2017 ascendían a USD 12,7 MM. Por ello, en el Cuadro N° 17 se presenta el resumen de las Inversiones Complementarias ejecutadas hasta el año 2019 de la Actualización Plan Quinquenal.
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Cuadro N° 17 Resumen de valorización de las Inversiones Complementarias existentes y ejecutadas al año
2 del periodo regulatorio 2018‐2022 Grupo Ejecutado 2017 2018 2019
Equipos y vehículos de transporte y carga 731 737 Equipos de almacén, maestranza, medición y control 38 325 131 187 161 145 Equipos de comunicación 23 785 34 310 295 759 Equipos de oficina 48 332 42 695 51 718 Equipos de computación 606 093 1 123 952 1 596 418 Otros equipos 34 079 51 340 9 893
TOTAL 750 614 2 115 220 2 114 934
6.2 Ingreso por Derecho de Conexión de los años 1 y 2
Los valores reales al año 2 de los ingresos por Derechos de Conexión, de acuerdo a la información remitida por Cálidda, se muestran en el Cuadro N° 18.
Cuadro N° 18 Ingresos por Derechos de Conexión (DC) – USD
Mes Año 2018 2019 Enero 897 760 568 858 Febrero 766 270 1 361 847 Marzo 922 641 1 205 989 Abril 690 466 1 108 687 Mayo 826 173 778 445 Junio 567 653 716 025 Julio 938 975 656 554 Agosto 1 390 128 747 010 Setiembre 1 111 249 624 907 Octubre 1 187 423 575 729 Noviembre 1 514 365 3 016 912 Diciembre 840 554 934 509 Total 11 653 656 12 295 474
6.3 Consideraciones para evaluar la inversión
La determinación de los costos de inversión a considerarse en el presente informe, en virtud de lo dispuesto en los numerales 4.1 y 7.3 del Procedimiento de Reajuste, tiene en cuenta los siguientes criterios:
1) Para la valorización de las instalaciones se utilizaron los costos unitarios de la regulación tarifaria vigente 2018‐2022.
2) Para efectos de evaluar la inversión acumulada y su correspondiente anualidad, se retira la inversión asociada a la red principal, ver Cuadro N° 38, y se incorpora el IGA asociado a esta.
3) Se retiran las instalaciones asociadas a la modificación de las redes del Aeropuerto Internacional Jorge Chávez, en razón a que dichas obras forman parte de la Red Principal y no constituyen una ampliación adicional de la Red Principal.
4) A efectos de mantener el compromiso de inversión propuesto por el Concesionario en el Plan Quinquenal vigente, las inversiones no ejecutadas en el
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año 2019 están siendo incorporadas en su totalidad en el año 2021, dado que según el cronograma planteado por Cálidda en el Plan Anual 2020, la concesionaria no propone ejecutar redes pendientes del año 2019 en el referido año.
Sin embargo, para efectos de liquidaciones futuras, el referido traslado de inversiones no debe ser considerado como una reprogramación de las inversiones dejadas de ejecutar en su oportunidad. Se debe señalar que las inversiones no ejecutadas del año 2018 ya fueron incorporadas en el reajuste tarifario efectuado por la Actualización del Plan Quinquenal, por lo que dichas inversiones se excluyen del presente reajuste.
En ese sentido, considerando lo señalado en los criterios anteriormente indicados, en el Cuadro N° 19 se presenta la Inversión de la Red Principal, en el Cuadro N° 20 se muestra la Inversión Base sin Red Principal que se utilizará para el cálculo del FCM y en el Cuadro N° 21 la Inversión a considerarse en el reajuste tarifario excluyendo la Red Principal.
Cuadro N° 19 Inversiones Existentes de la Red Principal en Miles de USD
RED PRINCIPAL Existente 2017 Gasoducto
Acero 74 586 Tubería de Conexión
Acero 160 Estaciones de Regulación
City Gate 9 820 ERPs 1 434
Obras Especiales Cruce de Rio 1 218 Túnel Liner 2 541 Cruce Cond. Especial 0 Válvulas 912
Inversiones Complementarias 1 842 Total Red Principal 92 513 Elaboración propia.
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Cuadro N° 20 Inversión Existente y Plan Quinquenal de Inversiones Vigente, en Miles de USD
(sin Red Principal)
OTRAS REDES Existente 1 2 3 4 2017 (*) 2018 (**) 2019 2020 2021 Gasoducto
Acero 153 631 37 088 2 465 1 847 2 477 PE 486 005 116 394 91 731 111 764 101 832
Tubería de Conexión Acero 1 791 117 60 30 82 PE 81 161 16 231 11 281 12 354 13 506
Estaciones de Regulación City Gate 26 029 3 816 1 675 0 0 ERPs 23 356 9 618 0 0 0
Obras Especiales Cruce de Rio 2 398 377 0 0 377 Hot Tap 5 460 870 174 174 400 Cruce de vias 4 259 631 464 304 332 Otras 7 821 402 134 268 805
Válvulas 7 045 527 164 184 230 Inversiones Complementarias 12 726 107 124 112 44 Total Otras Redes 811 682 186 178 108 271 127 037 120 085 Elaboración propia. (*) Valor Nuevo de Remplazo (VNR) sin Red Principal a junio de 2017 (**) Incluye lo ejecutado en el II semestre de 2017.
Cuadro N° 21 Inversión a Considerar en el Reajuste Tarifario, en Miles de USD
(sin Red Principal)
OTRAS REDES Existente 1 2 3 4 2017 (*) 2018 (**) 2019 2020 2021 Gasoducto
Acero 153 631 26 607 9 203 1 847 5 790 PE 486 005 135 776 105 688 111 764 121 164
Tubería de Conexión Acero 1 791 124 87 30 93 PE 81 161 29 250 26 903 12 354 13 506
Estaciones de Regulación City Gate 26 029 3 816 0 0 0 ERPs 23 356 6 343 723 0 0
Obras Especiales Cruce de Río 2 398 377 0 0 377 Hot Tap 5 460 1 010 550 174 400 Cruce de vías 4 259 1 183 310 304 632 Otras 7 821 913 745 268 805
Válvulas 7 045 677 464 184 248 Inversiones Complementarias 12 726 2 866 2 115 112 44 Total Otras Redes 811 682 208 941 146 789 127 037 143 058 Elaboración propia. (*) Valor Nuevo de Remplazo (VNR) sin Red Principal a junio de 2017 (**) Incluye inversiones realmente ejecutadas en el II semestre de 2017.
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7 Demanda de distribución de gas natural
7.1 Consideraciones Generales
La finalidad del reajuste tarifario a la mitad del Periodo Regulatorio, es revisar y analizar los pronósticos de demanda de los años 1 y 2 y contrastarlas con lo realmente ocurrido, a efectos de determinar si es necesario el reajuste de la TUD. Es así que, un reajuste puede ocurrir cuando existe una variación significativa en la demanda de gas natural producto del ingreso o retiro de un gran cliente o grupo de clientes; o que la demanda de dichos clientes se haya reducido o ampliado considerablemente; ya sea que estos pertenezcan a las zonas que cuentan con instalaciones de gas natural (redes existentes), o que pertenezcan a aquellas zonas en que se proyecta ejecutar instalaciones de distribución (Plan Quinquenal).
En ese sentido, el ingreso o retiro de demanda impacta directamente en la recaudación del servicio de Distribución, pudiendo conllevar a incrementar o reducir la tarifa cuando exista déficit o sobre ingresos en la recaudación, claro está, siempre y cuando que el efecto de variación permita sobrepasar el umbral definido como variación significativa (+/‐ 13,7%).
Asimismo, tal como se ha indicado en el numeral 5.1 del presente informe, para efectos de evaluar el reajuste tarifario, materia del presente informe, se debe considerar en la evaluación de la demanda base el efecto de la Actualización del Plan Quinquenal, dado que, el nivel de compromiso que adquirió el concesionario sobre la expansión de las instalaciones de distribución aprobado durante la regulación tarifaria, han sido ampliados.
En ese sentido, en el marco del proceso de Actualización del Plan Quinquenal, la demanda total aplicable al reajuste tarifario será determinada considerando: i) la variable de demanda de acuerdo a lo dispuesto por el literal b)8 del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste, y, ii) la demanda de gas natural asociada a la Actualización del Plan Quinquenal.
7.2 Cálculo de la demanda aplicable al reajuste
7.2.1 Demanda Base de Gas Natural
En lo que respecta a la proyección de la demanda base de gas natural, requerida para el cálculo de los factores de reajuste, tal como se indicó en el numeral 5.1 del presente informe, se utilizan valores que fueron evaluados según la Actualización del Plan Quinquenal. Por ello en el Cuadro N° 22 se presenta la demanda base por categoría tarifaria en valores nominales y su respectiva actualización.
8 “b) Variable de demanda de gas natural: Con excepción de la categoría A se utilizará las demandas por categorías tarifarias
efectivamente ocurridas en los años 1 y 2. Asimismo, se utilizará las demandas proyectadas para los años 3 y 4, según la nueva tendencia de crecimiento de los dos años anteriores, con excepción de la Categoría A y GE. Para el caso de la Categoría A, se utilizará como mínimo el valor de las demandas proyectadas consideradas en el cálculo tarifario. Para el caso de la Categoría GE, la proyección de la demanda para los años 3 y 4, se hará en función del número de clientes proyectados y de sus consumos individuales estimados para dichos años. El período de evaluación de la Demanda debe ser el mismo que el considerado para la evaluación de las inversiones. (…)”
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Cuadro N° 22 Demanda Base de Gas Natural para la evaluación del reajuste tarifario (Miles de m3)
CATEGORÍA Años Acumulado de los Años 1 al 4
2018 2019 2020 2021 Valor Nominal de la Demanda Valor Presente de la Demanda
A1 96 025 110 620 126 496 141 319 474 460 374 396 A2 23 506 36 958 43 868 49 728 154 059 119 881 B 54 446 61 991 70 243 77 867 264 547 209 030 IP 5 182 5 663 6 141 6 700 23 686 18 807 C 295 145 308 548 316 430 325 474 1 245 598 996 463
GNV 750 035 804 747 856 685 906 064 3 317 531 2 642 370 D 350 874 362 805 374 178 382 507 1 470 363 1 176 754 E 807 670 869 807 900 216 937 925 3 515 618 2 805 939 GE 5 932 604 6 024 673 6 067 744 6 098 924 24 123 945 19 361 266
TOTAL 8 315 487 8 585 813 8 762 001 8 926 509 34 589 808 27 704 906 Elaboración propia.
7.2.2 Demanda Real de Gas Natural
Para evaluar la demanda real se ha tomado en consideración lo señalado en el literal b) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste.
En ese sentido, en el Cuadro N° 23 se presenta el resumen de la demanda real en valores nominales por cada categoría y sus valores totales actualizados, los cuales se emplearán para determinar el reajuste tarifario materia del presente informe.
Cuadro N° 23 Demanda real de Gas Natural para la evaluación del reajuste tarifario (Miles de m3)
CATEGORÍA Años Acumulado de los Años 1 al 4
2018 2019 2020 2021 Valor Nominal de la Demanda Valor Presente de la Demanda
A1 96 025 110 620 126 496 141 319 474 460 374 396 A2 23 506 36 958 43 868 49 728 154 059 119 881 B 42 543 48 138 54 469 61 632 206 782 163 294 IP 3 754 3 904 4 060 4 223 15 941 12 740 C 304 500 307 055 309 631 312 229 1 233 415 990 012
GNV 651 702 659 117 666 617 674 203 2 651 639 2 127 474 D 275 826 265 265 255 108 245 339 1 041 538 841 602 E 798 472 738 406 682 859 631 490 2 851 226 2 316 559 GE 5 875 667 5 881 133 5 599 175 5 611 725 22 967 700 18 505 728
TOTAL 8 071 995 8 050 596 7 742 282 7 731 887 31 596 760 25 451 685
A continuación, se detalla la evaluación de la demanda real de gas natural a ser utilizadas para el reajuste tarifario, materia del presente informe para cada categoría tarifaria.
7.2.2.1 Demanda de la Categoría A
La demanda de la Categoría A la integran clientes con consumos hasta 300 m3/mes, dicha categoría esta segmentada en A1 siendo estos clientes con consumo de hasta 30 m3/mes y la Categoría A2 con consumo entre 31 m3/mes a 300 m3/mes; los clientes que integran la Categoría A son en su mayoría clientes residenciales y comercios pequeños.
El literal b) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste define una metodología diferenciada para la determinación de la demanda en las categorías relacionadas con
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la Categoría A, estableciendo lo siguiente: “Para el caso de la Categoría A, se utilizará como mínimo el valor de las demandas proyectadas consideradas en el cálculo tarifario…”, en razón de lo indicado, el cálculo de la demanda de gas natural de las categorías A1 y A2 han sido determinadas siguiendo el criterio establecido en el Procedimiento de Reajuste.
En el Cuadro N° 24 y el Cuadro N° 25 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada, correspondiente a las categorías A1 y A2 respectivamente. Así mismo en el Cuadro N° 26 se presentan la demanda base, la demanda real y la demanda proyectada de la Categoría A.
Cuadro N° 24 Demanda acumulada Categoría A1, en Miles m3
Años 2018 2019 2020 2021 Base 96 025 110 620 126 496 141 319 Real 85 380 107 669
Proyectado 126 496 141 319
Cuadro N° 25 Demanda acumulada Categoría A2, en Miles m3
Años 2018 2019 2020 2021 Base 23, 06 36,958 43,868 49,728 Real 28 656 35,382
Proyectado 43,868 49,728
Cuadro N° 26 Demanda acumulada Categoría A, en Miles m3
Años 2018 2019 2020 2021 Base 119,531 147,579 170,363 191,047 Real 114,036 143,051
Proyectado 170,363 191,047
Sin embargo, dado que existe un criterio específico para el cálculo de la demanda de gas natural de las categorías relacionadas con la categoría A. En el Cuadro N° 27 se muestra la demanda base y la demanda real‐proyectada que se utilizará para el reajuste tarifario, correspondiente a la Categoría A. De igual forma en el Gráfico N° 1 se presenta gráficamente la información del Cuadro N° 27.
Cuadro N° 27 Demanda acumulada Categoría A, en Miles m3
Años 2018 2019 2020 2021 Base 119,531 147,579 170,363 191,047 Real -
Proyectada 119,531 147,579 170,363 191,047
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Gráfico N° 1 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría A
7.2.2.2 Demanda de la Categoría GE
La Categoría GE, corresponde a la Generación Eléctrica y una categoría especial que no depende de un rango de consumo, sino del destino al cual está dirigido el gas natural, los consumidores son generadores eléctricos que abastecen de energía a empresas de distribución eléctrica que brindan el servicio público y a clientes libres de electricidad.
En el literal b) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste se define una metodología diferenciada para la determinación de la demanda de la Categoría GE, estableciendo lo siguiente: “…Para el caso de la Categoría GE, la proyección de la demanda para los años 3 y 4, se hará en función del número de clientes proyectados y de sus consumos individuales estimados para dichos años.”, en tal sentido se ha determinado la demanda de gas natural de la Categoría GE siguiendo dicho criterio.
Como hecho relevante en el presente reajuste tarifario, se debe indicar la reducción de la Capacidad Reservada Diaria (CRD)9 de transporte del TGP y de la Capacidad Contratada (CC)10 de distribución de las empresas generadoras Kallpa11 y Enel12, lo que ha generado una reducción de la demanda proyectada de gas natural para los años 2020 y 2021.
En el siguiente cuadro y gráfico se muestra la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada, correspondiente a la Categoría GE.
9 CRD: Capacidad Reservada Diaria, la cual contratada con el Transportista de Gas Natural. 10 CC: Capacidad Contratada, la cual es contratada con el Distribuidor de Gas Natural. 11 Contrato de Transporte Firme de fecha 14/04/2014 y 1ra Adenda al Contrato de Transporte de fecha 28/08/2018. 12 3ra Adenda al Contrato de Transporte de fecha 10/08/2010.
‐
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
2018 2019 2020 2021
Miles m3
Base Real Proyectado
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Cuadro N° 28 Demanda acumulada Categoría GE, en Miles m3 Años 2018 2019 2020 2021 Base 5,932,604 6,024,673 6,067,744 6,098,924 Real 5,875,667 5,881,133
Proyectado 5,599,175 5,611,725
Gráfico N° 2 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría GE
7.2.2.3 Demanda de la Categoría B
La demanda de la Categoría B la integran clientes con consumos entre 301 m3/mes a 17 500 m3/mes, los cuales son en su mayoría comercios pequeños. En el Cuadro N° 29 y en el Gráfico N° 3 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada según la tendencia de los años 1 y 2, correspondiente a la Categoría B.
Cuadro N° 29 Demanda acumulada Categoría B, en Miles m3 Años 2018 2019 2020 2021 Base 54,446 61,991 70,243 77,867 Real 42,543 48,138
Proyectado 54,469 61,632
‐
1 000 000
2 000 000
3 000 000
4 000 000
5 000 000
6 000 000
7 000 000
2018 2019 2020 2021
Miles m3
Base Real Proyectado
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Gráfico N° 3 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría B
7.2.2.4 Demanda de la Categoría Instituciones Públicas (IP)
La Categoría IP, es una categoría especial la cual no depende de un rango de consumo, sino del tipo de cliente siendo estas las instituciones del sector público. Asimismo, tal como lo establece el literal b) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste para la proyección se debe evaluar a través de la tendencia de los años 1 y 2 del Periodo Regulatorio, dado que no particulariza su evaluación para dicha categoría especial. En el Cuadro N° 30 y el Gráfico N° 4 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada, correspondiente a la Categoría IP.
Cuadro N° 30 Demanda acumulada Categoría IP en Miles de m3
Años 2018 2019 2020 2021 Base 5,182 5,663 6,141 6,700 Real 3,754 3,904
Proyectado 4,060 4,223
Gráfico N° 4 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría IP
‐ 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 70 000 80 000 90 000
2018 2019 2020 2021
Miles m3
Base Real Proyectado
‐ 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000
2018 2019 2020 2021
Miles m3
Base Real Proyectado
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7.2.2.5 Demanda de la Categoría C
La demanda de la Categoría C la integran clientes con consumos entre 17 501 m3/mes a 300 000 m3/mes, los cuales en su mayoría son industrias pequeñas o comercios medianos. En el Cuadro N° 31 y en el Gráfico N° 5 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada según la tendencia de los años 1 y 2, correspondiente a la Categoría C.
Cuadro N° 31 Demanda acumulada Categoría C en Miles de m3
Años 2018 2019 2020 2021 Base 295,145 308,548 316,430 325,474 Real 304,500 307,055
Proyectado 309,631 312,229
Gráfico N° 5 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría C
7.2.2.6 Demanda de la Categoría Gas Natural Vehicular (GNV)
La Categoría GNV, es una categoría especial que no depende de un rango de consumo, dicha categoría está conformada por la demanda de los vehículos que conforman el parque automotor que utiliza gas natural. Asimismo, tal como lo establece el literal b) del numeral 4.1.4 del Procedimiento de Reajuste para la proyección se debe evaluar a través de la tendencia de los años 1 y 2 del Periodo Regulatorio, dado que no particulariza su evaluación para dicha categoría especial. En el Cuadro N° 32 y en el Gráfico N° 6 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada, correspondiente a la Categoría GNV.
Cuadro N° 32 Demanda acumulada Categoría GNV en Miles de m3
Años 2018 2019 2020 2021 Base 750,035 804,747 856,685 906,064 Real 651,702 659,117
Proyectado 666,617 674,203
‐
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
300 000
350 000
2018 2019 2020 2021
Miles m3
Base Real Proyectado
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Gráfico N° 6 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría GNV
7.2.2.7 Demanda de la Categoría D
La demanda de la Categoría D la integran clientes con consumos entre 300 001 a 900 000 m3/mes, los cuales son en su mayoría clientes industriales medianos o grandes comercios. En el Cuadro N° 33 y en el Gráfico N° 7 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada según la tendencia de los años 1 y 2, correspondiente a la Categoría D.
Cuadro N° 33 Demanda acumulada Categoría D en Miles de m3
Años 2018 2019 2020 2021 Base 350,874 362,805 374,178 382,507 Real 275,826 265,265
Proyectado 255,108 245,339
Gráfico N° 7 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría D
‐ 100 000 200 000 300 000 400 000 500 000 600 000 700 000 800 000 900 000
1 000 000
2018 2019 2020 2021
Miles m3
Base Real Proyectado
‐ 50 000
100 000 150 000 200 000 250 000 300 000 350 000 400 000 450 000
2018 2019 2020 2021
Miles m3
Base Real Proyectado
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7.2.2.8 Demanda de la Categoría E
La demanda de la Categoría E la integran clientes con consumos superiores a 900 000 m3/mes, los cuales son en su mayoría grandes clientes industriales, y en algunos casos dichos clientes cuentan con contratos de Capacidad Contratada con el Distribuidor. En el Cuadro N° 34 y el Gráfico N° 8 se muestran la demanda base, la demanda real de los años 2018 y 2019, y la demanda proyectada según la tendencia de los años 1 y 2, correspondiente a la Categoría E.
Cuadro N° 34 Demanda acumulada Categoría E en Miles de m3
Años 2018 2019 2020 2021 Base 807,670 869,807 900,216 937,925 Real 798,472 738,406
Proyectado 682,859 631,490
Gráfico N° 8 Demanda a ser considerada en el Reajuste – Categoría E
8 Determinación del Reajuste de la Tarifa Única de Distribución
8.1 Factor de Cambio en el Costo Medio (FCM)
A fin de evaluar el FA2, factor que permite reajustar la tarifa que recupera el costo total de la distribución, es requerido conocer la magnitud de cambio que presenta el costo medio actualizado (Costo Medio revisado en el año 2) y el ingreso que representa las ventas de gas natural en cada categoría tarifaria (Ingreso Medio revisado en el año 2), tal como lo señala el numeral 7 del Procedimiento de Reajuste.
Se debe señalar que la evaluación FCM permite definir el nivel de impacto que presenta la variación de la inversión y demanda respecto a lo ocurrido hasta el año 2 del periodo regulatorio vigente, es decir, que dicho factor define si las variaciones resultantes se deben considerar como significativas o no. Para ello, el FCM, debe resultar en un valor que se encuentre fuera del rango de ‐13,70% a +13,70%, a efectos que proceda el reajuste tarifario de la TUD, en caso contrario el FCM será igual a uno (Numeral 5.1 del
‐ 100 000 200 000 300 000 400 000 500 000 600 000 700 000 800 000 900 000
1 000 000
2018 2019 2020 2021
Miles m3
Base Real Proyectado
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Procedimiento de Reajuste) y no procederá el referido reajuste tarifario por aplicación del FA2 (para fines prácticos el FA2 es igual a 1,00).
A continuación, se desarrolla el cálculo del Ingreso Medio revisado en el año 2 (IM2) y del Costo Medio revisado en el año 2 (CM2), necesarios para determinar el valor de FCM.
8.1.1 Calculo del Ingreso Medio revisado en el año 2 (IM2)
Se debe tener en cuenta que el factor IM2 se calcula utilizando la Fórmula N° 6 del Procedimiento de Reajuste; cuyo resultado, corresponde a la totalidad de los ingresos actualizados que el concesionario a percibido y obtendrá por el concepto de la TUD durante el periodo regulatorio 2018‐2022, descontado los ingresos provenientes del Mecanismo de Promoción.
Para ello, se utiliza la demanda real por cada categoría tarifaria evaluada en el numeral 7.2.2 del presente informe, la misma que se multiplica por la TUD sin el componente del Mecanismo de la Promoción, para luego, dicho resultado debidamente actualizado dividirlo entre la demanda real también actualizada.
En el Cuadro N° 35 se presenta la TUD sin el efecto del Mecanismo de Promoción, segmentado por año y por Categoría Tarifaria. Asimismo, en el Cuadro N° 36 se presenta el resultado de los ingresos actualizados.
Cuadro N° 35 TUD sin el componente del Mecanismo de Promoción (USD/Mil m3)
Categoría Tarifaria
Años 2018 2019 2020 2021
A1 208,42 227,53 227,53 227,53 A2 163,57 178,57 178,57 178,57 B 83,15 90,77 90,77 90,77 IP 46,51 50,77 50,77 50,77 C 42,35 46,23 46,23 46,23
GNV 35,82 39,11 39,11 39,11 D 31,42 34,30 34,30 34,30 E 20,56 22,44 22,44 22,44 GE 14,82 16,18 16,18 16,18
Cuadro N° 36 Ingresos reales por la Distribución clasificado por categorías, valores en USD
Categoría Tarifaria
Ingresos reales al año 2 y proyectados al año 4 Valor Nominal del
Ingreso
Valor Presente del
Ingreso 2018 2019 2020 2021
A1 20 013 726 25 169 537 28 781 716 32 154 424 106 119 402 83 452 683 A2 3 844 837 6 599 582 7 833 363 8 879 828 27 157 610 21 073 897 B 3 537 328 4 369 497 4 944 124 5 594 321 18 445 270 14 515 742 IP 174 593 198 222 206 146 214 388 793 350 631 685 C 12 895 805 14 196 306 14 315 419 14 435 532 55 843 062 44 654 772
GNV 23 346 946 25 777 576 26 070 894 26 367 549 101 562 965 81 181 191 D 8 665 979 9 098 288 8 749 910 8 414 872 34 929 048 28 115 232 E 16 416 419 16 573 420 15 326 667 14 173 701 62 490 207 50 572 592 GE 87 080 073 95 152 613 90 590 734 90 793 785 363 617 205 291 865 456
TOTAL 175 975 705 197 135 040 196 818 973 201 028 400 770 958 119 616 063 249
Como se aprecia en el Cuadro N° 37, el Ingreso Medio revisado al año 2 resulta ser igual a 24,21 US$/mil m3:
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Cuadro N° 37 Ingreso Medio revisado en el año 2 Factor Valor Unidad
Ingreso Actualizado 616 063 249 USD Demanda Actualizada 25 451 685 Mil m3
IM2 24,21 USD/Mil m3
8.1.2 Calculo del Costo Medio revisado en el año 2 (CM2)
Para el cálculo del CM2 se requiere la Anualidad Acumulada del Costo de Inversión Actualizada, la misma que se determina a partir de la Inversión real acumulada año por año sin incluir la Red Principal y en base a un factor de recuperación de la inversión calculado a 30 años y una tasa de actualización de 12%. Los resultado de dicha anualidad se presentan en el Cuadro N° 38.
Cuadro N° 38 Anualidad Inversión Real Acumulada sin Red Principal, en Miles de USD
Ítem Año 2018 2019 2020 2021 Gasoducto
Acero 22 376 23 518 23 747 24 466 PE 77 190 90 311 104 185 119 227
Tubería de Conexión
Acero 238 249 252 264 PE 13 707 17 047 18 580 20 257
Estaciones de Regulación
City Gate 3 705 3 705 3 705 3 705 ERPs 3 687 3 777 3 777 3 777
Obras Especiales
Cruce de Rio 344 344 344 391 Hot Tap 803 871 893 943 Cruce de vias 676 714 752 830 Otras 1 084 1 177 1 210 1 310
Válvulas 959 1 016 1 039 1 070 Inversión Complementaria
Inversión Complementaria 1 936 2 198 2 212 2 218 Total 126 704 144 927 160 698 178 457
A partir de la Anualidad de la Inversión Acumulada se determinan los costos totales del Concesionario, para ello se emplea la metodología de cálculo señalada en el numeral 7.1 del Procedimiento de Reajuste. En ese sentido, los resultados obtenidos son los siguientes:
Cuadro N° 39 Valorización de Ingresos Actualizados, en Miles de USD
1 2 3 42018 2019 2020 2021
Derecho de Conexión 11 654 12 295 7 270 7 628 38 847 31 992Pago Adelantado (PAT) 1 554 1 554 1 559 1 554 6 221 4 999TOTAL 13 208 13 850 8 829 9 182 45 068 36 991
DC + PAT 13 208 13 850 8 829 9 182 45 068 36 991
INGRESOSAños Acumulado de los Años 1 al 4
Valor Nominal de Ingresos
Valor Presente de Ingresos
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Cuadro N° 40 Valores Actualizados para el cálculo del CM2, en Miles de USD
En ese sentido, a partir de los resultados obtenidos en los cuadros anteriores el Costo Medio revisado al año 2 resulta ser 25,87 USD/mil m3:
Cuadro N° 41 Ingreso Medio revisado en el año 2 Factor Valor Unidad
Costo Total de la Inversión 660 801 484 USD Factor Alpha () ‐2 463 333 USD Costo Total Actualizado 658 338 151 USD Demanda Actualizada 25 451 685 Mil m3
CM2 25,87 USD/Mil m3
8.1.3 Calculo del Factor de Cambio en el Costos Medio (FCM)
Con la determinación del Ingreso Medio al año 2 (IM2) y el Costo Medio al año 2 (CM2), se obtiene el Factor FCM que se muestra en el Cuadro N° 42.
Cuadro N° 42 Factor de Ajuste Tarifario asociado al Costo Medio
Factor Valor Unidad
IM2 24,21 USD/Mil m3 CM2 25,87 USD/Mil m3 FCM ‐6,42% %
Considerando los resultados IM2, CM2, 𝛼 e Inversión, el resultado para el FCM es igual a ‐6,42%. En ese sentido, en virtud de lo establecido en el numeral 5.1 del Procedimiento de Reajuste, dado que el valor absoluto del FCM no supera el límite de 13,7%, no corresponde efectuar el reajuste tarifario en el Periodo Regulatorio 2018‐2022, por lo que, el valor del FA2 es igual 1.
1 2 3 42018 2019 2020 2021
IGA 10 735 10 735 10 764 10 735 42 968 34 528Ampliación Red Principal 0 0 0 0 0 0Otras Redes 126 704 144 926 160 698 178 458 610 786 483 069
Red Acero 25 521 26 873 27 199 28 204City Gate 3 705 3 705 3 705 3 705
ERP 3 687 3 777 3 777 3 777Red PE 91 855 108 373 123 805 140 554
Inv. Complementarias 1 936 2 198 2 212 2 218INGRESOS TOTALES ANUALES 137 439 155 661 171 462 189 193 653 754 517 597% COyM sobre la anualidad de la inversión 37,52% 37,34% 36,67% 35,63%% COyM sobre la anualidad de la inversión 47 546 54 110 58 935 63 578 224 168 177 732COSTO TOTALES DE LA DISTRIBUCIÓN 100% 100% 100% 100% 695 329
α ‐ 2 473 ‐ 3 115 1 935 1 552 ‐ 2 101 ‐ 2 463
Inversión 174 250 199 036 219 633 242 036 834 954 660 801
DemandaR 8 071 995 8 050 596 7 742 282 7 731 887 31 596 760 25 451 685
Componentes del Sistema de Distribución
Años Acumulado de los Años 1 al 4Valor Nominal
de IngresosValor Presente
de Ingresos
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8.2 Cálculo del Factor (FA1)
Tal como se mencionó en el numeral 4.1 del presente informe, la evaluación del FA1 se efectuó en el Informe Técnico N° 0176‐2020‐GRT, en el cual se detalla el cálculo de la revisión trimestral del Saldo del Balance de la Promoción y los diversos factores que corresponden al Mecanismo de la Promoción. En ese sentido, el valor del FA1 que se utilizará en el presente informe es igual a 0,6889.
8.3 Cálculo del Factor de Equilibrio Tarifario (FA2)
Con el fin de evaluar el FA2, factor que permite reajustar la tarifa que recupera el costo total de la distribución, se emplea el FCM evaluado en el numeral 8.1 del presente informe, siendo dicho FCM el que condiciona la fórmula a ser usada para determinar el FA2.
Dado que el resultado de FCM resulta ser ‐6,42%, y no ha superado los límites de +/‐13,70%, dando como resultado para el FA2 igual a 1,0. Por tanto, se concluye que no corresponde efectuar el reajuste tarifario por cambio en el Costo Medio.
8.4 Determinación del Factor de Ajuste Total (FAT)
El cálculo del FAT se realiza de acuerdo a la fórmula citada en el numeral 4 del presente informe. Al respecto podemos señalar lo siguiente:
El factor FA1 es el que se indica en el numeral 8.2 del presente informe.
El factor FA2 es el determinado en la sección 8.3 del presente informe.
Respecto a las proporciones tarifarias %PTD y %PGP, se han considerado los valores vigentes en la regulación al momento de la ejecución del presente proceso de reajuste: (%PTD = 92,57% y %PGP = 7,43%).
Asimismo, se debe señalar que, si bien el numeral 7.5 del Procedimiento de Reajuste señala que se deben considerar las proporciones tarifarias %PTD y %PGP definidas en la regulación tarifaria, se debe tener en cuenta que dichas proporciones han variado por la aplicación del Procedimiento de Liquidación de la Promoción en lo que va del Periodo Regulatorio vigente13. Por lo que resulta necesario evaluar un factor que equilibre los ingresos del concesionario de tal forma que estén en concordancia con las proporciones tarifarias que actualmente
13 Resolución N° 130‐2018‐OS/CD publicada el 27.07.2018 (Liquidación Periodo Regulatorio 2014‐2018) Resolución N° 170‐2018‐OS/CD publicada el 31.10.2018. Resolución N° 015‐2019‐OS/CD publicada el 01.02.2019. Resolución N° 080‐2019‐OS/CD publicada el 27.04.2019. Resolución N° 128‐2019‐OS/CD publicada el 23.07.2019. Resolución N° 129‐2019‐OS/CD publicada el 23.07.2019 (Reajuste por Actualización del Plan Quinquenal). Resolución N° 195‐2019‐OS/CD publicada el 26.10.2019. Resolución N° 007‐2020‐OS/CD publicada el 31.01.2020.
Informe N° 0177‐2020‐GRT Página 32 de 34
se encuentran vigentes14. En ese sentido, el factor de corrección de ingresos resulta igual a 0,9623.
Se debe señalar que como consecuencia del Estado de Emergencia Nacional y el aislamiento social obligatorio debido al brote del COVID‐19, el estado peruano dispuso mediante el Decreto de Urgencia N° 029‐2020‐ PCM, la suspensión, entre otros, de los plazos de inicio y de tramitación de los procedimientos administrativos, hasta el 07 de mayo de 2020 y prorrogado hasta el 10 de junio de 2020, en razón de ello, se prologó el proceso la aprobación del Reajuste Tarifario de la TUD, de tal forma que la aplicación del mencionado reajuste se efectúe desde 15 de junio de 2020.
En base a los resultados señalados, y aplicando la Fórmula N° 17 del Procedimiento de Reajuste, se obtiene lo siguiente: FAT = 0,9400, cuya vigencia será del 15 de junio al 31 de julio de 2020.
9 Determinación de la nueva Alícuota
Como consecuencia de la aplicación del factor de reajuste FAT a la TUD, se obtienen variaciones en las proporciones de la tarifa media que cubren los costos del sistema de distribución y el gasto total de promoción. En consecuencia, se requiere determinar la nueva Alícuota que será aplicable a partir de la entrada en vigencia de los factores de ajuste calculados en el presente documento, es decir a partir del 15 de junio de 2020.
Para dichos fines, se tienen en cuenta los reajustes asociados a la promoción que han tenido lugar des
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