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El Peruano Lima, miércoles 3 de octubre de 2007 354703 La regulación de la Red Principal se efectúa según lo normado en la Ley Nº 27133, su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 040-99-EM y resoluciones de aplicación aprobados por OSINERGMIN. La regulación de la Red de Transporte de gas natural se realiza conforme a lo indicado por el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 041-99-EM y sus modi ficatorias. Para el caso de la concesión de distribución de gas natural en Lima y Callao, existe como parte de los bienes de la concesión la Red Principal de distribución, que consiste en los elementos necesarios para transportar gas natural desde el City Gate de Lurín hasta los diferentes puntos de control según lo señalado en el contrato de concesión. En el caso anterior, el contrato de concesión de fine el término de “Otras Redes” a las instalaciones no comprendidas en la Red Principal de distribución. Por lo tanto, para el caso de la concesión de Lima y Callao, las “Otras Redes” comprenden la Red Común y la Tubería de Conexión, según corresponda. En el caso de las Instalaciones Internas, corresponde al OSINERGMIN regular únicamente las tarifas máximas que puede cobrar el concesionario por concepto de Inspección y Habilitación de la Instalación Interna. Cuando la construcción de la Instalación Interna haya sido efectuada por el Concesionario en forma directa, no corresponde al cliente asumir dicho costo. Dentro de los costos de inversión de la Red Común, Tubería de Conexión y Acometida, se puede incorporar un costo adicional por concepto de pago por permisos municipales y medio-ambientales. El valor máximo a reconocer es de finido por el Regulador. Las tarifas aprobadas por el Regulador son máximas, pudiendo el Concesionario de finir tarifas menores para diversos tipos de clientes, teniendo en cuenta la no discriminación ante la igualdad del servicio y la transparencia y difusión del pliego tarifario. 6.1. Costos comunes de distribución En la determinación de los costos de distribución de gas natural, se deben asignar cada uno de los costos según los aspectos señalados en el numeral anterior. En caso existan costos comunes de distribución estos deben asignarse en función del valor de la inversión. Una vez efectuada la definición de los costos para cada aspecto señalado en el numeral anterior (ítems c, d, e y f), se puede proceder a definir las respectivas tarifas. Como principio general, si el concesionario percibe otros ingresos tarifarios que permiten recuperar parte de los costos de inversión, operación y mantenimiento, de la concesión, se debe descontar dichos ingresos de la totalidad de los costos de la concesión de tal forma que no se perciba un doble ingreso por la respectiva inversión, operación o mantenimiento. En caso la concesión involucre dentro de sus bienes una Red Principal de Transporte y/o Distribución, debe, en primer lugar, estimarse el costo (inversión, operación y mantenimiento) que cubre la respectiva tarifa y que forma parte de los ingresos tarifarios del concesionario, para luego, ser restados de los costos totales del concesionario. 6.2. Tasa de Descuento El Regulador usará la tasa definida en el Reglamento o en el respectivo Contrato. Para cambiar la tasa de descuento, se debe elaborar un estudio de sustento (independiente del estudio tarifario) que demuestre la necesidad del cambio de acuerdo con la metodología establecida en el Reglamento o en el Contrato. En caso el Contrato señale una tasa de descuento sin la respectiva actualización no se efectuará cambio en la tasa. Las variaciones de la tasa de descuento se efectuaran respetando los cambios máximos y mínimos establecidos en el Reglamento o en el Contrato.6.3. Fórmula de Actualización La fórmula de actualización se presentará respetando los índices o factores de reajuste señalados en el Reglamento o en el Contrato. Dichos índices o factores de reajuste deben de respetar los siguientes principios básicos: a) El índice elegido debe ser relevante o explicativo de los cambios en los costos del componente de distribución. Se buscará siempre el índice más aproximado. b) El índice elegido debe provenir de una fuente pública y con fiable de fácil acceso a la mayor parte de los clientes sujetos a regulación de tarifas. La fórmula de actualización debe de permitir reducir la volatilidad en los cambios tarifarios y ser fáciles de aplicar por parte de los consumidores. 6.4. Falta de Presentación de la Propuesta Tarifaria En el caso que el Concesionario no presente oportunamente su propuesta tarifaria, se mantendrá vigente la tarifa que venía aplicando el concesionario hasta la publicación de la nueva tarifa. En este caso, sin eximir la sanción correspondiente por la no presentación de la propuesta tarifaria, la GART procederá a elaborar el estudio tarifario correspondiente y de esta forma iniciar el nuevo proceso tarifario. En este proceso tarifario no será necesario las etapas previstas para que el concesionario sustente su propuesta. Para esta situación, y en caso el inicio de la vigencia de la nueva tarifa sea posterior al plazo original de término de la tarifa anterior, el Regulador podrá incluir un mecanismo o factor que ajuste los ingresos extras percibidos por el concesionario durante la vigencia excepcional de la tarifa anterior. La compensación de los ingresos extras se hará a criterio del regulador y en un plazo que no exceda del periodo tarifario. 7. Red ComúnLa Red Común comprende las instalaciones de distribución (tuberías, estaciones de regulación de presión, sistema de control y otros) que abastecen a dos o más usuarios finales. La Red Común se determina por diferencia entre la red total de distribución menos la Red Principal, Tubería de Conexión y Acometidas ya pagadas con cargos especí ficos. El pago de la Red Común se hace mediante cargos por capacidad y cargos por volumen. El consumidor tiene derecho a reservar una capacidad de transporte en la Red Común de acuerdo con el contrato elaborado por el concesionario. Al ser la distribución de gas natural un servicio público, y siendo el elemento fundamental de dicha distribución la Red Común, entonces los clientes señalados en las diversas categorías tienen la obligación de pagar la Red Común sin importar el punto de conexión efectiva ni los metros que se esta usando de dicha red. 7.1. Estimación de la Demanda La estimación de la demanda parte por el diagnóstico del mercado actual y la de finición del mercado potencial de clientes que podrían acceder a un suministro de gas natural. Para la estimación de los volúmenes teórico de gas natural, consumido por los clientes meta, se usará: a) El número de clientes que potencialmente podrían consumir gas natural por encontrase cerca de la Red Común; b) La evolución estimada del Factor de Uso de la Red en el área desarrollada y de acuerdo con el respectivo tipo o categoría de consumidor; c) La proyección de los consumos unitarios por tipo o categoría de consumidor.PROYECTO