gas natural · 2004. 11. 3. · como resultado de la aplicación del procedimiento n° 31 c,...

Distribución de la Producción Fiscalizada

Gas Natural

MMPCD: millones de pies cúbicos al díaFuente: Ministerio de Energía y Minas

Demanda Estimada en el Sector EléctricoGráfico basado en datos obtenidos a partir de informaciónde la Gerencia de Regulación de Generación y Transmisiónde Electricidad, convertida a consumo de gas natural de lascentrales térmicas de Malacas y Aguaytía.

Los datos de julio 2004 son preliminares

MMPCD: millones de pies cúbicos al díaFuente: División Generación Eléctrica

Producción Fiscalizada PromedioLa producción fiscalizada promedio diario del mes de juliofue de 89 684 BPD, mayor en 148 BPD con respecto alpromedio del mes anterior. Este aumento se debe princi-palmente al incremento de la producción de líquidos delgas natural en el lote 88 (Camisea) y a la recuperación de laproducción en el lote 1-AB .

Hidrocarburos Líquidos

MBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Energía y Minas

Año 5 Agosto 2004Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - Osinerg

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

MMPCD: millones de pies cúbicos al díaFuente: Ministerio de Energía y Minas

Producción Fiscalizada PromedioLa Producción fiscalizada promedio de julio fue de 91 913MPCD, menor en 5 532 MPCD respecto al promedio delmes anterior, la producción fue menor debido principal-mente a la menor producción de gas natural en el lote 88(Camisea).

Distribución de la Producción Fiscalizada

Demanda de GLPLas ventas promedio a julio de 2004 (15,75 MBPD) sonmenores al promedio de enero/julio de 2003 en 0,33 MBPD.El GLP es usado en los sectores residencial, comercial, in-dustrial y de transporte (en sustitución de gasolina y D2).La producción nacional de GLP en julio ha sido aproximada-mente de 9,38 MBPD; la diferencia ha sido importada.

MBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Ener gía y Minas

Precios

Precio del Gas NaturalPor Resolución Directoral N° 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación delas tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizancomo combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG).Por tanto, el precio máximo del gas natural para todas las unidades de generación debe ser determinado tomando comoreferencia el precio del gas en Camisea más el costo del transporte y distribución respectiva en Lima. Así, el DecretoSupremo N°055-2002-EM publicado el 21 de diciembre de 2002, señala que se tomará como precio del mercado internoel precio único que se obtenga como resultado del procedimiento N°31 C del COES-SINAC, «Información de Precios yCalidad de Combustible de Gas Natural» aprobado mediante la Resolución Ministerial N°609-2002-EM/DM, teniendocomo límite superior el precio máximo dispuesto por la Resolución Directoral N°007-2001-EM/DGE. La aplicación deesta disposición permitió obtener un precio máximo para la presente regulación (Mayo 2004 – Octubre 2004) igual a 1,897US$/MMBtu, valor que resultó de asumir una tendencia lineal iniciada en la regulación de mayo 2001.Como resultado de la aplicación del procedimiento N° 31 C, «Información de Precios y Calidad de Combustible de GasNatural», los precios de gas natural declarados en junio de 2003 para las centrales de Aguaytía y Malacas fueron de 0,9 US$/MMBtu y 2,6968 US$/MMBtu, respectivamente. Dichos precios, actualizados al 31 de marzo de 2004, se compararoncon el precio limite de 1,897 US$/MMBtu, y como resultado los precios de gas natural utilizados en la fijación de Tarifasen Barra para las centrales termoeléctricas de Aguaytía y Malacas fueron de 0,9428 US$/MMBtu y 1,897 US$/MMBtu,respectivamente.

(*) A partir del 08 de mayo de 2000, las operaciones del Lote 1AB (Occidental) pasaron a cargo de PluspetrolMBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Energía y Minas

Otros : Sapet, Aguaytía, Mercantile, GMP, Pe-trolera Monterrico, Río Bravo, Maple, Unipetro.

Precios de los Hidrocarburos LíquidosUno de los parámetros considerados para el cálculo de la tarifa eléctrica es el costo del combustible empleado en lasgeneradoras termoeléctricas, en ese sentido el inciso d) del artículo 124° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas(aprobado mediante el Decreto Supremo N° 009 - 93 - EM), señala que «El costo de los combustibles será determinadoutilizando los precios y condiciones que se señalan en el artículo 50° de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno,teniendo como límite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional».Como referencia para la fijación de tarifas eléctricas, OSINERG (que incorpora a la ex – CTE) toma los Precios Netos dePETROPERU para el Diesel 2 y el Residual 6 (sin impuestos); de acuerdo a Ley N°28144, inciso b) el precio de venta delDiesel 2 a las empresas de generación eléctrica esta exonerado del ISC hasta el 31 de diciembre del 2004, cabe indicar queel Residual 6 no tiene ISC.

Precios de Compra Incluyendo ImpuestosESTRUCTURA DE PRECIOS VIGENTE AL 31 DE JULIO DE 2004*

* Preparado por la DGH, margen comercial estimado por DGH.** Fuente INEI

Los gráficos mostrados a continuación, representan los precios de compra de energéticos alternativos al gas naturalincluyendo impuestos, al 31 de julio de 2004 (no incluyen eficiencia de uso). El precio de la electricidad incluye un cargopor alumbrado público. (Para convertir US$/GJoules a US$/MMBTU, multiplicar por 1,055).

Precio ex planta Rodaje Precio ex Margen Precio alCombustible PETROPERÚ (8%) ISC IGV planta + Imp. Comercial Público**

GLP (Sol/Kg) 1,76 0,27 0,39 2,42 1,20 3,62Gasolina 97 SP (Sol/gal) 4,85 0,39 4,35 1,82 11,41 1,76 13,17Gasolina 95 (Sol/gal) 4,77 0,38 4,02 1,74 10,91 1,54 12,45Gasolina 90 (Sol/gal) 4,47 0,36 3,71 1,62 10,16 0,77 10,93Gasolina 84 (Sol/gal) 4,10 0,33 2,90 1,39 8,73 1,00 9,73Kerosene (Sol/gal) 4,14 2,14 1,19 7,47 1,06 8,53Diesel 2 (Sol/gal) 4,37 2,24 1,26 7,87 0,54 8,41P. Industrial 6 (Sol/gal) 2,83 0,54 3,37

Precios de Energéticos AlternativosLa lista de precios de Petroperú vigente hasta finesde junio fue la del día 20 de julio, en la cual los pre-cios netos del Diesel 2 y GLP se incrementaron a4,37 Soles/galón, y 1,7627 Soles/Kg, respectivamen-te.Mientras el precio del Residual 6 se mantuvo en 2,83Soles/galón.

Gas Natural: consumo de 20m3/mes, equivalente a 1,5 balón GLP (10kg) Electricidad: BT5, consumo aproximado 158 kW.h/mes

Precio del GLP estimado, Precios Incluyen ImpuestosElectricidad: BT4, consumo aproximado 1 149 kW.h/mes

Precios no incluyen IGV. Diesel 2 exonerado del ISC, Ley 27216Carbón importado con Poder Calorífico Superior de 6 300 Kcal/kg

Precio del GLP estimado, Precios Incluyen Impuestos

Fuente: Lista de Precios de PETROPERU.

Hechos Relevantes

Precios FOB de Marcadores

Fuente: Platt´s Oilgram Price Report

* Gas Natural Comprimido. Precio estimado incluido el IGV.Gasolinas: Promedio ponderado de gasolinas

Electricidad: Precio estimado para cliente libre (Barra Lima)Precio de GLP estimado, precios incluyen ImpuestosCarbón importado con Poder Calorífico Superior de 7 000 Kcal/kg

Noticias de Interés— Mediante Resolución OSINERG N° 169-2004-OS/CD

publicada en el diario oficial El Peruano el 9 de julio de2004 se dispone la prepublicación del Proyecto de Resolu-ción «Fijación del Cargo del GRP para el primer Año deCálculo del Proyecto Camisea» y su exposición de Motivos.

— Mediante DS N° 095-2004-EF publicado el 20 de Julio enel diario El Peruano se redujo el Impuesto Selectivo al Con-sumo (ISC) del diesel de 2,29 a 2,24 S/.Galón , por la apli-cación del método de estabilización de precios para com-

bustibles derivados del petróleo aprobado con DU N°003-2004 del 27 de Mayo.

— Mediante Resolución OSINERG N° 183-2004-OS/CD pu-blicada en el diario oficial El Peruano el 26 de Julio de 2004se declara fundado en parte Recurso de Reconsideracióninterpuesto por la Empresa G.N.L.C contra la ResoluciónN° 097-2004-OS/CD que fijó las Tarifas de Distribuciónen Baja Presión (Otras Redes) para los consumidores ubi-cados dentro de la Concesión de Distribución de Gas Na-tural de Lima y Callao, en el extremo referido al apartado2.1.1 Costo Extra de Distribución.

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaAv. Canadá 1460, Lima 41, PerúTeléfonos: 224 0487 - 224 0488, Fax: 224 0491

E-mail: [email protected] page: www.osinerg.gob.pe

(*) No incluye energía para mantenimiento de temperatura

Comparación de costos del gas y otros energéticos en elconsumo doméstico

(1) Calculado en base a informaciónde OTERG.

(2) Tomado de «Evaluación de laEficiencia energética en cocinas– sector doméstico» (InformeTécnico N°99036-09) elabora-do por el Centro de Servicios yTransferencia Tecnológica de laPontificia Universidad Católi-ca del Perú (CTT – PUCP) asolicitud del PAE. Para las co-cinas a Gas Natural se ha asu-mido la misma eficiencia quepara cocinas a GLP. En el casodel GLP se reportó una eficien-cia mínima de 58.7% y máximade 69.6%, para las cocinas dekerosene la eficiencia mínimareportada fue de 37.8% y máxi-ma de 48%, en ambos casos setomo un valor intermedio.

(3) Tomado de «Evaluación de laEficiencia energética en calen-tadores de agua – sector domés-tico» (Informe TécnicoN°99037-09) elaborado por elCTT – PUCP a solicitud delPAE. Para las Termas a GasNatural se ha asumido la mismaeficiencia que para Termas aGLP. Cabe indicar que para laTerma a GLP la eficiencia mí-nima reportada fue de 75,6% yla máxima 92,4%, para la Ter-ma eléctrica la eficiencia míni-ma fue 62,0% y la máxima76,0% y para la Ducha eléctri-ca la eficiencia mínima reporta-da fue de 93,4% y la máximade 96,4%; en cada uno de estoscasos se tomo una eficiencia in-termedia.

Leñan(1) = 10%17,79 MJ

Para hervir5 litros agua

1,78 MJ Cocina a GLPn(2) = 65%2,74 MJ

5,8 ctv. US$

Cocina Kerosenen(2) = 40%4,45 MJ

8,1 ctv. US$

Cocina Eléctrican(2) = 70%2,54 MJ

8,9 ctv. US$

Cocina a GNn(2) = 65%2,74 MJ

3,6 ctv. US$

Ducha Eléctrican(3) = 95%11,90 MJ

41,9 ctv. US$

Para calentar60 litros de

agua a 60° C11,30 MJ

Terma a GLPn(3) = 85%13,30 MJ

28,3 ctv. US$

Terma a GNn(3) = 85%13,30 MJ

17,6 ctv. US$

TermaEléctrica (*)n(3) = 70%16,15 MJ

56,0 ctv. US$Terma

Electrónican(3) = 90%12,60 MJ

44,2 ctv. US$

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

Comparación de costos en la generación eléctrica

CC : Ciclo CombinadoCV : Central a VaporCS : Ciclo SimpleMD : Motor Diesel

CICLO SIMPLECombustible: Diesel N° 2

Diferencia PC: 6%Costo: 8,86 US$/GJ

Rendimiento: 33%Producción: 3,60 GJConsumo: 11,61 GJ

Costo: 102,88 US$102,88 US$/MW.h

CICLO COMBINADOCombustible: Gas Natural


Rendimiento: 55%Producción: 3,60 GJ

Consumo: 7,27 GJCosto: 13,43 US$

13,43 US$/MW.h

CENTRAL A VAPORCombustible: Carbón


Rendimiento: 38%Producción: 3,60 GJ

Consumo: 9,97 GJCosto: 19,43 US$

19,43 US$/MW.h

MOTOR DIESELCombustible: Diesel N° 2



Costo: 91,75 US$91,75 US$/MW.h

CICLO SIMPLECombustible: Gas Natural




MOTOR DIESELCombustible: Residual N° 6




1,00 MW.h3,60 GJ

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

gas natural · 2004. 11. 3. · como resultado de la aplicación del procedimiento n° 31 c,...

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