gas naturalnatural», los precios de gas natural declarados en junio de 2003 para las centrales de...

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 Febrero 2005 son preliminares.

Millón M3: millones de metros cúbicos al díaFuente : Gerencia de Regulación de

Generación Eléctrica - Osinerg

Producción Fiscalizada PromedioLa producción fiscalizada promedio diario del mes de fe-brero fue de 114 571 BPD, mayor en 6 206 BPD conrespecto al promedio del mes anterior. Este incremento sedebe principalmente a la mayor producción de líquidos delgas natural en el lote 88.

Hidrocarburos Líquidos

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

Año 6 Marzo 2005Organismo 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 febrero fue de86 111 MPCD, menor en 11 970 MPCD respecto al pro-medio del mes anterior, esta caída en la producción fiscali-zada (gas de venta) se debe a una menor entrega de gasnatural de Pluspetrol operadora del lote 88.

Distribución de la Producción Fiscalizada

Demanda de GLPLas ventas promedio a febrero de 2005 (17,75 MBPD) sonmayores al promedio de enero/febrero de 2004 en 3,97MBPD. El GLP es usado en los sectores residencial, comer-cial, industrial y de transporte (en sustitución de gasolina yD2).La producción nacional de GLP en febrero ha sido aproxi-madamente de 24,24 MBPD; la diferencia ha sido exporta-da.

MBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Energía 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 de las tarifas deenergía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizan como combustible el gasnatural 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 como referencia elprecio del gas en Camisea más el costo del transporte y distribución respectiva en Lima. Así, el Decreto Supremo N°055-2002-EMpublicado el 21 de diciembre de 2002, señala que se tomará como precio del mercado interno el precio único que se obtenga comoresultado del procedimiento N°31 C del COES-SINAC, «Información de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural» aprobadomediante la Resolución Ministerial N°609-2002-EM/DM, teniendo como límite superior el precio máximo dispuesto por la ResoluciónDirectoral N°007-2001-EM/DGE. La aplicación de esta disposición permitió obtener un precio máximo para la presente regulación(Noviembre 2004 – Abril 2005) igual a 1,746 US$/MMBtu, valor que resultó de asumir una tendencia lineal iniciada en la regulación demayo 2001. Como resultado de la aplicación del procedimiento N° 31 C, «Información de Precios y Calidad de Combustible de GasNatural», los precios de gas natural declarados en junio de 2003 para las centrales de Aguaytía y Malacas fueron de 0,9 US$/MMBtu y2,9202 US$/MMBtu, respectivamente. Dichos precios, debidamente actualizados al 30 de setiembre de 2004 resultan en 0,9269 US$/MMBtu y 2,9622 US$/MMBtu; al ser comparados con el precio limite de 1,746 US$/MMBtu, se concluye que los precios de gas natural,a utilizarse en la fijación de Tarifas en Barra, para las centrales termoeléctricas de Aguaytía y Malacas son de 0,9269 US$/MMBtu y 1,746US$/MMBtu, respectivamente.

(*) A partir del 08 de mayo de 2000, las operaciones del Lote 1AB (Occidental) pasaron a cargo de Pluspetrol El 06 de Junio de 2003 Perez Compac cambió de razón Social por Petrobras Energía.MBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Energía y Minas

Otros : Sapet, Aguaytía, Mercantile, GMP, Petrolera 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 las generadorastermoeléctricas, en ese sentido el inciso d) del artículo 124° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (aprobado mediante elDecreto Supremo N° 009 - 93 - EM), señala que «El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condicionesque se señalan en el artículo 50° de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publiqueuna 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 de PETROPERU para el Diesel 2 y el Residual 6 (sin impuestos); deacuerdo a Ley N°28443, inciso b) el precio de venta del Diesel 2 a las empresas de generación eléctrica esta exonerado del ISC hasta el 31de diciembre del 2005, cabe indicar que el Residual 6 no tiene ISC.

Precios de Compra Incluyendo ImpuestosESTRUCTURA DE PRECIOS VIGENTE AL 28 DE FEBRERO DE 2005*

* Elaboración Propia en base a la última lista de precios de Petroperú vigente al último día del mes** El Margen Comercial es estimado como la diferencia entre precio de venta al público y el precio ex-planta de la refinería*** Fuente: INEI

Los gráficos mostrados a continuación, representan los precios de compra de energéticos alternativos al gas natural incluyendoimpuestos, al 28 de febrero de 2005 (no incluyen eficiencia de uso). El precio de la electricidad incluye un cargo por 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) 1,89 0,14 0,39 2,42 1,14 3,56Gasolina 97 (Sol/gal) 5,19 0,42 4,35 1,89 11,85 2,60 14,45Gasolina 95 (Sol/gal) 5,14 0,41 4,02 1,82 11,39 2,41 13,80Gasolina 90 (Sol/gal) 4,84 0,39 3,71 1,70 10,64 1,09 11,73Gasolina 84 (Sol/gal) 4,60 0,37 2,90 1,50 9,37 1,02 10,39Kerosene (Sol/gal) 4,96 2,07 1,34 8,37 0,99 9,36Diesel 2 (Sol/gal) 5,56 1,70 1,38 8,64 0,61 9,25P. Industrial 6 (Sol/gal) 3,04 0,58 3,62

Precios de Energéticos AlternativosLa lista de precios de Petroperú vigente a fin de mescontinuó siendo la del día 13 de enero en la cual elprecio neto del Diesel 2, GLP y Residual 6 se mantu-vieron en 5,56 Soles/galón, 1,8927 Soles/Kg y 3,04Soles/galón, respectivamente.

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 Re port

* Gas Natural Comprimido. Precio estimado (incluye 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 Decreto Supremo N° 006-2005-EM, publicado en el diario oficial El Peruano el 4 de febrero del 2005, se aprueba el

Reglamento para la instalación y operación de Establecimientos de Venta al Público de Gas Natural Vehicular (GNV).— Mediante Resolución OSINERG N° 034-2005-OS/CD, publicada en el diario oficial El Peruano el 16 de febrero del 2005 se

autoriza la prepublicación del Reglamento del Registro de Instaladotes de Gas Natural.— Mediante Resolución OSINERG N° 039-2005-OS/CD, publicada en el diario oficial El Peruano el 22 de febrero del 2005 se autoriza al

concesionario de Gas Natural de Lima y Callao S.R.L – GNLC para ejecutar diversas acciones en Lima y Callao.

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 el consumodoméstico

(1) Calculado enbase a información de OTERG.(2) Tomado de«Evaluación de la Eficienciaenergética en cocinas – sectordoméstico» (Informe Técnico N°99036-09) elaborado por el Centrode Servicios y Transferencia Tecno-lógica de la Pontificia UniversidadCatólica del Perú (CTT – PUCP)a solicitud del PAE. Para las coci-nas a Gas Natural se ha asumidola misma eficiencia que paracocinas a GLP. En el caso delGLP se reportó una eficienciamínima de 58,7% y máxima de69,6%, para las cocinas de kero-sene la eficiencia mínima reportadafue de 37,8% y máxima de 48%,en ambos casos se tomo un valorintermedio.(3) Tomado de«Evaluación de la Eficienciaenergética en calentadores de agua– sector doméstico» (InformeTécnico N° 99037-09) elaboradopor el CTT – PUCP a solicitud delPAE. Para las Termas a GasNatural se ha asumido la mismaeficiencia que para Termas a GLP.Cabe indicar que para la Terma aGLP la eficiencia mínima reportadafue de 75,6% y la máxima 92,4%,para la Terma eléctrica la eficienciamínima fue 62,0% y la máxima76,0% y para la Ducha eléctrica laeficiencia mínima reportada fue de93,4% y la máxima de 96,4%; encada uno de estos casos se tomouna eficiencia intermedia.

Leñan(1) = 10%17,79 MJ

Para hervir5 litros agua

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

6,0 ctv. US$

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

9,3 ctv. US$

Cocina Eléctrican(2) = 70%2,54 MJ

10,0 ctv. US$

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

2,3 ctv. US$

Ducha Eléctrican(3) = 95%11,90 MJ

46,7 ctv. US$

Para calentar60 litros de

agua a 60° C11,30 MJ

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

29,2 ctv. US$

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

11,1 ctv. US$

TermaEléctrica (*)n(3) = 70%16,15 MJ

63,4 ctv. US$Terma

Electrónican(3) = 90%12,60 MJ

49,3 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: 11,84 US$/GJ

Rendimiento: 33%Producción: 3,60 GJ

Consumo: 11,61 GJCosto: 137,44 US$

137,44 US$/MW.h

CICLO COMBINADOCombustible: Gas Natural




13,43 US$/MW.h

CENTRAL A VAPORCombustible: Carbón




23,34 US$/MW.h

MOTOR DIESELCombustible: Diesel N° 2




122,58 US$/MW.h

CICLO SIMPLECombustible: Gas Natural




21,72 US$/MW.h

MOTOR DIESELCombustible: Residual N° 6




63,50 US$/MW.h

1,00 MW.h3,60 GJ

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

gas naturalnatural», los precios de gas natural declarados en junio de 2003 para las centrales de...

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