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 Ventanilla, Aguaytía y Malacas.

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 no-viembre fue de 110 479 BPD, menor en 1 870 BPD conrespecto al promedio del mes anterior. Esta disminución sedebe principalmente a la caída de la producción del lote1-AB y el lote 8, por el cierre temporal de los pozos en elcampo Jibarito y efectos de la limpieza del oleoducto quetransporta crudo pesado desde Trompeteros hasta la esta-ción de San José de Saramuro respectivamente.

Hidrocarburos Líquidos

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

Año 5 Diciembre 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 noviembre fue de114 271 MPCD, menor en 11 439 MPCD respecto alpromedio del mes anterior, esta disminución en la produc-ción fiscalizada se debe al racionamiento del COES.

Distribución de la Producción Fiscalizada

Demanda de GLPLas ventas promedio a noviembre de 2004 (15,99 MBPD) sonmenores al promedio de enero/noviembre de 2003 en 0,72 MBPD.El GLP es usado en los sectores residencial, comercial, industrial yde transporte (en sustitución de gasolina y D2).La producción nacional de GLP en octubre ha sido aproximada-mente de 23,55 MBPD; la diferencia ha sido exportada.

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.

24

22

20

18

16

14

12

10

8

6

MB

PD

1998 1999 2000 2002

Promedio Anual

2001 20052003 2004

Ventas de GLP a Nivel Nacional Enero 1998 / Noviembre 2004

11,1

12,813,6 14,0

16,0

14,8 16,8

(*) A partir del 08 de mayo de 2000, las operaciones del Lote 1AB (Occidental) pasaron a cargo de Pluspetrol El 6 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 30 DE NOVIEMBRE DE 2004*

* 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 30 de noviembre de 2004 (no incluyen eficiencia de uso). El precio de la electricidad incluye un cargo por alumbradopúblico. (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) 2,04 0,14 0,41 2,60 1,07 3,67Gasolina 97 SP (Sol/gal) 5,94 0,48 4,35 2,05 12,81 1,76 14,57Gasolina 95 (Sol/gal) 5,89 0,47 4,02 1,97 12,35 1,56 13,91Gasolina 90 (Sol/gal) 5,12 0,41 3,71 1,76 11,00 0,78 11,78Gasolina 84 (Sol/gal) 4,60 0,37 2,90 1,50 9,37 1,03 10,40Kerosene (Sol/gal) 4,96 2,07 1,34 8,37 0,97 9,34Diesel 2 (Sol/gal) 5,56 1,85 1,41 8,82 0,48 9,30P. Industrial 6 (Sol/gal) 3,35 0,64 3,99

Precios de Energéticos AlternativosLa lista de precios de Petroperú vigente a fin de mesfue la del día 26 de noviembre en la cual el precioneto del Diesel 2 y GLP se mantuvieron en 5,56Soles/galón y 2,0427 Soles/Kg, respectivamente.

Mientras el Precio del Residual 6 disminuyó a 3,35Soles/galón.

8,3

20,6

39,6

22,4

Usuario Residencial

GLP Electricidad

50

30

20

10

0Gas Natural Kerosene

US

$/G

Jo

ule

40

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

Usuario Comercial Menor

Gas Natural Kerosene Diesel N°2 GLP Electricidad

40

30

20

10

0

US

$/G

Jo

ule

34,6

6,0

18,619,5

20,0

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.

Carbón

30

20

10

0

US

$/G

Jo

ule

Gas Natural P.Industrial 6 Diesel N°2

Generación Eléctrica (Sin IGV)

2,3 1,8

6,5

11,7

40

30

20

10

0

Usuario Mediana Industria

US

$/G

Jo

ule

16,2

18,8

8,1

4,3

18,4

Diesel N°2 ElectricidadGLPGas Natural P.Industrial 6

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

Usuario Transporte40

30

20

10

0

US

$/G

Joule

7,7

19,5

26,6

20,7

GLPGNC* Diesel N°2 Gasolinas

40

30

20

10

0

US

$/G

Joule

Usuario Gran Industria

2,24,0

7,7

18,518,8

18,5

Gas Natural GLP ElectricidadP.Ind.6Carbón Diesel N°2

Noticias de Interés

— Mediante Resolución OSINERG N° 279-2004-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 18 de Octubre del 2004 sedispone la publicación del Proyecto de Norma «Precios Máximos de componentes de Acometida».

— El 12 de Octubre se publicó en el diario Oficial El Peruano el Decreto Supremo N° 142-2004-EM en el que se apruebanNormas Reglamentarias y Complementarias del D.U. N° 010-2004, referidas a la creación del Fondo para la Estabilización dePrecios de los Combustibles Derivados del Petróleo.

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

E-mail: postmaster@osinerg.gob.peWeb 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

6,1 ctv. US$

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

9,2 ctv. US$

Cocina Eléctrican(2) = 70%2,54 MJ

10,1 ctv. US$

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

2,3 ctv. US$

Ducha Eléctrican(3) = 95%11,90 MJ

47,1 ctv. US$

Para calentar60 litros de

agua a 60° C11,30 MJ

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

29,7 ctv. US$

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

11,1 ctv. US$

TermaEléctrica (*)n(3) = 70%16,15 MJ

64,0 ctv. US$Terma

Electrónican(3) = 90%12,60 MJ

49,8 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: 11,67 US$/GJ

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

Costo: 135,48 US$135,48 US$/MW.h

CICLO COMBINADOCombustible: Gas Natural

Diferencia PC: 10%Costo: 1,85 US$/GJ

Rendimiento: 55%Producción: 3,60 GJ

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

13,43 US$/MW.h

CENTRAL A VAPORCombustible: Carbón

Diferencia PC: 5%Costo: 2,34 US$/GJ

Rendimiento: 38%Producción: 3,60 GJ

Consumo: 9,97 GJCosto: 23,34 US$

23,34 US$/MW.h

MOTOR DIESELCombustible: Diesel N° 2

Diferencia PC: 6%Costo: 11,67 US$/GJ

Rendimiento: 37%Producción: 3,60 GJConsumo: 10,35 GJ

Costo: 120,84 US$120,84 US$/MW.h

CICLO SIMPLECombustible: Gas Natural

Diferencia PC: 10%Costo: 1,85 US$/GJ

Rendimiento: 34%Producción: 3,60 GJConsumo: 11,76 GJ

Costo: 21,72 US$21,72 US$/MW.h

MOTOR DIESELCombustible: Residual N° 6

Diferencia PC: 6%Costo: 6,48 US$/GJ

Rendimiento: 36%Producción: 3,60 GJConsumo: 10,64 GJ

Costo: 68,98 US$68,98 US$/MW.h

1,00 MW.h3,60 GJ

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía