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Operación del Sector Hidrocarburos Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - Osinergmin Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Marzo 2010
1. Gas Natural 1.1 Producción Fiscalizada Promedio
PERIODO: Enero 2000 - Febrero 2010
361
336328
259
172
513633
4383
146
10
50
90
130
170
210
250
290
330
370
410
2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011
MM
PCD
Promedio Anual
MMPCD: millones de pies cúbicos al día Fuente: Ministerio de Energía y Minas
La producción fiscalizada promedio diaria del mes de Febrero fue de 373 468 MPCD, mayor en 22 887 MPCD con respecto al promedio del mes anterior. Dicho incremento se debió a la mayor venta de gas por el mayor consumo de las centrales termoeléctricas.
1.2 Distribución de la Producción Fiscalizada
Periodo Marzo 2009 -Febrero 2010
0
50
100
150
200
250
300
350
400
MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC 09 ENE 10 FEB
MM
PCD
Petrotech Aguaytia Pluspetrol (Lote 88) Petrobras Sapet Olympic Otros
Composición Porcentual - Febrero 2010
Sapet1%
Petrobras3%
Olympic0%
Petrotech2%
Pluspetrol83%
Otros3%
Aguaytia8%
MMPCD: millones de pies cúbicos al día Fuente: Perupetro
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1.3 Demanda de Gas Natural en el Sector Eléctrico
PERIODO: Enero 2000 - Diciembre 2009
201193
58
1323 28 35
102 103
136
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010
Mill
ón m
3
Promedio anual Millón de m3: millones de metros cúbicos al mes
Fuente: División de Distribución Eléctrica – Osinerg
Gráfico basado en datos obtenidos de la información reportada por las empresas eléctricas a Osinerg. La información corresponde al consumo de gas natural de las centrales térmicas de EEPSA, Termoselva y Edegel.
Desde Diciembre de 2008 se viene incluyendo el consumo de la central térmica de Oquendo perteneciente a SDF Energía.
2. Hidrocarburos Líquidos 2.1 Producción Fiscalizada Promedio
PERIODO : Enero 2000 - Febrero 2010
157
145
94
9197
9997
111
116 120
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011
MB
PD
Promedio Anual
114
MBPD: miles de barriles por día calendario Fuente: Ministerio de Energía y Minas
La producción fiscalizada de hidrocarburos líquidos promedio diaria del mes de Febrero fue de 160 541 BPD, mayor en 7 084 BPD con respecto al promedio del mes anterior.
Este incremento se debe a la mayor producción del Lote XIII y a la normalización en el Lote Z-1.
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2.2 Distribución de la Producción Fiscalizada
Periodo Marzo 2009 - Febrero 2010
0
20
40
60
80
100
120
140
160
MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC 09 ENE 10 FEB 10
MB
PD
Petrotech Petrobras Pluspetrol (Lote 1AB) Pluspetrol (Lote 8) Otros Pluspetrol (Lote88)
Composición Porcentual - Febrero 2010
Petrotech7%
Pluspetrol (Lote 1AB)
12%
Petrobras8%
Pluspetrol (Lote 88)
29%
Otros36%
Pluspetrol (Lote 8)
17%
(*) A partir del 08.may.2000 operaciones de 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 calendario Fuente: Perupetro
Otros : Sapet, Aguaytía, Mercantile, GMP, Petrolera Monterrico, Rio Bravo, Maple, Unipetro
2.3 Demanda de GLP
Ventas de GLP a Nivel Nacional Ene 2002/Feb 2010
31,0
32,6
29,4
14,817,1
21,4
18,0
24,026,4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
44
48
2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011
Promedio Anual
|
MBPD: miles de barriles por día calendario Fuente: Ministerio de Energía y Minas
Las ventas promedio a Feb de 2010 (32,64 MBPD) son mayores al promedio de Feb 2009 en 1,57 MBPD. El GLP es usado en los sectores residencial, comercial, industrial y de transporte (en sustitución de gasolina y D2).
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2.4 Demanda de Gas Natural Empresa SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09EDEGEL 57 292 309 67 810 396 62 690 183 59 418 254 GNLC 56 371 264 59 758 963 63 947 048 63 785 497 Alicorp 1 799 542 1 696 252 1 486 306 1 476 383 Cerámica San Lorenzo 1 747 517 1 828 754 951 303 1 835 036 Owens-Illinois Perú 1 738 427 1 922 281 1 824 044 1 895 186 Pluspetrol Pisco 8 271 145 8 744 434 8 111 164 8 460 884 Corporación Cerámica 759 719 778 819 753 534 755 437 Cerámica Lima 3 183 034 3 744 668 3 598 027 4 243 091 Minsur 1 259 865 1 276 452 1 003 664 1 741 123 Aceros Arequipa 2 184 173 2 540 914 2 165 773 2 139 194 Cementos Lima 11 863 137 11 978 649 11 226 483 10 019 390 Enersur 76 507 202 82 203 292 47 459 157 55 499 220 Globeleq (CT Kallpa) 26 094 202 9 383 179 35 654 000 35 107 760 Peru LNG SRL 1 097 852 1 152 078 1 239 037 1 313 823 SDF Energía SA 5 834 744 5 842 083 5 335 970 1 329 893
Total 256 004 132 260 661 214 247 445 693 249 020 171 Edegel incluye los consumos de las centrales de Ventanilla, Santa Rosa y UTI.
Consumo de Gas Natural por Día Calendario de Clientes Regulados Categoría A y B
0
10
20
30
40
50
60
Nov
-08
Dic
-08
Ene
-09
Feb-
09
Mar
-09
Abr
-09
May
-09
Jun-
09
Jul-0
9
Ago
-09
Sep
-09
Oct
-09
Nov
-09
Dic
-09
Mile
s de
Met
ros
Cúbi
cos
Categoria A Categoria B Consumo de Gas Natural por Día Calendario de Clientes Regulados
Categoría C, D y D- GNV
0
500
1000
1500
2000
2500
Nov
-08
Dic
-08
Ene
-09
Feb-
09
Mar
-09
Abr
-09
May
-09
Jun-
09
Jul-0
9
Ago
-09
Sep
-09
Oct
-09
Nov
-09
Dic
-09
Mile
s de
Met
ros
Cúb
icos
Categoria C Categoria D Categoria D - GNV
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3. Precios
3.1 Precio de Gas Natural de Camisea en Lima y Callao
El Precio del Gas Natural en Boca de Pozo es pactado libremente por el productor y sus clientes en sus respectivos contratos de suministro. Por otro lado, de acuerdo con el Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88 en su cláusula 8.4.4.1 literal a) dice que a la fecha de inicio de la extracción comercial, el Precio Realizado máximo será de 1,00 US$/MMBTU para el generador eléctrico y de 1,80 US$/MMBTU para los demás usuarios.
Dichos precios máximos Se reajustan mediante un Factor de Reajuste (FA) definido en el mismo contrato y sus adendas.
Las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos en Alta Presión (Red Principal) se fijan cada 02 años, mientras que las tarifas de distribución correspondiente a las Otras Redes se fijan cada 04 años. Dichas Resoluciones incluyen fórmulas de actualización de tarifas para los periodos comprendidos entre regulaciones.
3.1.1 Tarifas Reguladas Vigentes
Las Tarifas de Transporte y Distribución de la red Principal se fijaron en la Resolución Osinerg Nº 340-2008-OS/CD y encuentran vigentes desde el 1 de mayo de 2008 hasta el 30 de abril de 2010. Las Tarifas de Distribución de las Otras Redes se fijaron en la Resolución Osinergmin Nº 262-2009-OS/CD y están vigentes desde 1 de enero de 2010 hasta por un periodo de 4 años o hasta que entre en vigencia la resolución que aprueba la Tarifa del Sistema Unificado de Distribución también llamada Tarifa Única. Resolución Osinergmin Nº 052-2010-OS/CD y la Resolución Osinergmin Nº 057-2010-OS/CD modifican algunos artículos de la resolución mencionada en el párrafo anterior.
Precio del Gas Natural
Precio Gas en boca de Pozo 1,80 US$/Millón BTU Contrato de Suministro suscrito entre Calidda y
el ProductorTarifas de la Red PrincipalResolución OSINERG N° 340-2008-OS/CD Resolución OSINERG N° 340-2008-OS/CD
Tarifa de Transporte (TTRP)
Generador Eléctrico 31,4384 US$/Mil m3
No Generador Eléctrico 33,9167 US$/Mil m3
Tarifa de Distribución (TDRP)
Generador Eléctrico 5,1755 US$/Mil m3
No Generador Eléctrico 6,7656 US$/Mil m3
Tarifa de Distribución (Otras Redes)Resolución OSINERGMIN N° 0262-2009-OS/CD, Resolución OSINERGMIN N° 052-2010-OS/CD y Resolución OSINERGMIN N° 057-2010-OS/CD
US$/mes US$/(Sm3/d)-mes US$/(Sm3/d)-mes US$/Mil Sm3A 1,0000 151,4300
B 43,5700 57,1300
C 0,2405 32,3800
D 0,1735 23,3500
GNV 0,1989 26,7700
E1
E2 0,0215 0,0882 4,5100
GE1
GE2 0,0088 0,0360 2,1400
Margen de Comercialización Margen de Distribucion
Categoria Tarifaria
Composición del Precio Final de Gas Natural
Precio FinalGN
BGBP TTRP + TDRP TDOR= + +
Libre Regulado
Contrato de Licencia
Contratos de Suministro
Tarifas de la Red Principal
Precio de Gas Tarifas de las Otras Redes
Resolución Osinergmin Nº340-2008-OS/CD Resolución Osinerg Nº097-2004-OS/CD
Precio FinalGN
BGBP TTRP + TDRP TDOR= + +
Libre Regulado
Contrato de Licencia
Contratos de Suministro
Tarifas de la Red Principal
Precio de Gas Tarifas de las Otras Redes
Resolución Osinergmin Nº340-2008-OS/CD Resolución Osinerg Nº097-2004-OS/CD
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3.1.2 Factores de Actualización
A. FACTORES DE ACTUALIZACION DEL PRECIO DE GAS NATURAL EN BOCA DE POZO
A.1 CASO GENERAL: CONTRATO DE LICENCIA DE EXPLOTACIÓN
(1)
Ind10 Ind20
128,00 101,08
Ind1i Ind2i
202,99 156,57
01-Ene-10 1,7939 1,5711
Indices
Indices
Periodo Base (0)
Dic 1999 - Nov 2000
Factor de Ajuste Calculado
Periodo Móvil (i)
Dic 2008 - Nov 2009
Calculado alFactor de Ajuste del Año Anterior
(2)
(1) Los índices Ind1 e Ind2, corresponden a los promedio aritméticos del Índice Oil Field and Gas Field Machinery (WP1191) y el Índice Fuel and related products and power (WPU 05) respectivamente. Ambos publicados por el Deparment of Labor – USA.
(2) Factor de Ajuste calculado en enero de 2007.
(3) Según la quinta modificación al contrato de licencia literal c) párrafo 2 durante los primeros 6 años contados a partir del 01.01.2007, la aplicación del factor de ajuste determinado en el literal b) no representará un incremento acumulado anual en el Precio máximo realizado superior mayor al 5%.
A.2 CASOS PARTICULARES: CONTRATOS DE SUMINISTRO RESPECTIVOS
CASO : GENERADORES ELECTRICOS (EDEGEL)
Ind10 Ind20
128,00 101,08
Ind1i Ind2i
202,99 156,57
01-Abr-10 1,5711 1,5711 1,5711
Periodo Móvil (i)
Dic 2008 - Nov 2009
Calculado al
Dic 1999 - Nov 2000
Factor de Ajuste del Mes Anterior
Factor de Ajuste Aplicable (5)
Factor de Ajuste (4)
IndicesPeriodo Base (0)
Indices
(4) Factor de Ajuste calculado en base a lo indicado en la comunicación de Pluspetrol PPC-COM-08-0064 de fecha 17 de Marzo 2008
(5) A partir del 01 de enero de 2007 y hasta el 01 de enero del 2013, la aplicación del factor de Ajuste, no representará un incremento superior al 5% con respecto al último valor vigente del periodo de ajuste inmediatamente anterior.
CASO : CALIDDA (APLICABLE A LOS CLIENTES REGULADOS)
01-Ene-10 1,5711 1,4958
Calculado al Factor de Ajuste Factor de Ajuste Aplicable
Según la Primera adenda al contrato de Suministro suscrito entre los Productores y Calidda el precio del Gas Natural no debe variar en mas de 5% respecto al último valor de ajuste calculado en el periodo anterior durante el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2007 y hasta el 01 de enero de 2013
0 0
1 20,60* 0, 40*1 2
i iInd IndFAInd Ind
= +
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B. FACTORES DE ACTUALIZACION DE LAS TARIFAS DE LA RED PRINCIPAL
Fecha PPIEne-03* 149,8Ene-10 172,7 15,29% 1,1529
* Periodo Base
Fecha TC
Mar-10 2,8510Abr-10 2,8378 -0,46% 2,8378
FA2 = Tipo de Cambio para convertir las tarifas a moneda nacional
FA1
FA2Variación (%)
Variación (%)
C. FACTORES DE ACTUALIZACIÓN DELAS TARIFAS DE LAS OTRAS REDES
Ultima Actualización fue en ene-10
a b c dTarifas de Distribución (MD y MC) 0,0954 0,3434 0,0274 0,5338
Parametros PPI IAC IPE IPMBASE 166,50 245,90 185,00 179,794703
0,9962 mar-10 172,10 221,30 161,50 190,174578
Factor de Actualización de Costos Unitarios efinido en la Resolución Osinergmin Nº262-2009-OS/CDResolución Osinergmin Nº052-2010-OS/CD y Resolución Osinergmin Nº057-2010-OS/CD.Nota:
PPI:
IAC:
IPE:
IPM:
FA
Indice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica, definido como: Producer Price Index (Finished Goods less Foods and Energy – Serie ID : WPSSOP3500), publicado por “Bureau of Labor Statistics” de los Estados Unidos de Norteamérica. www.bls.gov
Indice del Acero equivalente al WPU101706 publicado por el “U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics” en su página web www.bls.gov
Índice de Precios al Por Mayor publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI). Se utilizará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.www.inei.gob.pe
Indice de Polietileno equivalente a WPU07110224 publicado por el “U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics” en su página web www.bls.gov
0000 IPMIPM
dIPEIPE
cIACIAC
bPPIPPI
aFA aaaa ∗+∗+∗+∗=
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3.2 Precio de Combustibles para Fijación de Tarifas Eléctricas
Precio de hidrocarburos Líquidos
Uno de los parámetros considerados para el cálculo de la tarifa eléctrica es el costo del combustible empleado en las generadoras termoeléctricas, en ese sentido el inciso c) del artículo 124° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (aprobado mediante el Decreto Supremo N° 009-93-EM y modificado el 8 de octubre de 2005 mediante el Decreto Supremo N° 038-2005-EM), señala que “El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el artículo 50° de la Ley y se tomará los precios del mercado interno. Para el caso de los combustibles líquidos se tomará el que resulte menor entre el precio del mercado interno y el precio de referencia ponderado que publique OSINERG. Para el caso del carbón, el precio de referencia de importación que publique OSINERG será considerado como precio de mercado interno. Asimismo, los criterios señalados serán aplicados en las fórmulas de reajuste correspondientes”.
Precio de Gas Natural
Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los precios del mercado interno. No obstante, mediante la Resolución Directoral N° 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERGMIN). Complementariamente, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 6° del Decreto Supremo N° 016-2000-EM, y sus modificatorias, se tomará como precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124° del Reglamento; lo siguiente: 1. Para las centrales que operen con gas natural de Camisea, el precio a considerar debe ser determinado tomando como referencia el precio efectivamente pagado del gas de Camisea más el noventa por ciento del costo del transporte y de la distribución, según corresponda. 2. Para centrales que utilicen gas natural procedente de otras fuentes distintas a Camisea, el precio a considerar será el precio único que se obtenga como resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC, teniendo como límite superior aquél que resulte del procedimiento que establezca OSINERGMIN. Los precios de gas natural a utilizados en la última regulación tarifaria para las centrales de Ventanilla, Santa Rosa, Chilca, Kallpa, Mollendo,
Calana, Aguaytía, Malacas (TG1 y TG2), Malacas (TGN4) y Nueva Esperanza, corresponden a 2,0574 US$/MMBTU, 2,1721 US$/MMBTU, 1,9874 US$/MMBTU, 2,0074 US$/MMBTU, 2,0366 US$/MMBTU, 2,0539 US$/MMBTU, 1,0697 US$/MMBTU 2,0906 US$/MMBTU y 1,3309 US$/MMBTU y 2,0906 US$/MMBTU, respectivamente.
3.3 Precio de Energéticos Alternativos al Gas Natural
3.3.1. Precios FOB de Marcadores Internacionales
Precios FOB al 01 de Abril de 2010
102030405060708090
100110120130140150160170180190
Ene-
06Fe
b-06
Mar
-06
Abr-0
6M
ay-0
6Ju
n-06
Jul-0
6Ag
o-06
Sep-
06Oc
t-06
Nov-
06Di
c-06
Ene-
07Fe
b-07
Mar
-07
Abr-0
7M
ay-0
7Ju
n-07
Jul-0
7Ag
o-07
Sep-
07Oc
t-07
Nov-
07Di
c-07
Ene-
08Fe
b-08
Mar
-08
Abr-0
8M
ay-0
8Ju
n-08
Jul-0
8Ag
o-08
Sep-
08Oc
t-08
Nov-
08Di
c-08
Ene-
09Fe
b-09
Mar
-09
Abr-0
9M
ay-0
9Ju
n-09
Jul-0
9Ag
o-09
Sep-
09Oc
t-09
Nov-
09Di
c-09
Ene-
10Fe
b-10
Mar
-10
Abr-1
0
US$/B
arril
Diesel 2 USGCP.Ind. 6 3.0% USGC
GLP Mont Belv ieuWTI
Fuente: Platt´s Oilgram Price Report
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3.3.2. Precios Ex planta de Petroperú
Precios Ex Planta Petroperú al 01 de Abril de 2010
20253035404550556065707580859095
100105110115120125130135140
Abr-0
5Ju
n-05
Ago-
05Oc
t-05
Dic-
05Fe
b-06
Abr-0
6Ju
n-06
Ago-
06Oc
t-06
Dic-
06Fe
b-07
Abr-0
7Ju
n-07
Ago-
07Oc
t-07
Dic-
07Fe
b-08
Abr-0
8Ju
n-08
Ago-
08Oc
t-08
Dic-
08Fe
b-09
Abr-0
9Ju
n-09
Ago-
09Oc
t-09
Dic-
09Fe
b-10
Abr-1
0
US$/B
arril
Diesel 2 P. Industrial 6 GLP Kerosene G84
Fuente: Lista de Precios de Petroperú
La última lista de precios de Petroperú vigente es la del 23 de Enero de 2010 en la cual el precio neto de la Gasolina 90, Gasolina 84, Diesel 2, Kerosene, Residual 6 y el Residual 500 se incrementaron a 5,41 Soles/galón, 4,90 Soles/galón, 5,97 Soles/galón, 5,97 Soles/galón, 4,77 Soles/galón y 4,75 Soles/galón, mientras el GLP se mantuvo en 1,60 Soles/Kg.
3.3.3. Estructura de Precios de Combustibles
ESTRUCTURA DE PRECIOS VIGENTE AL 01 DE ABRIL DEL 2010*
Combustible Precio Ex –
planta PETROPERU
RODAJE (8%)
ISC
IGVPrecio Ex -
planta + Imp.
Margen Comercial**
Precio al Público***
GLP (Sol/Kg) 1,60 0,30 1,90 1,23 3,14Gasolina 97 (Sol/gal) 6,17 0,49 2,30 1,70 10,67 3,07 13,74 Gasolina 95 (Sol/gal) 6,13 0,49 2,07 1,65 10,34 2,65 13,00Gasolina 90 (Sol/gal) 5,41 0,43 1,78 1,45 9,07 1,51 10,59 Gasolina 84 (Sol/gal) 4,90 0,39 1,36 1,26 7,92 1,52 9,44Kerosene (Sol/gal) 5,97 1,94 1,50 9,41 1,50 10,924 Diesel 2 (Sol/gal) 5,97 1,44 1,41 8,82 1,04 9,86P. Industrial 6 (Sol/gal) 4,77 1,01 6,30
* Elaboración Propia en base a la última lista de precios de Petroperú vigente al último día del mes ** Ultimo Margen Comercial estimado como la diferencia del precio al público y el ex-planta de la refinería mas impuestos *** Valores reportados a Osinerg a través del PRICE al 28 de Marzo de 2010.
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3.3.4. Competitividad del Gas Natural de Camisea
Los gráficos mostrados a continuación, comparan los precios del gas natural con los precios de compra de energéticos alternativos incluyendo impuestos al 01 de Abril del 2010. Estos precios no incluyen eficiencia de uso. Asimismo, el precio de electricidad incluye un cargo por alumbrado público. (Para convertir US$/GJoules a US$/MMBTU, multiplicar por 1,055).
Usuario Residencial
9,8
21,9
42,9
28,1
0 8
16 24 32 40 48
Gas Natural Kerosene GLP Electricidad
US$/GJoule
Gas Natural: consumo de 20m3/mes, equiv. a 1,5 balón GLP (10Kg) Electricidad: BT5, consumo aproximado 158 KWh/mes.
Usuario Comercial Menor
8,8
25,3 23,619,0
30,8
0
8
16
24
32
40
48
Gas NaturalKerosene Diesel 2 GLP Electricidad
US$
/GJo
ule
Precio del GLP estimado, Precios Incluyen Impuestos Electricidad: BT4, consumo aproximado 1 149 KWh/mes
Usuario Mediana Industria
5,5
13,9
21,121,1 20,0
0
5
10
15
20
25
30
GasNatural
Residual 6 Diesel 2 GLP Electricidad
US$
/GJo
ule
Precio del GLP estimado, Precios Incluyen Impuestos
Usuario Gran Industria
5,2 5,2
13,9
21,1 21,1
16,0
0
8
16
24
32
40
Carbón GasNatural
Residual 6 Diesel 2 GLP Electricidad
US$
/GJo
ule
Electricidad: precio estimado para cliente libre (Barra Lima). Precio de GLP estimado, Precios incluyen impuestos. Carbón importado con poder calorífico superior de 7 000 kcal/kg.
Generación Eléctrica (Sin IGV)
3,3 2,4
11,714,3
0
5
10
15
20
25
30
Carbón Gas Natural Residual 6 Diesel 2
US$
/GJo
ule
Precios no incluyen IGV. Diesel 2 exonerado del ISC, Ley 27216.
Carbón importado con Poder Calorífico Superior de 6 300 kcal/kg. Gas Natural con Poder Calorífico Superior de 1086,3 BTU/PC
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3.3.5. Precios de Combustibles para Transporte
Usuario Transporte
28,0
12,6
19,223,6
0
8
16
24
32
40
GNV* Diesel 2 GLP Gasolinas
US$
/GJo
ule
* Gas Natural Vehicular, precio reportado por el PRICE Gasolinas: Promedio ponderado de gasolinas
Consumo Específico
347,0
286,4295,2 307,7
0
100
200
300
400
GNV* Diesel 2 GLP Gasolinas
Km
/GJo
ule
Costo Variable por Km
0,08
0,040,070,06
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
GNV* Diesel 2 GLP Gasolinas
US$
/Km
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Cocina a GLPn(2) = 65%
2,74 MJ6,0 ctv . US$
Cocina a GNn(2) = 65%
2,74 MJ2,7 ctv . US$
C. Eléctrican(2) = 70%2,54 MJ
10,9 ctv . US$
Leña n (1) = 10% 17,79 MJ
1,78 MJ 5 litros agua
C. Kerosene n (2) = 40% 4,45 MJ
12,5 ctv . US$
Requerimiento Energético para hervir 5 litros de agua
(1) Calculado en base a información de OTERG.
(2) Tomado de “Evaluación de la Eficiencia energética en cocinas – sector doméstico” (Informe Técnico N°99036-09) elaborado por el Centro de Servicios y Transferencia Tecnológica de la Pontificia Universidad Católica del Perú (CTT – PUCP) a solicitud del PAE. Para las cocinas a Gas Natural se ha asumido la misma eficiencia que para cocinas a GLP. En el caso del GLP se reportó una eficiencia mínima de 58,7% y máxima de 69,6%, para las cocinas de kerosene la eficiencia mínima reportada fue de 37,8% y máxima de 48%, en ambos casos se tomo un valor intermedio.
Terma Eléctrica*
n (3) = 70% 16,15 MJ
69,3 ctv . US$
Terma a GN n(3) = 85% 13,3 MJ
13,1 ctv . US$
Requerimiento Energético para calentar 60 litros agua
60 litros de agua a 60°C 11,30 MJ
Terma a GLP n(3) = 85%
13,3 MJ290 ctv. US$
Terma Electrónica n (3) = 90%
12,6 MJ 53,9 ctv . US$
Ducha Eléctrica
n (3) = 95% 11,9 MJ
51,1 ctv . US$
(3) Tomado de “Evaluación de la Eficiencia energética en calentadores de agua – sector doméstico” (Informe Técnico N°99037-09) elaborado por el CTT – PUCP a solicitud del PAE. Para las Termas a Gas Natural se ha asumido la misma eficiencia que para Termas a GLP. Cabe indicar que para la Terma a GLP la eficiencia mínima reportada fue de 75,6% y la máxima 92,4%, para la Terma eléctrica la eficiencia mínima fue 62,0% y la máxima 76,0% y para la Ducha eléctrica la eficiencia mínima reportada fue de 93,4% y la máxima de 96,4%; en cada uno de estos casos se tomo una eficiencia inermedia.
* No incluye energía para mantenimiento de temperatura.
Costo de hervir 5 litros de agua
6,0
12,5
2,7
10,9
0
4
8
12
16
20
Cocina GasNatural
Cocina GLP CocinaKerosene
CocinaEléctrica
ctv.
US$
Costo de calentar 60 litros de agua
53,969,3
29,1
51,1
13,0
0
20
40
60
80
100
Terma a GN
Terma a GLP
DuchaEléctrica
TermaElectronica
Terma Eléctrica
ctv.
US$
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Costo para Generar Electricidad
165,9147,9124,3
28,832,517,8
0
50
100
150
200
250
300
CC_Gas_Natural CV_Carbón CS_Gas_Natural MD_Residual_6 MD_Diesel_2 CS_Diesel_2
Tecnología - Combustible
US$
/MW
h
CC : Ciclo CombinadoCV : Central a Vapor CS : Ciclo Simple MD : Motor Diesel
CICLO COMBINADO CICLO SIMPLECombustible: Gas Natural Combustible: Diesel N°2
Diferencia PC: 10% Diferencia PC: 6%Costo: 2,45 US$/GJ Costo: 14,29 US$/GJ
Rendimiento: 55% Rendimiento: 33%Producción: 3,60 GJ Producción: 3,60 GJ
Consumo: 7,27 GJ Consumo: 11,61 GJCosto: 17,79 US$ Costo: 165,88 US$
17,79 US$/MWh 165,88 US$/MWh
CENTRAL A VAPOR MOTOR DIESELCombustible: Carbón Combustible: Diesel N°2
Diferencia PC: 5% Diferencia PC: 6%Costo: 3,26 US$/GJ Costo: 14,29 US$/GJ
Rendimiento: 38% Rendimiento: 37%Producción: 3,60 GJ Producción: 3,60 GJ
Consumo: 9,97 GJ Consumo: 10,35 GJCosto: 32,52 US$ Costo: 147,95 US$
32,52 US$/MWh 1,00 MWh 147,95 US$/MWh3,60 GJ
CICLO SIMPLE MOTOR DIESELCombustible: Gas Natural Combustible: Residual N°6
Diferencia PC: 10% Diferencia PC: 6%Costo: 2,45 US$/GJ Costo: 11,69 US$/GJ
Rendimiento: 34% Rendimiento: 36%Producción: 3,60 GJ Producción: 3,60 GJ
Consumo: 11,76 GJ Consumo: 10,64 GJCosto: 28,77 US$ Costo: 124,31 US$
28,77 US$/MWh 124,31 US$/MWh
PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD
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4. Hechos Relevantes
Noticias de Interés
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 011-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 29 de Diciembre se prepublica la resolución que fija las tarifas básicas iniciales de trasporte del Gasoducto Andino del Sur.
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 034-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 27 de Febrero de 2010 se declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Gas Natural de Lima y Callao S.A. contra la Resolución N° 261-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao.
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 035-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 27 de Febrero de 2010 se declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por Edegel S.A.A. contra la Resolución N° 261-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao.
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 036-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 27 de Febrero de 2010 se declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S.A. contra la Resolución N° 261-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao.
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 037-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 2010 se declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Kallpa Generación S.A. contra la Resolución N° 261-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao.
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 038-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 2010 se declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Gas Natural de Lima y Callao S.A. contra la Resolución N° 262-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros, de la concesión de Lima y Callao.
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 039-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 2010 se declara infundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Edegel S.A.A. contra la Resolución N° 262-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros, de la concesión de Lima y Callao.
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 040-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 2010 se Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S.A. contra la Resolución N° 262-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 041-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 2010 se Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S.A. contra la Resolución N° 262-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 051-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 2010 se modifica y precisa diversos artículos de la Resolución 261-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao.
Mediante Resolución OSINERGMIN N° 052-2010-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 2010 se modifica y precisa diversos artículos de la Resolución 262-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros, de la concesión de Lima y Callao.