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Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Pág. 1 de 14

Operación del Sector Hidrocarburos Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - Osinergmin Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Abril 2009

1. Gas Natural 1.1 Producción Fiscalizada Promedio

PERIODO: Enero 1999 - Marzo 2009

295

328

259

172

5136

4033

4383

146

10

50

90

130

170

210

250

290

330

370

410

1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010

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 Marzo fue de 308 531 MPCD, mayor en 29 500 MPCD con respecto al promedio del mes anterior, la producción fiscalizada aumentó debido a la mayor demanda de gas del Lote 88 ante parcial parada de Central Hidroeléctrica del Mantaro.

1.2 Distribución de la Producción Fiscalizada

Periodo Abril 2008 - Marzo 2009

0

50

100

150

200

250

300

350

400

ABR 08 MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC ENE 09 FEB MAR

MM

PCD

Petrotech Aguaytia Pluspetrol (Lote 88) Petrobras Sapet Olympic Otros

Composición Porcentual - Marzo 2009

Sapet0%

Petrobras2%

Olympic0%

Petrotech2%

Pluspetrol86%

Otros1%

Aguaytia9%

MMPCD: millones de pies cúbicos al día Fuente: Perupetro

Operación del Sector Hidrocarburos Abril 2009


1.3 Demanda de Gas Natural en el Sector Eléctrico

PERIODO: Enero 1999 - Diciembre 2008

193

58

16 1323

2835

102 103

138

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009

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 Junio de 2007 se viene incluyendo el consumo de la central eléctrica Kallpa de Globeleq.

2. Hidrocarburos Líquidos 2.1 Producción Fiscalizada Promedio

PERIODO : Enero 1999 - Marzo 2009

145

94

9197

99

106

97

111

116120

80

90

100

110

120

130

140

150

160

1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010

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 Marzo fue de 145 290 BPD, mayor en 4 088 BPD con respecto al promedio del mes anterior. El incremento se debe principalmente al mayor aporte del Lote 88, mientras la producción del Lote 1-AB continúa por debajo de lo normal.



2.2 Distribución de la Producción Fiscalizada

Periodo Abril 2008 - Marzo 2009

0

20

40

60

80

100

120

140

160

ABR 08 MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC ENE 09 FEB MAR

MB

PD

Petrotech Petrobras Pluspetrol (Lote 1AB) Pluspetrol (Lote 8) Otros Pluspetrol (Lote88)

Composición Porcentual - Marzo 2009

Petrotech8%

Pluspetrol (Lote 1AB)

11%

Petrobras9%

Pluspetrol (Lote 88)

23%

Otros38%

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 2001/Mar 2009

30,329,4

14,214,8

17,1

21,4

18,0

24,026,4

8

12

16

20

24

28

32

36

40

44

48

2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010

Promedio Anual

|

MBPD: miles de barriles por día calendario Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Las ventas promedio a Ene/Mar de 2009 (30,29 MBPD) son mayores al promedio de Ene/Mar 2008 en 5,41 MBPD. El GLP es usado en los sectores residencial, comercial, industrial y de transporte (en sustitución de gasolina y D2).



2.4 Demanda de Gas Natural Empresa DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO

dic-08 ene-09 feb-09 mar-09EDEGEL 67 422 176 71 605 742 62 900 998 75 359 151 GNLC (*) 47 940 922 44 059 029 41 933 168 46 321 317 Sudamericana de Fibras 645 078 850 290 1 972 896 731 087 Alicorp 1 382 191 1 434 952 1 561 023 1 477 246 Cerámica San Lorenzo 1 964 930 1 883 772 1 705 162 1 950 161 Owens-Illinois Perú 1 832 046 1 984 043 1 780 548 1 890 963 Pluspetrol Pisco 7 979 855 7 973 821 7 132 744 8 228 026 Corporación Cerámica 815 270 604 253 576 503 633 455 Cerámica Lima 4 273 482 3 722 988 3 270 533 4 280 748 Minsur 1 280 182 1 280 500 1 038 376 1 331 402 Aceros Arequipa - 1 034 577 1 952 100 2 146 494 Cementos Lima 17 502 636 13 813 504 7 468 186 15 782 720 Enersur 61 027 958 39 567 397 32 291 162 56 367 508 Globeleq (CT Kallpa) 29 487 249 27 636 643 16 333 853 11 933 008 Peru LNG SRL 970 166 100 521 1 038 803 1 140 101 SDF Energía SA 15 304 97 488 262 214 3 815 205

Total 244 539 445 217 649 520 183 218 269 233 388 592 Volumenes reportados por GNLC como venta al mercado regulado.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

5

10

15

20

25

30

35

40

45

feb-

08

mar

-08

abr-0

8

may

-08

jun-

08

jul-0

8

ago-

08

sep-

08

oct-0

8

nov-

08

dic-

08

ene-

09

feb-

09

mar

-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

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

feb-

08

mar

-08

abr-0

8

may

-08

jun-

08

jul-0

8

ago-

08

sep-

08

oct-0

8

nov-

08

dic-

08

ene-

09

feb-

09

mar

-09

Mile

s de

Met

ros

Cúb

icos

Categoria C Categoria D Categoria D - GNV



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 Osinerg Nº 097-2004-OS/CD y están vigentes desde mayo de 2004 hasta mayo de 2008. Mediante la Resolución Osinergmin Nº 013-2007-OS/CD se incorpora dentro de la tarifa de distribución cargos dentro del margen de distribución aplicables a la categoría A. Asimismo, establece el Factor de actualización F2 por categoría tarifaria el cual fue definido en la Resolución Osinerg Nº 097-2004-OS/CD.

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 OSINERG N° 097-2004-OS/CDResolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD y Resolución OSINERGMIN N° 013-2007-OS/CD

A B C D

Margen de Distribución US$/Mil m3 119,7 52,67 18,98 11,5

Margen Fijo de la Distribución:

Acometida (TMA1) 1,13

Tubería de Conexión (TMA2) 0,17

Mantenimiento Quinquenal de la Acometida 0,10

US$/Cliente - mes 0,85 10,67

US$/(m3/dia) - mes 0,144 0,087

UnidadesCategoría

Margen Comercial

Concepto

US$/Consumidor-Mes

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



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

198,30 218,43

01-ene-09 1,5533 1,7939

Indices

Indices

Periodo Base (0)

Dic 1999 - Nov 2000

Factor de Ajuste Calculado

Periodo Móvil (i)

Dic 2007 - Nov 2008

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

198,30 218,43

01-may-09 1,5834 1,7939 1,5834

Periodo Base (0)

Indices

Indices

Dic 1999 - Nov 2000

Factor de Ajuste del Mes Anterior

Factor de Ajuste Aplicable (5)

Factor de Ajuste (4)

Periodo Móvil (i)

Dic 2007 - Nov 2008

Calculado al

(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 : CLIENTES INDUSTRIALES INICIALES

FO1a FO2a FO3a15,60 15,40 13,66

FO1j FO2j FO3j56,19 54,38 52,91 3,6517

Canasta de Residuales (US$/Bl)

Canasta de Residuales (US$/Bl)

FAC (6)

01/05/2005 - 30/04/2008

BASE

01/12/1990 - 30/11/2000

Periodo Móvil

01-may-09 3,6517

Calculado al Factor de Ajuste

(6) Los clientes iniciales y los Productores suscribieron en una segunda addenda a sus respectivos contratos de suministro, en los cuales establecieron coeficientes promocionales para los primeros 4 años de suministro.

Si bien se estableció un valor tope para el precio del gas natural equivalente al 90% promedio de los precios de residual 500 que comercialice Petroperu en su planta Callao, debe tenerse en cuenta que el precio de gas reajustado aplicable a los clientes iniciales, ni a ningún otro cliente debe ser mayor al precio máximo establecido en el Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88.

0 0

1 20,60* 0, 40*1 2

i iInd IndFAInd Ind

= +

a

j

a

j

a

j

FOFO

FOFO

FOFO

FA33

*25.022

*25.011

*5.0 ++=



CASO : CALIDDA (APLICABLE A LOS CLIENTES REGULADOS)

01-ene-09 1,7939 1,3567

Calculado al Factor de Ajuste Factor de Ajuste Aplicable

Mediante carta número GC/MCH/84000014 de fecha 07 de enero de 2008, el Concesionario de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao (CALIDDA) comunicó a OSINERG que a partir del 10 de Enero de 2008 el precio de gas natural en boca de pozo para los consumidores no generadores eléctricos ( a excepción de los consumidores de GNV) se incrementará e 5%, resultando en 2,4421 US$/MMBTU.

B. FACTORES DE ACTUALIZACION DE LAS TARIFAS DE LA RED PRINCIPAL

Fecha PPIene-03* 149,8ene-09 171,0 14,15% 1,1415

* Periodo Base

Fecha TC

abr-09 3,1252may-09 3,0822 -1,38% 3,0822

FA2 = Tipo de Cambio para convertir las tarifas a moneda nacional

FA1

FA2Variación (%)

Variación (%)

C. FACTORES DE ACTUALIZACIÓN DELAS TARIFAS DE LAS OTRAS REDES

a b c dMargen de Distribución (MD) 0,5802 0,4198 0,3 0,7

Margen Comercial (MC) 0 1 0,3 0,7

IPM PPI TAA TAPE TA TCBASE 161,96 151,80 4% 12% 9,60% 3,47

abr-09 192,52 165,20 0% 9% 6,30% 3,1252

may-09 191,56 165,20 0% 9% 6,30% 3,0822

Var (%) -0,5% 0,0% 0,0% 0,0% 0,00% -1,38%

Ninguno de los parámetros varió en mas de +-3%, por tanto no se actualiza el F1.

Margen de Margen Tope Máximo de AcometidaDistribución Comercial Categoría A =

MD MC TMA1 TMA2 TMA1 TMA2abr-09 1,1114 1,1887 1,1375 1,0905 1,0745 1,0897

may-09 1,1114 1,1887 1,1375 1,0905 1,0745 1,0897El F1 aplicable es el calculado para Abril del 2009

Var (%) 0,0% 0,0% 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000

Categoría TarifaríaA B C D D - GNV

may-09 1,0050 1,0520 1,3980 1,6650 1,9090Factor definido en la Resolución Osinerg Nº 097-2004-OS/CD y determinado mediante la Resolución Osinergmin Nº 013-2007-OS/CD

Nota:PPI:

TC :

IPM:

TA:

TAA:

TAPE:

Tasa Arancelaria promedio para la importación de Acero y Polietileno. Se utilizará el valor de vigente al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.

Tasa Arancelaria para la importación de Acero.Partida Arancelaria 7304.19.00.00 www.aduanet.gob.pe/aduanas/informai/tra_ar.htm Tasa Arancelaria para la importación de Polietileno.Partida Arancelaria 3916.10.00.00 www.aduanet.gob.pe/aduanas/informai/tra_ar.htm

F1

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.govTipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la “COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA – TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO” o el que lo reemplace. Se tomara en cuenta el valor venta promedio de las cinco ultimas cotizaciones disponibles y publicadas en el Diario Oficial El Peruano, al día 25 de cada mes.

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

F2

( )( )

a

0 0 0

1 TA PPI IPMF1 a b1 TA PPI IPM+

= × × + ×+

TA c TTA d TAPE= × + ×TA c TTA d TAPE= × + ×



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 Mayo de 2009

102030405060708090

100110120130140150160170180190

feb-

06m

ar-0

6

abr-0

6m

ay-0

6jun

-06

jul-0

6ag

o-06

sep-

06oc

t-06

nov-

06dic

-06

ene-

07fe

b-07

mar

-07

abr-0

7m

ay-0

7jun

-07

jul-0

7ag

o-07

sep-

07oc

t-07

nov-

07dic

-07

ene-

08fe

b-08

mar

-08

abr-0

8m

ay-0

8jun

-08

jul-0

8ag

o-08

sep-

08oc

t-08

nov-

08dic

-08

ene-

09fe

b-09

mar

-09

abr-0

9m

ay-0

9

US$/B

arril

Diesel 2 USGCP.Ind. 6 3.0% USGCGLP Mont BelvieuWTI

Fuente: Platt´s Oilgram Price Report


Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Página 9 de 14

3.3.2. Precios Ex planta de Petroperú

Precios Ex Planta Petroperú al 01 de Mayo de 2009

20253035404550556065707580859095

100105110115120125130135140

ene-

05m

ar-0

5

may

-05

jul-0

5

sep-

05

nov-

05

ene-

06m

ar-0

6

may

-06

jul-0

6

sep-

06

nov-

06

ene-

07

mar

-07

may

-07

jul-0

7

sep-

07

nov-

07

ene-

08

mar

-08

may

-08

jul-0

8

sep-

08

nov-

08

ene-

09m

ar-0

9

may

-09

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 15 de Abril de 2009 en la cual el precio neto de la Gasolina 84, Diesel 2, Kerosene, Residual 6 y el Residual 500 se mantuvieron en 4,15 Soles/galón, 5,59 Soles/galón, 5,52 Soles/galón, 4,13 Soles/galón y 4,00 Soles/galón, mientras el GLP bajó a 1,4767 Soles/Kg.

3.3.3. Estructura de Precios de Combustibles

ESTRUCTURA DE PRECIOS VIGENTE AL 01 DE MAYO DEL 2009*

Combustible Precio Ex –

planta PETROPERU

RODAJE (8%)

ISC

IGVPrecio Ex -

planta + Imp.

Margen Comercial**

Precio al Público***

GLP (Sol/Kg) 1,48 0,28 1,76 1,32 3,08 Gasolina 97 (Sol/gal) 5,77 0,46 2,30 1,62 10,15 3,17 13,32 Gasolina 95 (Sol/gal) 5,73 0,46 2,07 1,57 9,83 2,90 12,72 Gasolina 90 (Sol/gal) 4,66 0,37 1,78 1,29 8,11 1,54 9,65 Gasolina 84 (Sol/gal) 4,15 0,33 1,36 1,11 6,95 1,59 8,54 Kerosene (Sol/gal) 5,52 1,94 1,42 8,88 1,68 10,56 Diesel 2 (Sol/gal) 5,59 1,44 1,34 8,37 0,98 9,35 P. Industrial 6 (Sol/gal) 4,13 0,88 5,53

* 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 19 de Abril de 2009.



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 Mayo del 2009. 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

9,2

20,4

43,5

25,7

0

8

16

24

32

40

48

GasNatural

Kerosene GLP Electricidad

US$

/GJo

ule

Gas Natural: consumo de 20m3/mes, equiv. a 1,5 balón GLP (10Kg) Electricidad: BT5, consumo aproximado 158 KWh/mes.

Usuario Comercial Menor

6,8

23,2 21,218,2

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

5,2

11,6

20,619,0 17,2

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

4,1 4,9

11,6

19,0 20,6

15,3

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)

5,52,4

9,712,7

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



3.3.5. Precios de Combustibles para Transporte

Usuario Transporte

24,5

11,9

19,421,2

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


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


US$

/Km



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

5,6 ctv . US$

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

2,5 ctv . US$

C. Eléctrican(2) = 70%2,54 MJ

11,1 ctv . US$

Leña n (1) = 10% 17,79 MJ

1,78 MJ 5 litros agua

C. Kerosene n (2) = 40% 4,45 MJ

11,4 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

70,3 ctv . US$

Terma a GN n(3) = 85%

13,3 MJ 12,2 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 MJ27,1 ctv. US$

Terma Electrónica n (3) = 90%

12,6 MJ 54,7 ctv . US$

Ducha Eléctrica

n (3) = 95% 11,9 MJ

51,8 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 intermedia.

* No incluye energía para mantenimiento de temperatura.

Costo de hervir 5 litros de agua

5,6

11,4

2,5

11,1

0

4

8

12

16

20

Cocina GasNatural

Cocina GLP CocinaKerosene

CocinaEléctrica

ctv.

US$

Costo de calentar 60 litros de agua

54,770,3

27,1

51,8

12,2

0

20

40

60

80

100

Terma a GN

Terma a GLP

DuchaEléctrica

TermaElectronica

Terma Eléctrica

ctv.

US$



Costo para Generar Electricidad

147,2131,3103,6

28,854,9

17,8

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$/GJ Costo: 12,68 US$/GJ

Rendimiento: 55% Rendimiento: 33%Producción: 3,60 GJ Producción: 3,60 GJ

Consumo: 7,27 GJ Consumo: 11,61 GJCosto: 17,80 US$ Costo: 147,20 US$

17,80 US$/MWh 147,20 US$/MWh

CENTRAL A VAPOR MOTOR DIESELCombustible: Carbón Combustible: Diesel N°2




54,86 US$/MWh 1,00 MWh 131,29 US$/MWh3,60 GJ

CICLO SIMPLE MOTOR DIESELCombustible: Gas Natural Combustible: Residual N°6




28,80 US$/MWh 103,56 US$/MWh

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD



4. Hechos Relevantes

Noticias de Interés

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 056 - 2009 - OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 17 de Abril de 2009 se aprueba Norma "Procedimiento de Viabilidad de Nuevos Suministros de Gas Natural", que entrará en vigencia a partir del día siguiente de la publicación de la resolución que apruebe por primera vez el "Factor K" y el valor del derecho de Conexión para cada zona de concesión de distribución de gas natural.

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 057 - 2009 - OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 19 de Abril de 2009 se dispone la publicación del proyecto de Norma "Procedimiento para la determinación del Incentivo a la contratación del Servicio Firme y eficiencia en el uso del gas natural" y disponen plazo para la recepción de comentarios y sugerencias a dicho proyecto.

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 067 - 2009 - OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 30 de Abril de 2009 se modifica Anexo de la Resolución OSINERGMIN Nº0660-2008-OS/CD, que aprueba el "Procedimiento de Fijación de Tarifas de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao para el periodo 2009-2013".

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