Operación del Sector Hidrocarburos€¦ · E2 0,0215 0,0882 4,5100 GE1 GE2 0,0088 0,0360 2,1400...

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 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

Operación del Sector Hidrocarburos Marzo 2010


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.



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).



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



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



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

= +



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 ∗+∗+∗+∗=



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


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 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.



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



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


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 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$



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




32,52 US$/MWh 1,00 MWh 147,95 US$/MWh3,60 GJ

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




28,77 US$/MWh 124,31 US$/MWh

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD



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.

Operación del Sector Hidrocarburos€¦ · E2 0,0215 0,0882 4,5100 GE1 GE2 0,0088 0,0360 2,1400...

Documents

Transcript of Operación del Sector Hidrocarburos€¦ · E2 0,0215 0,0882 4,5100 GE1 GE2 0,0088 0,0360 2,1400...