Distribución de la Producción Fiscalizada Gas Natural MMPCD: millones de pies cúbicos al día Fuente: Ministerio de Energía y Minas Demanda Estimada en el Sector Eléctrico Gráfico basado en datos obtenidos de la información re- portada por las empresas eléctricas a Osinerg. La informa- ción corresponde al consumo de gas natural de las centra- les térmicas de Malacas, Aguaytía, Etevensa y Edegel que desde junio genera con gas natural. Millón M 3 : millones de metros cúbicos al mes Fuente : Gerencia de Regulación de Generación Eléctrica - Osinerg Producción Fiscalizada Promedio La producción fiscalizada promedio diaria del mes de julio fue de 116 402 BPD, menor en 331 BPD con respecto al promedio del mes anterior. La producción prácticamente se ha mantenido. Hidrocarburos Líquidos MBPD: miles de barriles por día calendario Fuente: Ministerio de Energía y Minas Año 6 Agosto 2005 Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - Osinerg Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria MMPCD: millones de pies cúbicos al día Fuente: Ministerio de Energía y Minas Producción Fiscalizada Promedio La Producción fiscalizada promedio de julio fue de 185 274 MPCD, mayor en 9 817 MPCD respecto al pro- medio del mes anterior, este incremento en la producción fiscalizada (gas de venta) es atribuible principalmente a un mayor requerimiento de energía eléctrica solicitado por el COES.
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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 de la información re-portada por las empresas eléctricas a Osinerg. La informa-ción corresponde al consumo de gas natural de las centra-les térmicas de Malacas, Aguaytía, Etevensa y Edegel quedesde junio genera con gas natural.
Millón M3: millones de metros cúbicos al mesFuente : Gerencia de Regulación de
Generación Eléctrica - Osinerg
Producción Fiscalizada PromedioLa producción fiscalizada promedio diaria del mes de juliofue de 116 402 BPD, menor en 331 BPD con respecto alpromedio del mes anterior. La producción prácticamentese ha mantenido.
Hidrocarburos Líquidos
MBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Energía y Minas
Año 6 Agosto 2005Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - Osinerg
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
MMPCD: millones de pies cúbicos al díaFuente: Ministerio de Energía y Minas
Producción Fiscalizada PromedioLa Producción fiscalizada promedio de julio fue de185 274 MPCD, mayor en 9 817 MPCD respecto al pro-medio del mes anterior, este incremento en la producciónfiscalizada (gas de venta) es atribuible principalmente a unmayor requerimiento de energía eléctrica solicitado por elCOES.
Distribución de la Producción Fiscalizada
Demanda de GLPLas ventas promedio a julio de 2005 (20,38 MBPD) sonmayores al promedio de enero/julio de 2004 en 2,13 MBPD.El GLP es usado en los sectores residencial, comercial, in-dustrial y de transporte (en sustitución de gasolina y D2).
La producción nacional de GLP en julio ha sido aproximada-mente de 26,53 MBPD, de los cuales solo 7,71 es obtenidode la refinación de petróleo.
MBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Ener gía y Minas
Precios
Precio del Gas NaturalSegún 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 precisóque, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generacióntermoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoyOSINERG).Asimismo, el precio máximo del gas natural para todas las unidades de generación debe ser determinado tomando comoreferencia el precio del gas en Camisea más el costo del transporte y distribución respectiva en Lima, considerando lodispuesto en el Decreto Supremo N° 016-2000-EM, y sus modificatorias, el cual señala, en su Artículo 5°, que se tomarácomo precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124° del Reglamento, el precio únicoque se obtenga como resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC, teniendo como límite superior lo señalado enel Artículo 6° del mencionado Decreto Supremo. La aplicación de esta última disposición permite obtener un preciomáximo para la presente regulación de 1,8698 US$/MMBtu. Al respecto, como resultado de la aplicación del mencionadoprocedimiento N° 31 C, los precios de gas natural declarados en junio de 2004 para las centrales de Aguaytía y Malacasfueron de 0,9000 US$/MMBtu y 2,9202 US$/MMBtu, respectivamente. Dichos precios, debidamente actualizados al 28de febrero de 2005 resultan en 1,0704 US$/MMBtu y 3,1875 US$/MMBtu; al ser comparados con el precio limite de1,8698 US$/MMBtu, se concluyó que los precios de gas natural, utilizados en la fijación de Tarifas en Barra (Mayo 2005– Abril 2006), para las centrales termoeléctricas de Aguaytía y Malacas fueron 1,0704 US$/MMBtu y 1,8698 US$/MMBtu, respectivamente.
(*) A partir del 08 de mayo de 2000, las operaciones del Lote 1AB (Occidental) pasaron a cargo de Pluspetrol El 06 de Junio de 2003 Perez Compac cambió de razón Social por Petrobras Energía.MBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Energía y Minas
Precios de los Hidrocarburos LíquidosUno de los parámetros considerados para el cálculo de la tarifa eléctrica es el costo del combustible empleado en lasgeneradoras 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 21 de marzo de 2005 mediante Decreto SupremoN° 012-2005-EM), señala que «El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que seseñalan en el artículo 50° de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, para el caso de los combustibles líquidosy el carbón se tomará como precios de mercado interno los precios de Referencia de Importación que publique OSINERG.
Precios de Compra Incluyendo ImpuestosESTRUCTURA DE PRECIOS VIGENTE AL 31 DE JULIO DE 2005*
* Elaboración Propia en base a la última lista de precios de Petroperú vigente al último día del mes** El Margen Comercial es estimado como la diferencia entre precio de venta al público y el precio ex-planta de la refinería*** Fuente: INEI
Los gráficos mostrados a continuación, representan los precios de compra de energéticos alternativos al gas natural incluyendoimpuestos, al 31 de Julio 2005 (no incluyen eficiencia de uso). El precio de electricidad incluye un cargo por alumbrado público. (Paraconvertir 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***
Precios de Energéticos AlternativosLa lista de precios de Petroperú vigente a fin de mesfue la del 13 de julio en la cual el precio neto delDiesel 2, y Residual 6 fueron 6,13 Soles/galón. y 3,50Soles/galón, respectivamente . Mientras el precio delGLP se redujo a 1,7767 Soles/Kg.
Gas Natural: consumo de 20m3/mes, equivalente a 1,5 balón GLP (10kg) Electricidad: BT5, consumo aproximado 158 kW.h/mes
Precios no incluyen IGV. Diesel 2 exonerado del ISC, Ley 27216Carbón importado con Poder Calorífico Superior de 6 300 Kcal/kg
Precio del GLP estimado, Precios Incluyen Impuestos
Fuente: Lista de Precios de PETROPERU
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Precios FOB 2000 - 2005
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-04
Diesel 2 USGC
P.Ind. 6 3,0% USGC
GLP Mont Belvieu
WTI
Hechos Relevantes
Precios FOB de Marcadores
Fuente: Platt´s Oilgram Price Report
* Gas Natural Comprimido. Precio estimado (incluye IGV)Gasolinas: Promedio ponderado de gasolinas
Electricidad: Precio estimado para cliente libre (Barra Lima)Precio de GLP estimado, precios incluyen ImpuestosCarbón importado con Poder Calorífico Superior de 7 000 Kcal/kg
40
30
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10
0
US
$/G
Joule
Usuario Gran Industria
3,44,0
8,2
18,016,8
19,9
Gas Natural GLP ElectricidadP.Ind.6Carbón Diesel N°2
Noticias de Interés— Mediante Resolución OSINERG N° 147-2005-OS/CD pu-
blicada el 01 de Julio de 2005 en el diario oficial El Peruano,se dispone la publicación del proyecto de norma que modi-fica la norma «Procedimiento para Fijación de Precios Re-gulados» (Resolución. OSINERG N° 001-2003-OS/CD).
— Mediante Resolución OSINERG N° 163-2005-OS/CDpublicada el 17 de Julio de 2005 en el diario oficial El Perua-no, se aprueba el Reglamento del Registro de Instaladotesde Gas Natural.
Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaAv. Canadá 1460, Lima 41, PerúTeléfonos: 224 0487 - 224 0488, Fax: 224 0491
— Mediante Resolución OSINERG N° 164-2005-OS/CD pu-blicada el 17 de Julio de 2005 en el diario oficial El Peruano,se aprueba el Procedimiento para la Habilitación de Sumi-nistros en Instalaciones Internas de Gas Natural.
— Mediante Resolución OSINERG N° 185-2005-EM publi-cada en el diario oficial El Peruano el 28 de julio del 2005 semodifica la Norma «Procedimientos para Fijación de Pre-cios Regulados» aprobada mediante Resolución OSINERGN° 0001 – 2003-OS/CD.
(*) No incluye energía para mantenimiento de temperatura
Comparación de costos del gas y otros energéticos en el consumodoméstico
(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 Católicadel Perú (CTT – PUCP) asolicitud del PAE. Para las coci-nas a Gas Natural se ha asumidola misma eficiencia que paracocinas a GLP. En el caso delGLP se reportó una eficienciamínima de 58,7% y máxima de69,6%, para las cocinas de kero-sene la eficiencia 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 Técnico N°99037-09) elaborado por el CTT– PUCP a solicitud del PAE.Para las Termas a Gas Natural seha asumido la misma eficienciaque para Termas a GLP. Cabeindicar que para la Terma a GLPla eficiencia mínima reportadafue de 75,6% y la máxima 92,4%,para la Terma eléctrica laeficiencia mínima fue 62,0% yla máxima 76,0% y para la Duchaeléctrica la eficiencia mínima re-portada fue de 93,4% y la máxi-ma de 96,4%; en cada uno deestos casos se tomo una eficien-cia intermedia.
Leñan(1) = 10%17,79 MJ
Para hervir5 litros agua
1,78 MJ Cocina a GLPn(2) = 65%2,74 MJ
5,4 ctv. US$
Cocina Kerosenen(2) = 40%4,45 MJ
9,9 ctv. US$
Cocina Eléctrican(2) = 70%2,54 MJ
9,9 ctv. US$
Cocina a GNn(2) = 65%2,74 MJ
2,3 ctv. US$
Ducha Eléctrican(3) = 95%11,90 MJ
46,2 ctv. US$
Para calentar60 litros de
agua a 60° C11,30 MJ
Terma a GLPn(3) = 85%13,30 MJ
26,3 ctv. US$
Terma a GNn(3) = 85%13,30 MJ
11,1 ctv. US$
TermaEléctrica (*)n(3) = 70%16,15 MJ
62,7 ctv. US$Terma
Electrónican(3) = 90%12,60 MJ
48,8 ctv. US$
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía
Comparación de costos en la generación eléctrica
CC : Ciclo CombinadoCV : Central a VaporCS : Ciclo SimpleMD : Motor Diesel
