Regulación del Gas Natural en el Perú - Luis Espinoza … · Sistema de Gas Natural - Camisea GAS Precio Libre < Tope Distribución Red Principal Transporte Red Principal Libre

1

Luis A. Espinoza Quiñones

REGULACIÓN DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ

TEMARIO

• Estructura del Negocio de Gas Natural.• Actores del Negocio.• Ley, Reglamento y Tarifas Aplicables.• Regulación Red Principal. • Casos especiales : Camisea. • GRP.• Tarifa de Transporte.• Tarifa de Distribución.• Ejemplos.

2

ESTRUCTURA DEL NEGOCIO DE GAS NATURAL

Producción

Transporte

DistribuciónExplotación

ComercializaciónVenta

Consumidor Independiente 3

Consumidor Regulado 1



Consumidor Regulado 2

Acceso Abierto

ComercializaciónVenta

ACTORES DEL NEGOCIO

Normativoy Concesiones

Concesionario

Regulador

Fiscalizador

Contratante

Exploración y/oExplotación Transporte Distribución Comercialización

DGH

Contratista

Osinerg

Perupetro

DGH

Transportista

Osinerg

DGH

Distribuidor

Osinerg

DGH

Comercializador

Osinerg

3

PRODUCCIÓN / EXPLOTACIÓN

Contrato de Licencia

Contrato de Servicio

Partes: Perupetro y Contratista

Explorar y/o Explotar Hidrocarburos

Transferencia del derecho de propiedad de los Hidrocarburos extraídos

Partes: Perupetro y Contratista

Explorar y/o Explotar Hidrocarburos

El contratista recibe una retribución en función a la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos

Adicionalmente con la Ley de Promoción de Desarrollo de la Industria de Gas Natural se regula la...

• Explotación de Reservas Probadas.

• Explotación de Hidrocarburos en Camisea.

Ley General de Hidrocarburos:

LEY, REGLAMENTO Y TARIFAS APLICABLES

LeyReglamento

Regulador

Período deRegulación

PreciosTarifa

Exploración y/oExplotación Transporte Distribución Comercialización

LOH LOHDS N 041-99-EM

OSINERG

Será determinadoen cada caso

PreciosMáximos

LOHDS N 042-99-EM

OSINERG

Tarifa Inicial:Máx. 8 años

Tarifa Revisada:4 años

PreciosMáximos

LOHDS N 042-99-EM

OSINERG

Tarifa Inicial:Máx. 8 años

Tarifa Revisada:4 años

PreciosMáximos

Formación de Precios Precio del Gas Tarifa de

TransporteTarifa de

Distribución

Margen Distribución Margen Comercial

4

CASOS ESPECIALES

LeyReglamento

Regulador

Período deRegulación

PreciosTarifa

Explotaciónde Reservas

Probadas de GasTransporteTransporte Distribución

Alta PresiónLOH

Ley 27133 yReglamento

Precio Máximo

LOHLey 27133 yReglamento

OSINERG

2- 4 años

Tarifa BaseTarifa Regulada

LOHLey 27133 yReglamento

OSINERG

2- 4 años

Tarifa BaseTarifa Regulada

Red Principal

Formación de Precios

Precio del Gas

Tarifa de Transporte

Tarifa de Distribución+ +=

Sistema de Gas Natural - Camisea

GAS

Precio Libre < Tope

Distribución Red Principal

Transporte Red Principal

Libre Libre

Libre

Libre

DistribuciónOtras Redes

GE

NGL

�

�

GNV

Acometida

Acometida

Acometida

Acometida

Regulado

5

Por qué la Regulación .....?

• Es un Servicio Público• Tienden a ser monopolios naturales• El mercado no es perfecto, existen distorsiones• Pueden existir conflictos entre los intereses públicos (buen servicio

a bajo costo) y privados (maximizar utilidades)

Para qué la Regulación .....?

• Promover un equilibrio que asegure la inversión privada y la protección de los consumidores.

• Establecer tarifas justas y garantizar un servicio de calidad y seguro.

• Controlar las actividades importantes para la sociedad por medio de un sistema regulatorio.

Modelo Gas Natural en Latinoamérica

Chile

Perú

Colombia

México

Argentina

Bolivia

Brasil

Ecuador

Venezuela

Producción Transporte Distribución

Libre Libre Libre

Libre con Audiencia Regulado Regulado

Libre Regulado Regulado





Monopolio Administrado por el Estado (CRE) con Concesiones

Monopolio Administrado por el Estado

6

Regulación de la Red Principal

• Los Proyectos de Red Principal comprendidos dentro de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural deben de satisfacer los siguientes requisitos:

• Sea de uso público

• Por lo menos el 50% de la Capacidad Garantizada de los ductos esté destinada a los generadores eléctricos

• Promueva el desarrollo de la competencia energética

• La relación Beneficio-Costo para los usuarios del servicio que reciben energía donde participan los generadores eléctricos sea superior a la unidad

Primer proyecto: Transporte y Distribución de Gas Natural por ductos de Camisea a Lima

Breve explicación de la Garantía otorgada al Ducto de Camisea

CamiseaCampo

Ductos

Separación deActividades

Riesgo

Contrato NegocioNuevo

¿Donde seobtienen

Contratos?

Garantíade Pago de

Beneficiarios

Usuarios Eléctricos Reducen Tarifa

Eléctrica

Si el el valor del Gas al Generador es económico, el

efecto se multiplica en la Tarifa Eléctrica de tal forma

que el Costo de la Garantía es compensada por la Reducción

de la Tarifa Eléctrica

Debe Garantizarse la Reducción de la

Tarifa mediante una Planta Térmica que

use el Gas

¿Cuál es el Papel que Juega el

Estado en esta

Estrategia

7

Funcionamiento de la Garantía(Determinación del Peaje Eléctrico)

PagoGarantizado

Garantía de Transporte

TransporteReal

Años

Flujo(dinero ó volumen)

Funcionamiento de la Garantía(Determinación del Peaje Eléctrico)

Garantía de Transporte

TransporteReal

Años

Flujo(dinero ó volumen)

Costo de la Garantía de TransportePagada entre el Usuario Eléctrico y los

Otros Consumidores del Gas

Fin de la

Garantía

8

¿Cómo Funciona la Garantía?

ClienteLibre

ClienteRegulado

G

T

D

Distribuidor

G

T

Generador

GTT Transmisor

Eléctrico

Flujo de Dinero en el Sector Eléctrico

TTransmisión

Eléctrica

Costo de la Garantía

Numeral 7.6de la Ley 27133(Ley de Promoción)

Artículo 59° de la LCE

Transferencia de Dinero por la GarantíaTransferencia de Dinero por la Garantía

TransmisorEléctricoaVNR+COyM

Costo de laGarantía Fiduciaria

Artículo 8° de la Ley27133 “Ley de Promoción”

El costo deEl costo deTransmisiónTransmisión

Siempre es pagadoSiempre es pagadopor los Clientespor los Clientes

TGP y GNLC

Perupetro

Garantía contra Garantía contra el Riesgo el Riesgo

ComercialComercial

¿Cómo Funciona la Garantía?

9

Impacto del GN en la Oferta

Economía de Generación con Gas Natural

0

10

20

30

40

50

60

70

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0

US$ por Millón de BTU

US$

/ M

Wh

CC_75% CS_75%

Economía delCiclo Combinado

Economía delCiclo Simple

7.8

¿Porque el Sector Eléctrico soporta la GRP?

Impacto del GN en la OfertaImpacto del GN en la Oferta

Precio de Equilibrio del GN vs Tecnología de Generación a Carbón

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Planta

Prec

io d

el G

N: U

S$ /

Mill

ón B

TU

30 US$/Ton

70 US$/Ton

10

Impacto del GN en la OfertaImpacto del GN en la Oferta

Precio de Equilibrio del GN vs Tecnología de Generación Hidráulica

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Planta

Prec

io d

el G

N: U

S$ /

Mill

ón B

TU

800 US$/kW

1600 US$/kW

Impacto del GN en la DemandaImpacto del GN en la Demanda

Electricidad y Gas Natural

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 5 10 15 20 25 30

Años de Operación

TWh

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Mill

ón m

3/dí

a

Electricidad Gas Natural

Crecimiento a 5%VP(12%) = 280 TWh

Crecimiento a 10%VP(12%) = 20 Gm3

Fin de la GRP

11

Regulación del Transporte D.S. N°041-99-EM

Cubrir costos eficientes en la prestación del Servicio

Lograr Precios Equivalentesa los que ofrecería un mercado competitivo

Operación segura y confiable del servicio

Eficiencia en el nivel y estructura tarifaria

Objetivos

Transporte de GN por Ductos

• Concesión: 20 - 60 años• Para el servicio a terceros• Por Licitación o Concurso Público ó Solicitud de parte

• Servicio de Transporte:• Solicitante y Transportista deben suscribir Contrato de Transporte• Transferencia de Capacidad Contratada: por los usuarios• Acceso Abierto: No discriminado a solicitantes

Reglamento del Transporte de GN D.S. N°041-99-EM

12

Tarifas para el Transporte de Gas Natural

Principios Generales

Ingresos = Costos eficientes

por el servicio

Reproducir resultadosde un

mercado competitivo

Asegurar OperaciónSegura y Confiable

del Sistema de Transp.

No distorsionar decisionesde Inversión en el Sistema o

actividades relacionadas

Lograr eficiencia en el nivel y estructura tarifaria

Suministrar Incentivo al Concesionario para

la reducción de costos y el desarrollo del mercado

C(US $)

Años

D (m3)

D

C (I + OyM)D

CMe LP

CMe = C/D

CMe LP = Sum Ci(VP)/Sum Di(VP)

¿Como se Calculan las Tarifas de Transporte?

13

Tarifas para el Transporte de Gas Natural

• Tarifas Básicas = Precios Máximos• Tarifas aprobadas por el Regulador• Ingreso total y tarifas

• Servicios Básicos: 1,2... , j• Costo del Servicio = Amortización Capital de Inversión + OyM• TD = tasa de descuento• PR = Período de Regulación: i=1,2..,PR• Demanda de gas del Servicio j

∑ ∑= +

=j

i

PR

ii

ji

TDServicioCosto

TotalIngreso1 1:

,

)1(

∑= +

= PR

ii

ji

jj

TDDemanda

totalIngresobaseTarifa

1

,

)1(

Tarifa Base (TB) por Red Principal

∑= +

= PR

ii

i

TDCGA

ServiciodelCostobaseTarifa

1 )1(

Concurso

Contrato CapacidadGarantizada

Costo delServicio

TarifaBase/

14

Tarifas Reguladas por el uso de la Red Principal

• Generadores eléctricos:• Tarifa Regulada = Tarifa Base

• Otros Consumidores:• Tarifa Regulada = Costo Medio

• Para el primer período tarifario t=PR• CCA: Capacidad Contratada Anual

∑

∑

=

=

+

+= t

ii

i

t

ii

i

TDAnualContratadaCapacidad

TDAnualesosGarantizadIngresos

medioCosto

1

1

)1(

)1(

OtrosConsumidores

GeneradoresEléctricos

TarifaRegulada Ingreso

Garantizado

CapacidadContratada

TarifaBase

/

Tarifas Reguladas por el uso de la Red Principal

15

Reglamento de Distribución D.S. N°042-99-EM

Concesión: 20 - 60 años

City GateRed Alta Presión

Estación de Regulación

Red Baja Presión Acometida

Distribución de GN por Ductos

Servicio de Distribución

• El consumidor, ubicado dentro del área de concesión, tiene derecho a que el Concesionario le brinde el servicio de distribución.

• Se necesita autorización o concesión de transporte para llegar al área de concesión mediante ductos.

• Consumidor regulado y Concesionario deben suscribir Contrato de Suministro

• Las facturas a los consumidores deberán expresar separadamente los rubros: Precio del Gas, Tarifa de Transporte, Tarifa de Distribución, y Costo de la Acometida.

16

Esquema Modificado

Cliente

Equipo

ERMTubo de

Conexión

Acometida Otras Redes

BajaPresión

MediaPresión

Red

Prin

cipa

l

InstalaciónInterna

Responsabilidad en GN de LimaAhora

Instalación Norma Base ¿Que se Regula? Regulador ¿Quién Diseña?¿Quién Instala? ¿Quién pone en

Servicio?¿Quién Opera y

Mantiene?

Red Principal Ley 27133 y D.S. 040-99-EM

Precios y Condiciones

TécnicasOSINERG GNLC GNLC GNLC GNLC

Otras Redes D.S. 042-99-EMPrecios y

Condiciones Técnicas

OSINERG GNLC GNLC GNLC GNLC

Tubo de Conexión D.S. 042-99-EM

Precios y Condiciones

TécnicasOSINERG GNLC GNLC GNLC GNLC

Acometida ERM D.S. 042-99-EMPrecios y

Condiciones Técnicas

OSINERG GNLC GNLC GNLC GNLC

Instalación Interna D.S. 042-99-EM Condiciones Técnicas OSINERG

Instalador aprobado por

OSINERG

Instalador supervisado por

GNLCGNLC Cliente

Red de Distribución

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Conformación del Precio del Gas

Se expresa en

Gas en elYacimiento

Transportehasta el Cliente

US$ / GJ

US$ / 103 m3

Precio Total pagado por el Cliente

Esquema de Camisea

PrecioFinal = GAS + T + DAP + DOR

RED PRINCIPAL

Libre Regulado

Ley 27133D.S. 040-99-EM

Contratos BOOTContrato

de LicenciaD.S. 042-99-EM

Contratos BOOT

18

Precio del gas en boca de pozo

• El contrato de licencia define los precios máximos del gas en boca de pozo.

• Los contratos de servicio entre el productor y los clientes iniciales definen los precios en boca de pozo.

• Los Consumidores Iniciales tienen un descuento promocional• Generador Eléctrico : 5%• Otros Consumidores: 20%

Precio del Gas Natural (Contrato BOOT)

Precio máximo US$/106 BTU US$/GJouleGenerador Eléctrico 1,00 0,9479Otros 1,80 1,7062

Equivalente a

Tarifas de Transporte por Red Principal

• La Red Principal esta conformada por el Gasoducto de Camisea al City Gate en Lurin y la Red de Distribución en Alta Presión en Lima.

Tarifas de Distribución en BP (Otras Redes)

• “Otras Redes” – Instalaciones no comprendidas en la Red Principal. (No aplica a Clientes Iniciales)

19

Distribución de Otras Redes

• Filosofía• La red beneficia a todos los clientes y su diseño obedece al conjunto.• La pérdida de un grupo de clientes (categoría) origina la pérdida de

ingresos de la empresa que en el recálculo de la tarifa (costo medio) originará un mayor pago de los que se mantienen conectados y podría originar nuevas pérdidas.

• Por consiguiente la tarifa debe buscar que todos los clientes sean competitivos, ya que la mayor parte de los costos son comunes.

• Planteamiento• El modelo de tarifas busca que el ahorro de los consumidores por usar

el gas natural sea proporcional, y a la vez se tenga un diseño de tarifas progresivo que evite saltos o cambios bruscos entre categorías.

• Se trabajo definiendo los costos de los competidores del Gas Natural en cada categoría y del passtrought (Gas más Red Principal). La diferencia entre estos valores constituye el saldo máximo disponible de los clientes.

Resolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD

(*) m3: metro cúbico estándar (15°C y 1013 milibar)

Categoría

A

B

C

D Más de 300 000

Rango de Consumo (m3/mes)*

Hasta 300

301 - 17 500

17 501 - 300 000

Tarifas de Distribución en BP (Otras Redes)

Categorías de Consumidores:

• (No aplicable a Clientes Iniciales)• Consumidor Regulado (menor o igual a 30 000 m3/día)• Consumidor Independiente (mayor a 30 000 m3/día)

20

Distribución de Otras Redes : Resultados

Costo Fijo Costo VariableUS$/mes US$ / (m3/d)-mes US$ / mil m3 US$ / mil m3 US$ / millón BTU

A 0,85 119,70 150,0 4,25B 10,67 52,67 66,0 1,87C 0,1441 18,98 23,8 0,67D 0,0873 11,50 14,4 0,41

31,0

Total


Costos de Distribución de Otras Redes

1

10

100

1 000

10 000

100 000

10 100 1 000 10 000 100 000 1 000 000

m3 - mes

US$

- m

es

A B C D

21


Competitividad del Gas Natural en LimaUS$ / millón BTU

Categorías Passthrough Tarifa Total Sustituto AhorroA 3,1 4,2 7,4 17,2 57%B 3,1 1,9 5,0 15,0 67%C 3,1 0,7 3,8 8,2 53%D 3,1 0,4 3,5 5,9 40%

Promedio 3,1 0,9 4,0 7,8 48%

Competitividad del Gas Natural

02468

101214161820

A B C D

Categorías

US$

/ m

illón

BTU

Passthrough Tarifa Ahorro

Competitividad del Gas Natural

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

A B C D

Categorías

Passthrough Tarifa Ahorro

Tarifas de Camisea en Lima

PrecioFinal = GAS + T + DAP + DOR

RED PRINCIPAL

Libre Regulado

6,931144,74401,7062Otros

5,173631,43840,9479GG EE

US$ / 103 m3US$ / GJUS$ / GJ

TotalA 4,0 8,35B 2,4 6,37C 0,7 4,34D 0,4 4,01

¿Cómo sería la factura del gas natural en Lima y Callao?

22

Procedimiento de Facturación Aplicable

Los cargos que se deben facturar al consumidor comprenden (D.S. 042-99-EM):

• El precio del Gas Natural (Boca de Pozo)

• La Tarifa por Transporte (Red Principal)

• La Tarifa de Distribución (Otras Redes)

• El Costo de la Acometida, cuando sea financiada

• Los Tributos que no se encuentren incorporados en la tarifa de Distribución. (IGV, CED)

Datos para cálculo de Facturación

Precio del Gas Natural (Contrato BOOT)

Precio Máximo 1,8 US$/Millón BTU

Tarifa de Transporte y Distribución en Alta PresiónFD = 0,91436 Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD

TransporteTarifa Regulada 44,7440 US$/Mil m3 Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD

(no incluye Factor de Descuento)DistribuciónTarifa Regulada 6,9311 US$/Mil m3 Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD

(no incluye Factor de Descuento)

Tarifa de Distribución (Otras Redes) Resolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD

Unidades A B C DMD US$/ mil m3 119,7 52,67 19,98 11,5MC US$/cliente-mes 0,85 10,67

US$/(m 3/día)-mes 0,144 0,087

23

Ejemplo de Facturación: Residencial

Medición mensual (Lf – Li)Lectura Final (Lf) = 28 m3

Lectura inicial (Li) = 0 consumo mensual = 28 m3

Expres. en energía = 1,043 GJ

Factura de Gas (FG)FG = PG x EFFG = 1,7062 US$/GJ x 1,043 GJFG = 1,78 US$/mes o 5,81 S/./mes

Factura de Transporte (FRP)FRP = TA-MN x VsFRP = (44,744+6,931)US$ x FD x TC x 28m3

mil m3

FRP = 4,37 S/./mes

Factura de Distribución (FDOR)FDOR = CFD + CVD x VsFDOR = 0,85 US$ + 119,7 US$ x 28m3

mes mil m3

FDOR = 13,73 S./mes

Contrato

Tarifa

Tarifa

Ejemplo de Facturación: Residencial

Descripción Soles/mes

A) 5,81

B) 4,37

C) 13,73

Sub total 23,91Costo de Acometida FinanciadaTributos

19% 4,54CED

TOTAL 28,45

Facturación del gas Natural (FG)Facturación de la tarifa de la Red Principal (FRP)Facturación de la Red de Distribución correspondiente a Otras Redes (FDOR)

Lectura inicial (Li) = 0 Periodo entre lecturas = 1 mesLectura final (Lf) = 28 m3

Vr = 28 m3/mes (Lf - Li)/periodoKs = 1Vs = 28 m3/mes

A) PG = 5,574 Soles/GJEF = 1,043 GJ/mesVf = 28 m3/mes

PCSGN = 0,037 GJ/m3

B) TA_MN = 155,9052 Soles/ mil m3 0,1559 Soles/m3

TTRP_MN = 134,9938 Soles/ mil m3 0,1350 Soles/m3

TDRT_MN = 20,9113 Soles/ mil m3 0,0209 Soles/m3

C) CFD = MC = 0,85 US$/Cliente-mesCVD = MD = 119,7 US$/103 m3

CED = 0

Tipo de Cambio = 3,267 Soles/US$

Modelo de Factura Cálculos

24

Comparación con sustitutos

Comparación de Precios (incluye IGV)

0

20

40

60

80

100

120

A B C D GNV

Categorías

S/. /

GJo

ule

Gas Natural Sustituto

GLPGLP

D 2

R 6

G90

27,320,8

14,2 13,1 13,1

98,9

20,3

45,959,8

67,3

El precio del GN no incluye el Margen de la E/S

Resultados

Impacto del Gas Natural en el Sector Energía

25

Organización del Proyecto Camisea

• Era Shell - Mobil • Era Pluspetrol – Hunt - SK

P

T

D

Ope

rado

r úni

co

Por licitar por el

CEANC

CityGate

P

T

DAPOpe

rado

res

inde

pend

ient

es

CityGate

DBP

TGP

GNLC

Para recordar…¿El proyecto Camisea antes y después de 1999?

Características Principales

• Era Shell – Mobil• Desconocimiento de precios

en toda la cadena.• Posibilidad de

discriminación para obtener el excedente del consumidor.

• Sin control en la recaudación del Estado

• Regalías e impuesto a la renta depende de factores controlados por la Empresa.

• Facilidad de ejecución• Consorcio con amplios

recursos económicos y financieros.

• Era Pluspetrol – Hunt - SK• Conocimiento de precios

• Precio límite en la producción y fórmula de cálculo para el T&D en alta presión.

• Recaudación fiscal controlada• Regalía por gas y líquidos en

función de precios de mercado no controlados por la Empresa.

• Dificultad de ejecución• Se necesita contratos para

nivelar riesgos en T&D, además de contratos de coordinación de la construcción.

26

Precios del Gas en el Cono Sur

1,101,10CABO NEGROCABO NEGRO 1,001,00TIERRA DEL FUEGOTIERRA DEL FUEGO

SALTASALTA

SANTA CRUZSANTA CRUZ

SAN PABLOSAN PABLO

URUGUAYANAURUGUAYANA

BUENOS AIRESBUENOS AIRESSANTIAGOSANTIAGO

TOCOPILLATOCOPILLA

MEJILLONESMEJILLONES

CONCEPCIONCONCEPCION

NEUQUENNEUQUEN

2,302,30

2,302,30 2,002,00

1,401,40

3,103,10

1,501,50

2,202,20

2,502,50

1,201,20

(*) (*) Contratos Contratos T.O.P. T.O.P. firmadosfirmados

1,501,50 PRECIOS DE ORIGENPRECIOS DE ORIGEN

3,103,10 PRECIOS DE MERCADOPRECIOS DE MERCADO

FLUJO GAS NATURALFLUJO GAS NATURAL

1,901,90

2,502,50LIMA (*)LIMA (*)

GeneraciónGeneración

Otros usosOtros usos

Precios City Gate

1,101,10CABO NEGROCABO NEGRO 1,001,00TIERRA DEL FUEGOTIERRA DEL FUEGO

SALTASALTA

SANTA CRUZSANTA CRUZ

SAN PABLOSAN PABLO

URUGUAYANAURUGUAYANA

BUENOS AIRESBUENOS AIRESSANTIAGOSANTIAGO

TOCOPILLATOCOPILLA

MEJILLONESMEJILLONES

CONCEPCIONCONCEPCION

NEUQUENNEUQUEN

2,302,30

2,302,30 2,002,00

1,401,40

3,103,10

1,501,50

2,202,20

2,502,50

1,201,20

(*) (*) Contratos Contratos T.O.P. T.O.P. firmadosfirmados

1,501,50 PRECIOS DE ORIGENPRECIOS DE ORIGEN

3,103,10 PRECIOS DE MERCADOPRECIOS DE MERCADO

FLUJO GAS NATURALFLUJO GAS NATURAL

1,901,90

2,502,50LIMA (*)LIMA (*)

GeneraciónGeneración

Otros usosOtros usos

Precios City Gate

Redes de Gas Natural en el Cono Sur

27

Redes de Gas Natural en el Sur

Brasil

28

Impacto en el Sector Industrial

Estimación del Precio del GN para un cliente Industrial

Descripción Sin IGVUS$ / 106 BTU

ParticipaciónCon IGV

US$/10 6 BTU

Compra de Gas Natural 1.800 51% 2.124

Transporte y Distribución en AP 1.676 47% 1.977

Tarifa de Distribución en BP 0.073 2% 0.086

Total 3.549 100% 4.187

Para convertir de US$/MBTU a US$/GJ dividir entre 1.05


Usuario Gran Industria

4,0 4,07,1

18,3 17,7 18,7

0

10

20

30

40

CarbónGas NaturalP. Ind. 6 Diesel N°2 GLP Electricidad

US$

/GJo

ule

29

Estimación del Ahorro para un cliente IndustrialUS$ / 10^6 BTU

R6 D2 GLP Electricidad

Precio del Combustible 5.19 14.39 14.88 15.43

Precio del Gas Natural 4.19 4.19 4.19 4.19

Ahorro 1.00 10.20 10.70 11.24

19% 71% 72% 73%

Para convertir de US$/MBTU a US$/GJ dividir entre 1.05


Precios del Gas Natural para la Generación Eléctrica

Costo estimado del Gas Natural en Lima para un Generador Eléctrico

Componente Unidades Etevensa Otro GeneradorGas Natural US$ / millón BTU 0.89 1.00

Transporte en Alta Presión US$ / mil PC 0.81 0.81Distribución en Alta Presión US$ / mil PC 0.13 0.13

Total US$ / millón BTU 1.84 1.95

Notas:1 Etevensa es la adjucataria del contrato de gas de Electroperú2 Se asume un poder calorífico superior de 1000 BTU por PC3 Las tarifas de transporte y distribución son de la Red principal de Camisea.

Incluyen el factor de descuento por el pago adelantado de la GRP.Fuente y elaboración: OSINERG - DGN


30

Costo medio de un Ciclo Simple con Gas Natural

CMe = 31.30 US$ / MWhCF = 7.35 US$ / MWhfp = 80%H = 8760 Horas / año

CF = 51.5 US$ / kW año CV = 23.9 US$ / MWhINV = 300.0 US$ / kW CVC = 21.4 US$ / MWh

CVNC = 2.50 US$ / MWhPC = 2.00 US$ / Millón BTUCE = 10.723 Millón BTU / MWh

EMC = 3.412 Millón BTU / MWhη = 35%

i = 12% PCS / PCI = 1.10n = 20 años

m = 1 añosFRC = 13.39%IDC = 105.83%

R = 3.00% INVFRC x IDC + R = 17.17% INV

( )( )

1FRC

1 1

n

n

i ii

× +=

+ −

Costo medio de un Ciclo Combinado con Gas Natural

CMe = 26.50 US$ / MWhCF = 12.33 US$ / MWhfp = 80%H = 8760 Horas / año

CF = 86.4 US$ / kW año CV = 14.2 US$ / MWhINV = 500.0 US$ / kW CVC = 13.2 US$ / MWh

CVNC = 1.00 US$ / MWhPC = 2.00 US$ / Millón BTUCE = 6.585 Millón BTU / MWh

EMC = 3.412 Millón BTU / MWhη = 57%

i = 12% PCS / PCI = 1.10n = 25 años

m = 2 añosFRC = 12.75%IDC = 112.00%

R = 3.00% INVFRC x IDC + R = 17.28% INV

( )( )

1FRC

1 1

n

n

i ii

× +=

+ −

31

Competidores en Generación Eléctrica

Hidráulica-A Hidráulica-B Carbón CC-GN CS-GN CS-D2

Inversión US$/kW 1 500 1 200 1 000 500 300 300

Costo Fijo US$/kW-año 300 229 182 86 51 51

Costo Variable US$/MWh 0.2 0.2 17.1 14.1 23.8 72.0

Costos de Producción de Electricidad

0

50

100

150

200

250

300

350


Cos

to F

ijo: U

S$/

kW-a

ño

0

20

40

60

80

100

120

140

Cos

to V

aria

ble:

US$

/MW

h

Costo Fijo Costo Variable

Oferta Eléctrica Sin Gas Natural

Costo Medio de Producción sin Gas Natural

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Planta

US$

/MW

h

Hidráulica-A Hidráulica-B Carbón CS-D2

32

Oferta Eléctrica Con Gas Natural

Costo Medio de Producción con Gas Natural

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Planta

US$

/MW

h


Perspectivas de PreciosGeneración Eléctrica

Tiempo

US$/MWh

2002 2003 2004 2005 2006 2007

45

40

35

30

25

Zona de Transición

33

Precio de Energía y GRP

5

10

15

20

25

30

35

40

US$/MWh

Nov

-200

2

Ago

-200

41998: Efecto de

la caída delcrudo a

10 US$/bl

200419981993 2014

Adelantode la GRP

GRP durante la operación

Evaluación de un CasoNegocio Térmico

Pérdidas 1,834 MWh

Residual 6Flujo MWh 12,228

Compra Miles US$ 237 Generador de Vapor 10,393 MWhUS$/MWh 19.4

VAN Miles US$ 1,871CMe 22.8 US$/MWh

Negocio Eléctrico

MT2Flujo MWh 8,220

Compra Miles US$ 389 Compra de Electricidad 8,220 MWhUS$/MWh 47.3

VAN Miles US$ 3,075

Negocio Total

Flujo MWh 20,448Compra Miles US$ 626

US$/MWh 30.6VAN Miles US$ 4,946

Hospital RebagliatiSituación Actual

¿Cómo podrían reaccionar los clientes a los nuevos precios de la energía?

34

Evaluación de un Caso

Negocio Térmico

Pérdidas 1,834 MWh

Gas NaturalFlujo MWh 12,228

Compra Miles US$ 148 Generador de Vapor 10,393 MWhUS$/MWh 12.1

VAN Miles US$ 1,170CMe 14.2 US$/MWh

Negocio Eléctrico

MT2Flujo MWh 8,220


VAN Miles US$ 3,075

Negocio Total

Flujo MWh 20,448Compra Miles US$ 537

US$/MWh 26.3VAN Miles US$ 4,246

Hospital RebagliatiProceso Térmico con

Gas NaturalAhorro de 89 mil US$ por añoy 700 mil US$ en 20 años

Evaluación del Caso Rebagliati

Cogeneración con Gas Natural

Negocio Térmico

Pérdidas 0 MWh

Residual 6Flujo MWh 0

Compra Miles US$ 0 Generador de Vapor 0 MWhUS$/MWh 19.4

VAN Miles US$ 010,393 MWh

Pérdidas MWh 3,070 Recuperador de Vapor 10,393 MWh

Negocio Eléctrico Gases Calientes13,463 MWh

Rendimiento 26%Gas Natural Planta 600 kW

Flujo MWh 18,194 Producción de Electricidad 4,730 MWhCompra Miles US$ 146 Inversión + O&M

US$/MWh 8.0 1,627VAN Miles US$ 1,156 Incluye el Vapor

CMe 23.3 US$/MWh 8,220 MWh

MT2Flujo MWh 3,490


VAN Miles US$ 1,306

Negocio TotalComparación de Costos Totales

Miles US$ Actual Con GN AhorroFlujo MWh 18,613 Inversión + O&M 0 1,627 -1,627

Compra Miles US$ 311 Energía 4,946 2,461 2,485US$/MWh 16.7 Total 4,946 4,088 858

VAN Miles US$ 2,461 TIR 21.0%

Situación Base con Residual 6

Ahorro 858 miles US$ en 20 años

35

Evaluación del Caso Rebagliati

Cogeneración con Gas Natural

Situación Base con Gas Natural

Ahorro 157 miles US$ en 20 años

Negocio Térmico

Pérdidas 0 MWh

Gas NaturalFlujo MWh 0

Compra Miles US$ 0 Generador de Vapor 0 MWhUS$/MWh 12.1

VAN Miles US$ 010,393 MWh

Pérdidas MWh 3,070 Recuperador de Vapor 10,393 MWh

Negocio Eléctrico Gases Calientes13,463 MWh

Rendimiento 26%Gas Natural Planta 600 kW

Flujo MWh 18,194 Producción de Electricidad 4,730 MWhCompra Miles US$ 146 Inversión + O&M

US$/MWh 8.0 1,627VAN Miles US$ 1,156 Incluye el Vapor

CMe 23.3 US$/MWh 8,220 MWh

MT2Flujo MWh 3,490


VAN Miles US$ 1,306

Negocio Total Situación actual con Gas NaturalComparación de Costos Totales

Miles US$ Actual 1 Con GN AhorroFlujo MWh 18,613 Inversión + O&M 0 1,627 -1,627

Compra Miles US$ 311 Energía 4,246 2,461 1,784US$/MWh 16.7 Total 4,246 4,088 157

VAN Miles US$ 2,461 TIR 13.8%

Evaluación del Caso

Evaluación Económica

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

300 500 700 900 1100

Tamaño: kW

VAN

: Mill

ón U

S$

0%

5%

10%

15%

20%

25%

TIR

VAN Residual TIR

Hospital RebagliatiProceso de Optimización

36

Resumen del Caso

Actual4946

SustituciónDel

ResidualPorGN

4246Cogeneración

Energía2461

CogeneraciónI + O&M

1627

Ahorro858

Ahorro700

Hospital RebagliatiVAN en Miles de US$

Generación Distribuida

2003: Inversión en Turbinas de Gas

y = 1,143.75 x-0.50

100

1000

10000

0.1 1.0 10.0 100.0

Capacidad (MW)

Cos

to (U

S$ /

kW)

Nominal Corregido Línea-C Linea-N

Fuente: Gas Turbine World 2003

37

Economía del Ciclo Simple

0

10

20

30

40

50

60

70

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Capacidad: MW

Cos

to M

edio

: US$

/ M

Wh

Fijo Variable Total

MT2 = 47

Generación Distribuida

Resumen

• En la Gran Escala• El Gas Natural cambia los costos de desarrollo de Largo Plazo.• Depende del Precio del GN la potencialidad que tendrá.

• En la Pequeña Escala• El Gas Natural abre nuevas posibilidades a la Generación

Distribuida.• Los clientes tienen más herramientas de negociación.

38

Evolución del Consumo de energía

Consumo Total de Energía

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000

Años

Con

sum

o: T

J

Carbón Biomasa GLP Gasolina Kerosene Diesel Residual Electricidad Otros

Consumo Nacional de Diesel por Sectores

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

Años

Par

ticip

ació

n

RESIDENCIAL Y COMERCIAL PÚBLICO TRANSPORTEAGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIA PESCA MINERO METALÚRGICOINDUSTRIAL OTROS

Sector Transporte: Consumo de Energía

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000

Años

Con

sum

o: T

J

GLP Gasolina Kerosene Diesel Residual

IMPACTO EN EL SECTOR TRANSPORTE

Competitividad del GNC

Relación de Precio: GNV / Gasolina

25%

58%

41%

69%

38%

28%

63%

61%

45%

39%

35%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Argentina

Italia

Brasil

USA

India

Ucrania

Rusia

Canadá

Japón

Alemania

Chile

Perú

Relación de Precio: GNV / Diesel

35%

71%

74%

63%

42%

46%

64%

84%

55%

65%

50%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Argentina

Italia

Brasil

USA

India

Ucrania

Rusia

Canadá

Japón

Alemania

Chile

Perú

39

¿Qué implica un crédito?

• El crédito tiene como base el valor del dinero en el tiempo.• La devolución del crédito implica la amortización de la deuda y el pago de los

intereses.• El interés define el valor dado al dinero prestado.

• La forma de pago no cambia el valor del dinero pagado, sólo es una adaptación a las condiciones propias del deudor y del acreedor.

Anexo 1Manejo del Crédito

• Negociación de partes para definir:• El monto (deuda).• Las garantías.• Los intereses.• El pago:

• Periodo:• Mensual, trimestral, semestral, anual, etc.

• Forma:• Constante (cantidad fija).• Variable (diversas opciones).

Ejemplo de Pago Variable

Mes Deuda Pago Saldo Interes0 1,000.00 0.00 1,000.00 20.001 1,020.00 61.67 958.33 19.172 977.50 60.83 916.67 18.333 935.00 60.00 875.00 17.504 892.50 59.17 833.33 16.675 850.00 58.33 791.67 15.836 807.50 57.50 750.00 15.007 765.00 56.67 708.33 14.178 722.50 55.83 666.67 13.339 680.00 55.00 625.00 12.50

10 637.50 54.17 583.33 11.6711 595.00 53.33 541.67 10.8312 552.50 52.50 500.00 10.0013 510.00 51.67 458.33 9.1714 467.50 50.83 416.67 8.3315 425.00 50.00 375.00 7.5016 382.50 49.17 333.33 6.6717 340.00 48.33 291.67 5.8318 297.50 47.50 250.00 5.0019 255.00 46.67 208.33 4.1720 212.50 45.83 166.67 3.3321 170.00 45.00 125.00 2.5022 127.50 44.17 83.33 1.6723 85.00 43.33 41.67 0.8324 42.50 42.50 0.00 0.00

Pago Variable de una Deuda

Deuda = 1000 SolesTasa (i) = 2% mensual

Periodo (n) = 24 mesesAmortización = Deuda / Periodo (n)Amortización = 41.67 Soles

Pago = Amortización + Intereses

Funcionamiento del Pago de una Deuda

Saldo = Deuda - PagoInteres = Saldo x tasa (i)Deuda = Saldo anterior

Al final del periodo, el saldo de la deuda es cero

61.67 = 41.67 + 20

40

Pago de la Deuda en Forma Variable

0

200

400

600

800

1,000

1,200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Meses

Sole

s

Deuda Pago

Ejemplo de Pago Variable

Ejemplo de Pago Constante

Pago Constante de una Deuda

Deuda = 1000 SolesTasa (i) = 2% mensual

Periodo (n) = 24 mesesFPA = 0.05287Pago = Deuda x FPAPago = 52.87 Soles

FPA = Factor de Pago AmortizadoTasa (i) = Tasa de interes

Periodo (n) = Número de periodos



(1 )(1 ) 1

n

n

i iFPAi

× +=

+ −

Mes Deuda Pago Saldo Interes0 1,000.00 0.00 1,000.00 20.001 1,020.00 52.87 967.13 19.342 986.47 52.87 933.60 18.673 952.27 52.87 899.40 17.994 917.39 52.87 864.52 17.295 881.81 52.87 828.94 16.586 845.52 52.87 792.65 15.857 808.50 52.87 755.63 15.118 770.74 52.87 717.87 14.369 732.23 52.87 679.35 13.59

10 692.94 52.87 640.07 12.8011 652.87 52.87 600.00 12.0012 612.00 52.87 559.13 11.1813 570.31 52.87 517.44 10.3514 527.79 52.87 474.92 9.5015 484.42 52.87 431.55 8.6316 440.18 52.87 387.31 7.7517 395.05 52.87 342.18 6.8418 349.02 52.87 296.15 5.9219 302.08 52.87 249.21 4.9820 254.19 52.87 201.32 4.0321 205.35 52.87 152.47 3.0522 155.52 52.87 102.65 2.0523 104.71 52.87 51.83 1.0424 52.87 52.87 0.00 0.00

41

Pago de la Deuda en Forma Constante

0

200

400

600

800

1,000

1,200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Meses

Sole

s

Deuda Pago

Ejemplo de Pago Constante

Comparación en las Formas de Pago

Comparación entre Pago Variable vs Constante

0

10

20

30

40

50

60

70

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Meses

Sole

s

Constante Variable

42

Uso residencial

Anexo 2Economía del GN Residencial

Red domiciliaria

Cortesía de :

43

Comparación de opciones energéticas

Usuario Residencial

8,3

20,8

39,9

22,5

0

10

20

30

40

50

Gas Natural Kerosene GLP Electricidad

US$

/GJo

ule

Consumidor Residencial

Situación con GN

Consumo 28.4 m3 / mes1.058 GJ / mes

Precio con IGV 1.015 Soles / m327.230 Soles / GJ

8.33 US$ / GJ

Costo 28.81 Soles / mes 40%

Situación con GLP

Consumo 2.0 Balones / mes20 Kg / mes

1.058 GJ / mes

Precio con IGV 35.60 Soles / Balón3.56 Soles / Kg

67.32 Soles / GJ20.61 US$ / GJ

Costo 71.2 Soles / mes 100%Inversión Adicional para Usar GN

US$Acometida 133.00 55%Red Interna 100.00 42%Conversión 7.00 3%

Total sin IGV 240.00IGV 45.60

Total con IGV 285.60

Tipo de Cambio 3.267 Soles / US$

Total con IGV 933.06 Soles

Para un consumidor residencial, que tiene aparatos usando GLP, pasar del GLP al GN implica inversiones en la Acometida, Instalación Interna y Conversión de los aparatos.

La inversión adicional depende de la instalación, estimándose en un valor cercano a 285 US$. Los valores mostrados son estimados

44

Residencial: Pago de la Inversión

Financiamiento de la Conversión

Deuda = 933.06 SolesTasa = 2% mensualPago = 100% Ahorro

Periodo = 30 meses

Ahorro Deuda por Pago Saldo InteresMes GLP GN Conversión

0 933.06 0 933.06 18.661 71.20 28.81 42.39 951.72 42.39 909.33 18.192 71.20 28.81 42.39 927.52 42.39 885.13 17.703 71.20 28.81 42.39 902.83 42.39 860.44 17.214 71.20 28.81 42.39 877.65 42.39 835.26 16.715 71.20 28.81 42.39 851.97 42.39 809.58 16.196 71.20 28.81 42.39 825.77 42.39 783.38 15.677 71.20 28.81 42.39 799.05 42.39 756.66 15.138 71.20 28.81 42.39 771.80 42.39 729.41 14.599 71.20 28.81 42.39 744.00 42.39 701.61 14.0310 71.20 28.81 42.39 715.64 42.39 673.25 13.4711 71.20 28.81 42.39 686.72 42.39 644.33 12.8912 71.20 28.81 42.39 657.22 42.39 614.83 12.3013 71.20 28.81 42.39 627.13 42.39 584.74 11.6914 71.20 28.81 42.39 596.43 42.39 554.05 11.0815 71.20 28.81 42.39 565.13 42.39 522.74 10.4516 71.20 28.81 42.39 533.19 42.39 490.81 9.8217 71.20 28.81 42.39 500.62 42.39 458.23 9.1618 71.20 28.81 42.39 467.40 42.39 425.01 8.5019 71.20 28.81 42.39 433.51 42.39 391.12 7.8220 71.20 28.81 42.39 398.95 42.39 356.56 7.1321 71.20 28.81 42.39 363.69 42.39 321.30 6.4322 71.20 28.81 42.39 327.73 42.39 285.34 5.7123 71.20 28.81 42.39 291.05 42.39 248.66 4.9724 71.20 28.81 42.39 253.63 42.39 211.24 4.2225 71.20 28.81 42.39 215.47 42.39 173.08 3.4626 71.20 28.81 42.39 176.54 42.39 134.15 2.6827 71.20 28.81 42.39 136.84 42.39 94.45 1.8928 71.20 28.81 42.39 96.34 42.39 53.95 1.0829 71.20 28.81 42.39 55.03 42.39 12.64 0.2530 71.20 28.81 42.39 12.90 12.90 0.00 0.0031 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0032 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0033 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0034 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0035 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0036 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.00

Costo por Consumo


Deuda = 933.06 SolesTasa (i) = 2% mensual

Periodo (n) = 30 mesesFPA = 0.04465

Pago = Deuda x FPAPago = 41.66 Soles

39.37 Soles / GJ12.05 US$ / GJ

FPA = Factor de Pago Amortizado



(1 )(1 ) 1

n

n

i iFPAi

× +=

+ −

Ahorro Deuda por Pago Saldo InteresMes GLP GN Conversión

0 933.06 0 933.06 18.661 71.20 28.81 42.39 951.72 41.66 910.06 18.202 71.20 28.81 42.39 928.26 41.66 886.60 17.733 71.20 28.81 42.39 904.33 41.66 862.67 17.254 71.20 28.81 42.39 879.92 41.66 838.26 16.775 71.20 28.81 42.39 855.02 41.66 813.36 16.276 71.20 28.81 42.39 829.63 41.66 787.97 15.767 71.20 28.81 42.39 803.73 41.66 762.07 15.248 71.20 28.81 42.39 777.31 41.66 735.65 14.719 71.20 28.81 42.39 750.36 41.66 708.70 14.17

10 71.20 28.81 42.39 722.88 41.66 681.21 13.6211 71.20 28.81 42.39 694.84 41.66 653.18 13.0612 71.20 28.81 42.39 666.24 41.66 624.58 12.4913 71.20 28.81 42.39 637.07 41.66 595.41 11.9114 71.20 28.81 42.39 607.32 41.66 565.66 11.3115 71.20 28.81 42.39 576.97 41.66 535.31 10.7116 71.20 28.81 42.39 546.02 41.66 504.36 10.0917 71.20 28.81 42.39 514.44 41.66 472.78 9.4618 71.20 28.81 42.39 482.24 41.66 440.58 8.8119 71.20 28.81 42.39 449.39 41.66 407.73 8.1520 71.20 28.81 42.39 415.88 41.66 374.22 7.4821 71.20 28.81 42.39 381.71 41.66 340.05 6.8022 71.20 28.81 42.39 346.85 41.66 305.19 6.1023 71.20 28.81 42.39 311.29 41.66 269.63 5.3924 71.20 28.81 42.39 275.02 41.66 233.36 4.6725 71.20 28.81 42.39 238.03 41.66 196.37 3.9326 71.20 28.81 42.39 200.29 41.66 158.63 3.1727 71.20 28.81 42.39 161.81 41.66 120.15 2.4028 71.20 28.81 42.39 122.55 41.66 80.89 1.6229 71.20 28.81 42.39 82.50 41.66 40.84 0.8230 71.20 28.81 42.39 41.66 41.66 0.00 0.0031 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0032 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0033 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0034 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0035 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.0036 71.20 28.81 42.39 0.00 0.00 0.00 0.00

Costo por Consumo


45

Comparación de Costos Totales: GLP vs GN

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36

Meses

Sole

s

GLP GN


Residencial: Resumen

Economía del Uso Residencial

0

5

10

15

20

25

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59

Meses

US$

/ G

J

Compra GN Acometida Ahorro Interna

GN

GLP

46

Residencial: Resumen

Economía del Uso Residencial

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59

Meses

Compra GN Acometida Ahorro Interna

GN

GLP

Curiosidad

• ¿Cuál de las siguientes afirmaciones es verdadera?

• El GLP vehicular es más barato que el Diesel.• El Diesel es más barato que las gasolinas.• El GLP vehicular es más barato que las gasolinas.• La gasolina de 84 octanos es más barata que el Diesel.• La gasolina de 84 octanos es más barata que el GLP vehicular.

Anexo 3Precio del Combustible para Vehículos

San Borja

47

Precio de CombustiblesSan Borja: 17-02-2005

Valor en Grifos

Precio de Combustibles Con IGV

89,8

173,6166,3

148,5132,1

117,8

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

GLP Gasolinas97

Gasolinas95

Gasolinas90

Gasolinas84

Diesel

US$

/ B

l

A simple vista es más

barato, pero…Esta bien hecha la

comparación

PCS de Combustibles

Poder Calorífico Superior de Combustibles

3,844

4,906

5,437

0

1

2

3

4

5

6

GLP Gasolinas Diesel

GJ

/ Bl

Al tener el GLP menos energía por unidad de volumen que el Diesel 2…Se requiere más volumen para el mismo requerimiento energético.

41%28%

48


Promedio del valor en Grifos

Precio de Combustibles Con IGV

23,4

35,433,9

30,326,9

21,7

0

5

10

15

20

25

30

35

40

GLP Gasolinas97

Gasolinas95

Gasolinas90

Gasolinas84

Diesel

US$

/ G

J

Precio de Combustibles Sin IGV

19,6

29,7 28,525,4

22,6

18,2

0

5

10

15

20

25

30

35

GLP Gasolinas97

Gasolinas95

Gasolinas90

Gasolinas84

Diesel

US$

/ G

J

Promedio del valor en Grifos


49

Cadena del GNV

El GN fluye en esta dirección

El Dinero fluye en esta dirección

Anexo 4Economía del GNV (Gas Natural Vehicular)

Instalación en Autos

50

Instalación en Buses

Consumidor Vehicular

Gasolina Gas Natural Gasolina Gas NaturalMarca Modelo Litros m3 km / Gl km / m3Ford Focus 10.70 9.47 35.4 10.6VW Golf 10.90 9.65 34.7 10.4

Renault Megane 10.90 9.65 34.7 10.4Fiat Palio 9.00 7.96 42.1 12.6

Peugeot 306 10.20 9.03 37.1 11.1Honda Civic 10.10 8.94 37.5 11.2

10.30 9.12 36.7 11.0

1 Gl = 3.785 Litros

Fuente: Prensa Vehicular

Performance de Vehiculos en Argentina

Consumo por 100 Km Consumo Específico

Promedio

51

Consumidor Vehicular

Consumo Específico 36.7 km / Gl 11.0 km / m3Tanque / Cilindro 12 Gl 19 m3Autonomía 440 km 209 km

Recorrido 150 km / día 150 km / díaConsumo Combustible 4.09 Gl / día 13.64 m3 / día

24 días por mes 98.16 Gl / mes 327.36 m3 / mes

Precio del Combustible 11.55 Soles / Gln 0.99 Soles / m398.88 Soles / GJ 26.69 Soles / GJ30.27 US$ / GJ 8.17 US$ / GJ

Costo Diario 47.24 Soles / día 13.56 Soles / día14.46 US$ / día 4.15 US$ / día

29%

Costo Mensual 1,133.75 Soles / mes 325.48 Soles / mes347.03 US$ / mes 99.63 US$ / mes

Poder Calorífico 4.906 GJ / Barril 37.257 GJ / mil m3

Un Barril = 42 GlnTC = 3.267 Soles / US$

Economía del GNV versus la Gasolina

Gasolina Gas Natural

¿Cómo se determina el Precio del GNV?

Consumidor Vehicular: Conversión

Inversión en la Conversión 800.00 US$2,613.60 Soles

Financiamiento 2% mensual

Periodo de Recuperación 4 meses

¿Cómo se determina el periodo de

Recuperación?

52

Consumidor Vehicular: Financiamiento


Deuda = 2613.60 SolesTasa = 2% mensualPago = 100% Ahorro

Periodo = 4 meses

Ahorro Deuda por Pago Saldo InteresMes Gasolina GNV Conversión

0 2,613.60 0.00 2,613.60 52.271 1,133.75 325.48 808.27 2,665.87 808.27 1,857.60 37.152 1,133.75 325.48 808.27 1,894.75 808.27 1,086.48 21.733 1,133.75 325.48 808.27 1,108.21 808.27 299.94 6.004 1,133.75 325.48 808.27 305.94 305.94 0.00 0.005 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.006 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.007 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.008 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.009 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.00

10 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.0011 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.0012 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.00

Costo por Consumo

Consumidor Vehicular: Recuperación

Comparación de Costos Totales: Gasolina vs GNV

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Meses

Sole

s

Gasolina GNVPeriodo de

Recuperación

53

Estación de Servicio a GNV

Venta de Gas Natural Comprimido

Número de Vehículos 500Consumo por Vehículo 327 m3 / mesConsumo Total 163,680 m3 / mes

Economía de la Estación de Servicio

Compra de Gas Natural

Precios del Gas Natural en Lima

1.80 US$ / millón BTU40.9121 US$ / mil m36.3375 US$ / mil m3

MC 0.0870 US$ / (m3/día)-mesMD 11.5000 US$ / mil m3

Parámetros de Cálculo

Tipo de Cambio = 3.267 Soles / US$1 Millón de BTU = 1.0550 GJ

1 m3 = 35.3147 pie31 m3 = 0.0373 GJ

Otras Redes de Distribución

PozoTransporte RPDistribución RP


A) Facturación del Gas Natural

FG = PG x EF

PG = 1.80 US$ / millón BTU

5.57 Soles / GJ

FG = 33,991.66 Soles / mes

EF = Vf x PCSGN

EF = 6,098 GJ / mes

Equivalente a 163680 m3

6098 = 163680 / 26,84

Son equivalentes

33991.66 = 5.57 x 6098

54

B) Facturación de la Red Principal

FRP = TA_MN x Vs

FRP = 25,519.04 Soles / mes

TA_MN = 155.9081 Soles / mil m3

FA1 = 1.0100

FA2 = 3.2670

Vs = 163,680 m3 / mes

25519.04 = (155.9081 / 1000) x 163680


C) Facturación de las Otras Redes

FDOR = CFD x VHD + CVD x Vs

CFD = MC x Tipo de Cambio

CVD = MD x Tipo de Cambio

VHD = Vs x 6 / 182

5,396 m3 / día

FDOR = 7,683.25 Soles / mes

7683.25 = [ 0.087 x 5396 + (11.5 / 1000) x 163680 ] x 3.267


55

D) Total

S/. / mes S/. / m3 S/. / GJ US$ / GJ

Gas 33,992 0.208 5.574 1.706 43%

Red Prinicpal 25,519 0.156 4.185 1.281 32%

Otras Redes 7,683 0.047 1.260 0.386 10%

Total sin IGV 67,194 0.411 11.019 3.373 84%

IGV 12,767 0.078 2.094 0.641 16%

Total con IGV 79,961 0.489 13.112 4.014 100%

En Resumen el GN comprado por una Estación de Servicio (E/S) tendría un valor cercano a 4.0 US$ / GJ.Para determinar el precio del GNV se tiene que agregar el Margende la E/S, que es libre…


Costo de la Estación de Servicio (con IGV)

Inversión 290,000 US$O&M 17,000 US$ / mes

Costo Mensualizado de la Estación (con IGV)

Inversión 8,343 US$ / mesO&M 17,000 US$ / mesTotal 25,343 US$ / mes

¿Cómo se mensualiza la

inversión?


56

Pago de la Estación de Servicio

Deuda = 290,000 US$Tasa (i) = 2% mensual

Periodo (n) = 60 mesesFPA = 0.02877Pago = Deuda x FPAPago = 8,343 US$ / mes

FPA = Factor de Pago AmortizadoTasa (i) = Tasa de interes

Periodo (n) = Número de periodos

(1 )(1 ) 1

n

n

i iFPAi

× +=

+ −

Se asume la recuperación de la Inversión en 5 años y a una tasa en dólares de 2% mensual.


E/S : Pago de la Deuda en Forma Constante

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 42 45 48 51 54 57 60

Meses

US$

Deuda Pago


57

Margen de la Estación de Servicio (con IGV)

Costo 25,343 US$ / mesVenta 163,680 m3 / mes

Margen 154.8 US$ / mil m3505.7 S/. / mil m3

Precio de Venta del Gas Natural Comprimido en la Estación

S/. / m3 S/. / GJ US$ / GJCompra 0.489 13.112 4.014 49%Margen 0.506 13.574 4.155 51%

Total 0.994 26.686 8.168 100%

Esto quiere decir que el GNV podría costar…Un Nuevo Sol por cada metro cúbico…En unidad de energía significa 8.168 US$ por GJ…

Comparado con la Gasolina 90 (30.27 US$ / GJ) el GNV podría costar el 30% de este combustible.


Econom ía del GNV

0

5

10

15

20

25

30

35

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Meses

US$

/ G

J

Compra GN Margen E/S Ahorro Conversión

58

Econom ía del GNV

0%

10%20%

30%40%

50%

60%70%

80%90%

100%

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Meses

Compra GN Margen E/S Ahorro Conversión

Conclusión del GNV

• El periodo de recuperación de la inversión depende del costo delfinanciamiento, del precio de los sustitutos y del volumen consumido de gas natural.

• En el caso de la E/S, el volumen depende del número de unidades atendidas.

• En el caso de los Vehículos, el volumen depende del tipo de vehículo y del recorrido diario.

• En cualquier caso, el margen de la E/S y el costo de la conversión de vehículos es Libre.

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