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.
ESTRUCTURA DEL NEGOCIO DE GAS NATURAL
Producción
T
r
a
n
s
p
o
r
t
e
Distribución
Explotación
Comercialización
Venta
Consumidor
Independiente 3
Consumidor
Regulado 1
Consumidor
Independiente 1
Consumidor
Independiente 2
Consumidor
Regulado 2
Acceso Abierto
Comercialización
Venta
ACTORES DEL NEGOCIO
Normativo
y Concesiones
Concesionario
Regulador
Fiscalizador
Contratante
Exploración y/o
Explotación
Transporte
Distribución
Comercialización
DGH
Contratista
Osinerg
Perupetro
DGH
Transportista
Osinerg
DGH
Distribuidor
Osinerg
DGH
Comercializador
Osinerg
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
Ley
Reglamento
Regulador
Período de
Regulación
Precios
Tarifa
Exploración y/o
Explotación
Transporte
Distribución
Comercialización
LOH
LOH
DS N 041-99-EM
OSINERG
Será determinado
en cada caso
Precios
Máximos
LOH
DS N 042-99-EM
OSINERG
Tarifa Inicial:
Máx. 8 años
Tarifa Revisada:
4 años
Precios
Máximos
LOH
DS N 042-99-EM
OSINERG
Tarifa Inicial:
Máx. 8 años
Tarifa Revisada:
4 años
Precios
Máximos
Formación
de Precios
Precio del Gas
Tarifa de
Transporte
Tarifa de
Distribución
CASOS ESPECIALES
Ley
Reglamento
Regulador
Período de
Regulación
Precios
Tarifa
Explotación
de Reservas
Probadas de Gas
Transporte
Transporte
Distribución
Alta Presión
LOH
Ley 27133 y
Reglamento
Precio Máximo
LOH
Ley 27133 y
Reglamento
OSINERG
2- 4 años
Tarifa Base
Tarifa Regulada
LOH
Ley 27133 y
Reglamento
OSINERG
2- 4 años
Tarifa Base
Tarifa 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
Distribución
GE
NGL
Acometida
Acometida
Acometida
Acometida
Regulado
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
Libre
Regulado
Regulado
Libre
Regulado
Regulado
Libre
Regulado
Regulado
Libre
Regulado
Regulado
Monopolio Administrado por el Estado (CRE) con Concesiones
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
Camisea
Campo
Ductos
Separación de
Actividades
Riesgo
Contrato
Negocio
Nuevo
¿Donde se
obtienen
Contratos?
Garantía
de Pago de
Beneficiarios
Usuarios Eléctricos
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
¿Cuál es el
Papel que
Juega el
Estado en
esta
Funcionamiento de la Garantía
(Determinación del Peaje Eléctrico)
Pago
Garantizado
Garantía de
Transporte
Transporte
Real
Años
Flujo
(dinero ó volumen)
Funcionamiento de la Garantía
(Determinación del Peaje Eléctrico)
Garantía de
Transporte
Transporte
Real
Años
Flujo
(dinero ó volumen)
Costo de la Garantía de Transporte
Pagada entre el Usuario Eléctrico y los
Otros Consumidores del Gas
Fin de
la
Garantía
¿Cómo Funciona la Garantía?
Cliente
Libre
Cliente
Regulado
G
T
D
Distribuidor
G
T
Generador
G
T
T
Transmisor
Eléctrico
Flujo de Dinero en el Sector Eléctrico
T
Transmisión
Eléctrica
Costo de la Garantía
Numeral 7.6
de la Ley 27133
(Ley de Promoción)
Artículo 59° de la LCE
Transferencia de Dinero por la Garantía
Transferencia de Dinero por la Garantía
Transmisor
Eléctrico
aVNR+COyM
Costo de la
Garantía
Fiduciaria
Artículo 8° de la Ley
27133 “Ley de Promoción”
El costo de
El costo de
Transmisión
Transmisión
Siempre es pagado
Siempre es pagado
TGP y GNLC
Perupetro
¿Cómo Funciona la Garantía?
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
W
h
CC_75%
CS_75%
Economía del
Ciclo Combinado
Economía del
Ciclo Simple
7.8
¿Porque el Sector Eléctrico soporta la GRP?
Impacto del GN en la Oferta
Impacto 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%
P
re
c
io
d
e
l G
N
: U
S
$ / M
ill
ó
n
B
T
U
30 US$/Ton
70 US$/Ton
Impacto del GN en la Oferta
Impacto 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
P
re
c
io
d
e
l G
N
: U
S
$ / M
ill
ó
n
B
T
U
800 US$/kW
1600 US$/kW
Impacto del GN en la Demanda
Impacto 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
TW
h
0
5
10
15
20
25
30
35
40
M
ill
ó
n
m
3
/d
ía
Crecimiento a 5%
VP(12%) = 280 TWh
Crecimiento a 10%
VP(12%) = 20 Gm3
Fin de la
GRP
Regulación del Transporte D.S. N°041-99-EM
Cubrir costos eficientes
en la prestación del Servicio
Lograr Precios Equivalentes
a 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
Tarifas para el Transporte de Gas Natural
Principios
Generales
Ingresos = Costos
eficientes
por el servicio
Reproducir resultados
de un
mercado competitivo
Asegurar Operación
Segura y Confiable
del Sistema de Transp.
No distorsionar decisiones
de 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 $)
D (m3)
D
C (I + OyM)
D
CMe LP
CMe = C/D
CMe LP = Sum Ci(VP)/Sum Di(VP)
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
i
i
j
i
TD
Servicio
Costo
Total
Ingreso
1
:
1
,
)
1
(
∑
=
+
=
PR
i
i
j
i
j
j
TD
Demanda
total
Ingreso
base
Tarifa
1
,
)
1
(
Tarifa Base (TB) por Red Principal
∑
=
+
=
PR
i
i
i
TD
CGA
Servicio
del
Costo
base
Tarifa
1
(
1
)
Concurso
Contrato
Capacidad
Garantizada
Costo del
Servicio
Tarifa
Base
/
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
i
i
i
t
i
i
i
TD
Anual
Contratada
Capacidad
TD
Anuales
os
Garantizad
Ingresos
medio
Costo
1
1
)
1
(
)
1
(
Otros
Consumidores
Generadores
Eléctricos
Tarifa
Regulada
Ingreso
Garantizado
Capacidad
Contratada
Tarifa
Base
/
Reglamento de Distribución D.S. N°042-99-EM
Concesión
: 20 - 60 años
City Gate
Red 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.
Esquema Modificado
Cliente
Equipo
ERM
Tubo de
Conexión
Acometida
Otras Redes
Baja
Presión
Media
Presión
Red Principal
Instalación
Interna
Responsabilidad en GN de Lima
Ahora
Instalación Norma Base Regula?¿Que se 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
Técnicas
OSINERG GNLC GNLC GNLC GNLC
Otras Redes D.S. 042-99-EM
Precios y Condiciones Técnicas OSINERG GNLC GNLC GNLC GNLC Tubo de Conexión D.S. 042-99-EM Precios y Condiciones Técnicas OSINERG GNLC GNLC GNLC GNLC
Acometida ERM D.S. 042-99-EM
Precios 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 GNLC GNLC Cliente Red de Distribución
Conformación del Precio del Gas
Se expresa en
Gas en el
Yacimiento
Transporte
hasta el Cliente
US$ / GJ
US$ / 10
3
m
3
Precio Total pagado por el Cliente
Esquema de Camisea
Precio
Final
=
GAS
+
T
+
D
AP
+
D
OR
RED PRINCIPAL
Libre
Regulado
Ley 27133
D.S. 040-99-EM
Contratos BOOT
Contrato
de Licencia
D.S. 042-99-EM
Contratos BOOT
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$/10
6
BTU
US$/GJoule
Generador Eléctrico
1,00
0,9479
Otros
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
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
(*) m
3: 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 m
3
/día)
• Consumidor Independiente (mayor a 30 000 m
3
/día)
Distribución de Otras Redes : Resultados
Costo Fijo
Costo Variable
US$/mes
US$ / (m3/d)-mes
US$ / mil m3
US$ / mil m3 US$ / millón BTU
A
0,85
119,70
150,0
4,25
B
10,67
52,67
66,0
1,87
C
0,1441
18,98
23,8
0,67
D
0,0873
11,50
14,4
0,41
31,0
Total
Distribución de Otras Redes : Resultados
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
US
$
m
e
s
Distribución de Otras Redes : Resultados
Competitividad del Gas Natural en Lima
US$ / millón BTU
Categorías
Passthrough
Tarifa
Total
Sustituto
Ahorro
A
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
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 A B C D Categorías US $ / m ill ó n BT U
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
Precio
Final
=
GAS
+
T
+
D
AP
+
D
OR
RED PRINCIPAL
Libre
Regulado
6,9311
44,7440
1,7062
Otros
5,1736
31,4384
0,9479
GG EE
US$ / 10
3m
3US$ / GJ
US$ / GJ
Total
A
4,0
8,35
B
2,4
6,37
C
0,7
4,34
D
0,4
4,01
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 Máxim o
1,8
US$/Millón BTU
Tarifa de Transporte y Distribución en Alta Presión
FD =
0,91436
Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD
Transporte
Tarifa Regulada
44,7440
US$/Mil m
3Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD
(no incluye Factor de Descuento)
Distribución
Tarifa Regulada
6,9311
US$/Mil m
3Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD
(no incluye Factor de Descuento)
Tarifa de Distribución (Otras Redes)
Resolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD
Unidades
A
B
C
D
MD
US$/ m il m
3Ejemplo de Facturación: Residencial
Medición mensual (Lf – Li)
Lectura Final (Lf)
= 28 m
3Lectura inicial (Li)
= 0
consumo mensual = 28 m
3Expres. en energía
= 1,043 GJ
Factura de Gas (FG)
FG =
PG
x EF
FG = 1,7062 US$/GJ x 1,043 GJ
FG = 1,78 US$/mes o 5,81 S/./mes
Factura de Transporte (FRP)
FRP =
TA-MN
x Vs
FRP =
(44,744+6,931)US$ x FD x TC x 28m
3mil m
3FRP = 4,37 S/./mes
Factura de Distribución (FDOR)
FDOR =
CFD + CVD
x Vs
FDOR =
0,85 US$ +
119,7
US$ x 28m
3mes mil
m
3FDOR = 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 23,91
Costo de Acom etida Financiada Tributos
19% 4,54
CED
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 mes
Lectura final (Lf) = 28 m3 Vr = 28 m3/mes (Lf - Li)/periodo Ks = 1 Vs = 28 m3 /mes A) PG = 5,574 Soles/GJ EF = 1,043 GJ/mes Vf = 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$/Cliente-mes CVD = MD = 119,7 US$/103 m3 CED = 0
Tipo de Cambio = 3,267 Soles/US$
Comparación con sustitutos
Comparación de Precios (incluye IGV)
0
20
40
60
80
100
120
A
B
C
D
GNV
Categorías
S
/. /GJo
u
le
Gas Natural
S ustituto
GLP
GLP
D 2
R 6
G90
27,3
20,8
14,2
13,1
13,1
98,9
20,3
45,9
59,8
67,3
El precio del GN no incluye
el Margen de la E/S
Resultados
Impacto del Gas Natural en el Sector
Energía
Organización del Proyecto Camisea
•
Era Shell - Mobil
•
Era Pluspetrol – Hunt - SK
P
T
D
Operador ú
n
ic
o
Por licitar
por el
CEANC
City
Gate
P
T
D
AP
Operador
es in
depe
ndi
entes
City
Gate
D
BP
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.
Precios del Gas en el Cono Sur
1,10 1,10 CABO NEGRO
CABO NEGRO 1,001,00 TIERRA DEL FUEGOTIERRA DEL FUEGO SALTA SALTA SANTA CRUZ SANTA CRUZ SAN PABLO SAN PABLO URUGUAYANA URUGUAYANA BUENOS AIRES BUENOS AIRES SANTIAGO SANTIAGO TOCOPILLA TOCOPILLA MEJILLONES MEJILLONES CONCEPCION CONCEPCION NEUQUEN NEUQUEN 2,30 2,30 2,30 2,30 2,00 2,00 1,40 1,40 3,10 3,10 1,50 1,50 2,20 2,20 2,50 2,50 1,20 1,20 (*)
(*) Contratos Contratos T.O.P. T.O.P. firmadosfirmados 1,50
1,50 PRECIOS DE ORIGENPRECIOS DE ORIGEN
3,10
3,10 PRECIOS DE MERCADOPRECIOS DE MERCADO
FLUJO GAS NATURAL FLUJO GAS NATURAL 1,90 1,90 2,50 2,50 LIMA (*) LIMA (*) Generación Generación Otros usos Otros usos
Precios City Gate
1,10 1,10
CABO NEGRO
CABO NEGRO 1,001,00 TIERRA DEL FUEGOTIERRA DEL FUEGO
SALTA SALTA SANTA CRUZ SANTA CRUZ SAN PABLO SAN PABLO URUGUAYANA URUGUAYANA BUENOS AIRES BUENOS AIRES SANTIAGO SANTIAGO TOCOPILLA TOCOPILLA MEJILLONES MEJILLONES CONCEPCION CONCEPCION NEUQUEN NEUQUEN 2,30 2,30 2,30 2,30 2,00 2,00 1,40 1,40 3,10 3,10 1,50 1,50 2,20 2,20 2,50 2,50 1,20 1,20 (*)
(*) Contratos Contratos T.O.P. T.O.P. firmadosfirmados
1,50
1,50 PRECIOS DE ORIGENPRECIOS DE ORIGEN
3,10
3,10 PRECIOS DE MERCADOPRECIOS DE MERCADO
FLUJO GAS NATURAL
FLUJO GAS NATURAL
1,90 1,90 2,50 2,50 LIMA (*) LIMA (*) Generación Generación Otros usos Otros usos
Precios City Gate
Redes de Gas Natural en el Sur
Impacto en el Sector Industrial
Estimación del Precio del GN para un cliente Industrial
Descripción
Sin IGV
US$ / 10
6BTU
Participación
Con IGV
US$/10
6BTU
Compra de Gas Natural
1.800
51%
2.124
Transporte y Distribución en AP
1.676
47%
1.977
Tarifa de Distribución en BP
0.073
2%
0.086
Total
3.549
100%
4.187
Para convertir de US$/MBTU a US$/GJ dividir entre 1.05
Impacto en el Sector Industrial
Usuario Gran Industria
4,0
4,0
7,1
18,3
17,7
18,7
0
10
20
30
40
US$
/G
J
oule
Estimación del Ahorro para un cliente Industrial
US$ / 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
Impacto en el Sector Industrial
Precios del Gas Natural para la Generación Eléctrica
Costo estimado del Gas Natural en Lima para un Generador Eléctrico
Componente
Unidades
Etevensa
Otro Generador
Gas Natural
US$ / millón BTU
0.89
1.00
Transporte en Alta Presión
US$ / mil PC
0.81
0.81
Distribución 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 Electroperú
2
Se asume un poder calorífico superior de 1000 BTU por PC
3
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
Costo medio de un Ciclo Simple con Gas Natural
CMe =
31.30
US$ / MWh CF = 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$ / MWhCVNC = 2.50 US$ / MWh PC =
2.00
US$ / Millón BTU CE = 10.723 Millón BTU / MWh EMC = 3.412 Millón BTU / MWhη = 35% i =
12%
PCS / PCI = 1.10 n = 20 años m = 1 años FRC = 13.39% IDC = 105.83% R = 3.00% INV FRC x IDC + R = 17.17% INV(
)
(
)
1
FRC
1
1
n ni
i
i
× +
=
+
−
Costo medio de un Ciclo Combinado con Gas Natural
CMe =
26.50
US$ / MWh CF = 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$ / MWhCVNC = 1.00 US$ / MWh PC =
2.00
US$ / Millón BTU CE = 6.585 Millón BTU / MWh EMC = 3.412 Millón BTU / MWhη = 57% i =
12%
PCS / PCI = 1.10 n = 25 años m = 2 años FRC = 12.75%(
)
(
)
1
FRC
1
1
n ni
i
i
× +
=
+
−
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
Hidráulica-A Hidráulica-B Carbón CC-GN CS-GN CS-D2
C o sto Fi jo: U S $/ kW -año 0 20 40 60 80 100 120 140 Costo Vari abl e : US$/ M W 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$
/M
W
h
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$
/M
W
h
Hidráulica-A
Hidráulica-B
Carbón
CC-GN
CS-GN
CS-D2
Perspectivas de Precios
Generación Eléctrica
US$/MWh
45
40
35
30
25
Zona de Transición
Precio de Energía y GRP
5
10
15
20
25
30
35
40
US$/MWh
Nov
-2002
A
g
o
-2004
1998: Efecto de
la caída del
crudo a
10 US$/bl
2004
1998
1993
2014
Adelanto
de la GRP
GRP durante la operación
Evaluación de un Caso
Negocio Térmico
Pérdidas 1,834 MWh Residual 6 Flujo MWh 12,228Compra Miles US$ 237 Generador de Vapor 10,393 MWh
US$/MWh 19.4 VAN Miles US$ 1,871
CMe 22.8 US$/MWh
Negocio Eléctrico
MT2 Flujo MWh 8,220
Compra Miles US$ 389 Compra de Electricidad 8,220 MWh US$/MWh 47.3
VAN Miles US$ 3,075
Negocio Total
Flujo MWh 20,448 Compra Miles US$ 626
US$/MWh 30.6 VAN Miles US$ 4,946
Hospital Rebagliati
Situación Actual
¿Cómo podrían reaccionar los clientes a los nuevos precios
de la energía?
Evaluación de un Caso
Negocio Térmico
Pérdidas 1,834 MWh
Gas Natural Flujo MWh 12,228
Compra Miles US$ 148 Generador de Vapor 10,393 MWh
US$/MWh 12.1 VAN Miles US$ 1,170
CMe 14.2 US$/MWh
Negocio Eléctrico
MT2 Flujo MWh 8,220
Compra Miles US$ 389 Compra de Electricidad 8,220 MWh US$/MWh 47.3
VAN Miles US$ 3,075
Negocio Total
Flujo MWh 20,448 Compra Miles US$ 537
US$/MWh 26.3 VAN Miles US$ 4,246
Hospital Rebagliati
Proceso Térmico con
Gas Natural
Ahorro de 89 mil US$ por año
y 700 mil US$ en 20 años
Evaluación del Caso
Rebagliati
Cogeneración con Gas
Natural
Negocio Térmico
Pérdidas 0 MWh
Residual 6 Flujo MWh 0
Compra Miles US$ 0 Generador de Vapor 0 MWh US$/MWh 19.4
VAN Miles US$ 0
10,393 MWh Pérdidas MWh 3,070 Recuperador de Vapor 10,393 MWh
Negocio Eléctrico Gases Calientes 13,463 MWh
Rendimiento 26%
Gas Natural Planta 600 kW
Flujo MWh 18,194 Producción de Electricidad 4,730 MWh Compra Miles US$ 146 Inversión + O&M
US$/MWh 8.0 1,627
VAN Miles US$ 1,156 Incluye el Vapor
CMe 23.3 US$/MWh 8,220 MWh MT2
Flujo MWh 3,490
Compra Miles US$ 165 Compra de Electricidad 3,490 MWh US$/MWh 47.3
VAN Miles US$ 1,306 Negocio Total
Comparación de Costos Totales
Situación Base con
Residual 6
Evaluación del Caso
Rebagliati
Cogeneración con Gas
Natural
Situación Base con
Gas Natural
Ahorro 157 miles US$ en 20 años
Negocio TérmicoPérdidas 0 MWh
Gas Natural Flujo MWh 0
Compra Miles US$ 0 Generador de Vapor 0 MWh US$/MWh 12.1
VAN Miles US$ 0
10,393 MWh Pérdidas MWh 3,070 Recuperador de Vapor 10,393 MWh
Negocio Eléctrico Gases Calientes 13,463 MWh
Rendimiento 26%
Gas Natural Planta 600 kW
Flujo MWh 18,194 Producción de Electricidad 4,730 MWh Compra Miles US$ 146 Inversión + O&M
US$/MWh 8.0 1,627 VAN Miles US$ 1,156 Incluye el Vapor
CMe 23.3 US$/MWh 8,220 MWh MT2
Flujo MWh 3,490
Compra Miles US$ 165 Compra de Electricidad 3,490 MWh US$/MWh 47.3
VAN Miles US$ 1,306
Negocio Total Situación actual con Gas Natural Comparación de Costos Totales
Miles US$ Actual 1 Con GN Ahorro Flujo MWh 18,613 Inversión + O&M 0 1,627 -1,627
Compra Miles US$ 311 Energía 4,246 2,461 1,784 US$/MWh 16.7 Total 4,246 4,088 157
VAN Miles US$ 2,461 TIR 13.8%
Evaluación del Caso
Ev aluación 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
V
A
N:
M
ill
ó
n
US
$
0%
5%
10%
15%
20%
25%
TI
R
Hospital Rebagliati
Proceso de Optimización
Resumen del Caso
Actual
4946
Sustitución
Del
Residual
Por
GN
4246
Cogeneración
Energía
2461
Cogeneración
I + O&M
1627
Ahorro
858
Ahorro
700
Hospital Rebagliati
VAN 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 10.0 100.0Capacidad (MW )
C
o
sto
(
U
S
$
/
kW
)
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
Co
s
to M
e
di
o:
U
S
$
/ M
W
h
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.
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 Co ns um o: TJ
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 198 2 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 Años P a rt icipaci ó n
RESIDENCIAL Y COMERCIAL PÚBLICO TRANSPORTE AGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIA PESCA MINERO METALÚRGICO INDUSTRIAL 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 C o n s um o : TJ
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% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Argentina Italia Brasil USA India Ucrania Rusia Canadá Japón Alemania Chile
Relación de Precio: GNV / Diesel
35% 71% 74% 63% 42% 46% 64% 84% 55% 65% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Argentina Italia Brasil USA India Ucrania Rusia Canadá Japón Alemania Chile
¿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 1
Manejo 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
Interes
0
1,000.00
0.00
1,000.00
20.00
1
1,020.00
61.67
958.33
19.17
2
977.50
60.83
916.67
18.33
3
935.00
60.00
875.00
17.50
4
892.50
59.17
833.33
16.67
5
850.00
58.33
791.67
15.83
6
807.50
57.50
750.00
15.00
7
765.00
56.67
708.33
14.17
8
722.50
55.83
666.67
13.33
9
680.00
55.00
625.00
12.50
10
637.50
54.17
583.33
11.67
11
595.00
53.33
541.67
10.83
12
552.50
52.50
500.00
10.00
13
510.00
51.67
458.33
9.17
14
467.50
50.83
416.67
8.33
15
425.00
50.00
375.00
7.50
16
382.50
49.17
333.33
6.67
17
340.00
48.33
291.67
5.83
18
297.50
47.50
250.00
5.00
19
255.00
46.67
208.33
4.17
20
212.50
45.83
166.67
3.33
21
170.00
45.00
125.00
2.50
22
127.50
44.17
83.33
1.67
23
85.00
43.33
41.67
0.83
Pago Variable de una Deuda
Deuda =
1000 Soles
Tasa (i) =
2% mensual
Periodo (n) =
24 meses
Amortización = Deuda / Periodo (n)
Amortización =
41.67 Soles
Pago = Amortización + Intereses
Funcionamiento del Pago de una Deuda
Saldo = Deuda - Pago
Interes = Saldo x tasa (i)
Deuda = Saldo anterior
Al final del periodo, el
61.67 = 41.67 + 20
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
Sol
e
s
Deuda
Pago
Ejemplo de Pago Variable
Ejemplo de Pago Constante
Pago Constante de una Deuda
Deuda =
1000 Soles
Tasa (i) =
2% mensual
Periodo (n) =
24 meses
FPA =
0.05287
Pago = Deuda x FPA
Pago =
52.87 Soles
FPA = Factor de Pago Amortizado
Tasa (i) = Tasa de interes
Periodo (n) = Número de periodos
Funcionamiento del Pago de una Deuda
Saldo = Deuda - Pago
Interes = Saldo x tasa (i)
(1
)
(1
)
1
n ni
i
FPA
i
× +
=
+
−
Mes
Deuda
Pago
Saldo
Interes
0
1,000.00
0.00
1,000.00
20.00
1
1,020.00
52.87
967.13
19.34
2
986.47
52.87
933.60
18.67
3
952.27
52.87
899.40
17.99
4
917.39
52.87
864.52
17.29
5
881.81
52.87
828.94
16.58
6
845.52
52.87
792.65
15.85
7
808.50
52.87
755.63
15.11
8
770.74
52.87
717.87
14.36
9
732.23
52.87
679.35
13.59
10
692.94
52.87
640.07
12.80
11
652.87
52.87
600.00
12.00
12
612.00
52.87
559.13
11.18
13
570.31
52.87
517.44
10.35
14
527.79
52.87
474.92
9.50
15
484.42
52.87
431.55
8.63
16
440.18
52.87
387.31
7.75
17
395.05
52.87
342.18
6.84
18
349.02
52.87
296.15
5.92
19
302.08
52.87
249.21
4.98
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
Sol
e
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
Sol
e
s
Constante
Variable
Uso residencial
Anexo 2
Economía del GN Residencial
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$
/G
Joule
Consumidor Residencial
Situación con GN
Consumo 28.4 m3 / mes 1.058 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 / mes 20 Kg / mes 1.058 GJ / mes Precio con IGV 35.60 Soles / Balón
3.56 Soles / Kg 67.32 Soles / GJ 20.61 US$ / GJ
Costo 71.2 Soles / mes 100%
Inversión Adicional para Usar GN
US$Acometida 133.00 55% Red Interna 100.00 42% Conversión 7.00 3% Total sin IGV 240.00
IGV 45.60 Total con IGV 285.60
Tipo de Cambio 3.267 Soles / US$
Total con IGV 933.06 Soles