Este documento discute opciones para la política de precios del gas natural en Perú. Actualmente, el precio del gas natural en boca de pozo para los consumidores eléctricos se encuentra retrasado en un 42.5% con respecto a la proyección del precio Henry Hub. El documento concluye que debido a que desde 2009 la variación del precio del gas natural se ha desacoplado del precio del combustible residual, la fórmula de ajuste actual se asemeja más al comportamiento del Henry Hub y por lo tanto debe mantenerse.
Este documento que formará parte de un artículo que servirá para aclarar los conceptos del margen de reserva.
En el SEIN se vienen tratando diversas acepciones del concepto de reserva, incluye éstas también, por ejemplo, a la reserva fría.
La demanda es una de esas variables de índole transversal, sustancial para tomar decisiones en pro de las solicitudes de energía. Es muy importante su correcta estimación en el corto plazo y largo plazo; su estimación, conjuntamente con otras, como la oferta eléctrica, la disponibilidad de las instalaciones prestas en la cadena de valor de la industria eléctrica (desde la generación hasta la distribución, por ahora, hasta que nos sumemos a las tendencias mundiales de la generación distribuida), las condiciones hidrológicas, los costos operativos, y también la topología de la red, constituyen el insumo para lograr una óptima utilización de los recursos a cargo de los operadores de sistema, en nuestro caso el Comité de Operación Económica del Sistema (COES).
Este documento que formará parte de un artículo que servirá para aclarar los conceptos del margen de reserva.
En el SEIN se vienen tratando diversas acepciones del concepto de reserva, incluye éstas también, por ejemplo, a la reserva fría.
La demanda es una de esas variables de índole transversal, sustancial para tomar decisiones en pro de las solicitudes de energía. Es muy importante su correcta estimación en el corto plazo y largo plazo; su estimación, conjuntamente con otras, como la oferta eléctrica, la disponibilidad de las instalaciones prestas en la cadena de valor de la industria eléctrica (desde la generación hasta la distribución, por ahora, hasta que nos sumemos a las tendencias mundiales de la generación distribuida), las condiciones hidrológicas, los costos operativos, y también la topología de la red, constituyen el insumo para lograr una óptima utilización de los recursos a cargo de los operadores de sistema, en nuestro caso el Comité de Operación Económica del Sistema (COES).
En sus 52 Aniversario la UNAC me invitó a exponer la charla del Impacto de Camisea en la actividad de generación eléctrica en el SEIN. se expuso un recuento de lo que significó, significa y significará, las reservas no se han incrementado, menos mal que la demanda no tiene tasas tan altas como de en años anteriores... tasas que pudieron ser manejadas con la incorporación de ciclos combinados, entre otros.
Eólica en Argentina (Desafíos y Oportunidades) Taller Greenpeace Buenos Aires...Mauro G. Soares
Presentación sobre estado y desafíos de la energía eólica en Argentina.
Presentation about the state of the wind energy industry in Argentina and its challeges going forward.
En el sistema eléctrico peruano se ha observado cierta problemática principalmente en aspectos referidos a la oferta de energía renovable promovidas por el Estado con Garantía de Precios, al incremento de oferta de costo "CERO", a la reducción de consumo de GN por los Costos Fijos de transporte ya comprometidos. Esto a su vez como consecuencia de una Declaración de Precios de GN a valores casi de "CERO" (TOP).
Por otro lado, costos Marginales de Energía Bajos (< 20 US$/MWh), haciendo que sea muy rentable comprar en el Spot. Así como que las Primas provenientes de las subastas RER se incrementan y se traslada al Peaje. Altos costos del Peaje (cargos adicionales), entre otros.
Los Costos Variables “0” de las nuevas tecnologías sumadas al Take or Pay como Costo Fijo podrían cambiar el modelo soportado en la Teoría Marginalista.
El reto energético al que se enfrenta la Humanidad es mucho más considerable de lo que a veces dan a entender las cifras de crecimientos exponenciales de las instalaciones solares y eólicas de la última década.
En el Perú, ¿Qué tipo de tecnología debe desarrollarse en la sgte. década?
¿Termoeléctricas?
Pluspetrol, quien explota los Yacimientos de Malvinas, no ha querido firmar nuevos contratos de suministro de molécula. Significa que, como no se han desarrollado nuevos proyectos de exploración es posible que las reservas hayan disminuido. Tampoco se garantizaba molécula para el proyecto del gasoducto al sur.
¿Hidroeléctricas?
Sus largos periodos de maduración de las grandes CCHH por temas principalmente ambientales generan incertidumbre sobre todo en el proceso de financiamiento. Esto es menor en las centrales menores a 20 MW (RER).
¿No Convencionales?
Perú está trabajando en otorgarles Potencia Firme (la eólica ya la tiene), para que los nuevos proyectos puedan formular contratos bilaterales.
Ya no se impulsarían subastas.
Es de interés nacional la inserción de RER NC; frente a ello, la tecnología hidráulica se convierte en el soporte natural para garantizar los balances en el corto plazo (márgenes de reserva operativos), como parte de servicios complementarios que deberían constituirse a partir del diseño de un mercado presto el SEIN para tal finalidad; no debe quedar duda de avanzar en esta necesidad, que garantiza la operación segura de los sistemas con significativa participación de generación intermitente. Por ello, se tiene que actualizar el marco normativo técnico para volver al camino correcto y asegurar el suministro de energía en el SEIN.
El objetivo principal del Curso es presentar diversos aspectos del seguimiento del Mercado Eléctrico y centrarse en el reconocimiento de los parámetros económicos, colocando un énfasis especial en el poder de mercado, el rendimiento del mercado y vigilancia del comportamiento.
El curso proporciona una vista del seguimiento y sus componentes.
Presenta Técnicas de monitoreo y además indica la necesidad de Modificar la estructura existente o desarrollar una nueva estructura del sistema de seguimiento basado en nuevos índices que podría ser utilizado tanto por el operador como por los participantes del mercado.
El objetivo principal del Curso es presentar diversos aspectos del seguimiento del Mercado Eléctrico y centrarse en el reconocimiento de los parámetros económicos, colocando un énfasis especial en el poder de mercado, el rendimiento del mercado y vigilancia del comportamiento.
El curso proporciona una vista del seguimiento y sus componentes.
Presenta Técnicas de monitoreo y además indica la necesidad de Modificar la estructura existente o desarrollar una nueva estructura del sistema de seguimiento basado en nuevos índices que podría ser utilizado tanto por el operador como por los participantes del mercado.
Mercado eleéctrico chileno mig julio 2016Voces Mineras
El mercado eléctrico chileno está experimentando cambios estructurales con la irrupción de las ERNC (Energías Renovables no Convencionales) y las nuevas líneas de transmisión que han permitido bajar costos a niveles impensables. Estos costos seguirán bajando mientras exista competencia, y por ende nuevos actores.
Maria Isabel González, Gerente General de ENERGETICA y miembro de la agrupación Voces Mineras, nos comparte una visión analítica y contingente sobre estos cambios en el mercado eléctrico nacional.
V SIMPOSIO EMPRESARIAL INTERNACIONAL FUNSEAM: LOS RETOS DEL SECTOR ENERGÉTICO
MESA 3. RETOS PARA EL SECTOR DE LOS HIDROCARBUROS GASEOSOS
Papel del gas natural como fuente energética de transición: el rol del gas en el mix energético del futuro: D. José María Egea, Director General de Planificación Energética de Gas Natural Fenosa
Preside la mesa: D. Joan Pons, experto en regulación del sector energético
V SIMPOSIO EMPRESARIAL INTERNACIONAL FUNSEAM: LOS RETOS DEL SECTOR ENERGÉTICO
MESA 1. RETOS PARA EL SECTOR DE LA ELECTRICIDAD
La competitividad de la tarifa eléctrica y cargos de política energética y descarbonización: D. Eduardo Moreda, Subdirector de Regulación, Mercados Mayoristas y Gas de Endesa
Preside la mesa: D. Ferran Tarradellas, Director Representación en Barcelona de la Comisión Europea
V SIMPOSIO EMPRESARIAL INTERNACIONAL FUNSEAM: LOS RETOS DEL SECTOR ENERGÉTICO
MESA 2. RETOS PARA EL SECTOR DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Gestión de la incertidumbre en los mercados: precios de materias primas, oferta y demanda: D. Juan Antonio Vera,Chief Operating Officer de CEPSA
Preside la mesa: D. Pedro Miras, Presidente de CORES
Presentación de Edgard Ramirez en la Hora del Gas 2018. " Impacto Económico del Gas de Camisea 2004-2017 y Potencial ahorro o perdidas por efecto del GSP".
Redes Inteligentes para las Ciudades del FuturoEnel Perú
Las redes inteligentes se componen por distintas soluciones: automatización y telecontrol en media tensión, medición inteligente, movilidad eléctrica, alumbrado LED y más.
En sus 52 Aniversario la UNAC me invitó a exponer la charla del Impacto de Camisea en la actividad de generación eléctrica en el SEIN. se expuso un recuento de lo que significó, significa y significará, las reservas no se han incrementado, menos mal que la demanda no tiene tasas tan altas como de en años anteriores... tasas que pudieron ser manejadas con la incorporación de ciclos combinados, entre otros.
Eólica en Argentina (Desafíos y Oportunidades) Taller Greenpeace Buenos Aires...Mauro G. Soares
Presentación sobre estado y desafíos de la energía eólica en Argentina.
Presentation about the state of the wind energy industry in Argentina and its challeges going forward.
En el sistema eléctrico peruano se ha observado cierta problemática principalmente en aspectos referidos a la oferta de energía renovable promovidas por el Estado con Garantía de Precios, al incremento de oferta de costo "CERO", a la reducción de consumo de GN por los Costos Fijos de transporte ya comprometidos. Esto a su vez como consecuencia de una Declaración de Precios de GN a valores casi de "CERO" (TOP).
Por otro lado, costos Marginales de Energía Bajos (< 20 US$/MWh), haciendo que sea muy rentable comprar en el Spot. Así como que las Primas provenientes de las subastas RER se incrementan y se traslada al Peaje. Altos costos del Peaje (cargos adicionales), entre otros.
Los Costos Variables “0” de las nuevas tecnologías sumadas al Take or Pay como Costo Fijo podrían cambiar el modelo soportado en la Teoría Marginalista.
El reto energético al que se enfrenta la Humanidad es mucho más considerable de lo que a veces dan a entender las cifras de crecimientos exponenciales de las instalaciones solares y eólicas de la última década.
En el Perú, ¿Qué tipo de tecnología debe desarrollarse en la sgte. década?
¿Termoeléctricas?
Pluspetrol, quien explota los Yacimientos de Malvinas, no ha querido firmar nuevos contratos de suministro de molécula. Significa que, como no se han desarrollado nuevos proyectos de exploración es posible que las reservas hayan disminuido. Tampoco se garantizaba molécula para el proyecto del gasoducto al sur.
¿Hidroeléctricas?
Sus largos periodos de maduración de las grandes CCHH por temas principalmente ambientales generan incertidumbre sobre todo en el proceso de financiamiento. Esto es menor en las centrales menores a 20 MW (RER).
¿No Convencionales?
Perú está trabajando en otorgarles Potencia Firme (la eólica ya la tiene), para que los nuevos proyectos puedan formular contratos bilaterales.
Ya no se impulsarían subastas.
Es de interés nacional la inserción de RER NC; frente a ello, la tecnología hidráulica se convierte en el soporte natural para garantizar los balances en el corto plazo (márgenes de reserva operativos), como parte de servicios complementarios que deberían constituirse a partir del diseño de un mercado presto el SEIN para tal finalidad; no debe quedar duda de avanzar en esta necesidad, que garantiza la operación segura de los sistemas con significativa participación de generación intermitente. Por ello, se tiene que actualizar el marco normativo técnico para volver al camino correcto y asegurar el suministro de energía en el SEIN.
El objetivo principal del Curso es presentar diversos aspectos del seguimiento del Mercado Eléctrico y centrarse en el reconocimiento de los parámetros económicos, colocando un énfasis especial en el poder de mercado, el rendimiento del mercado y vigilancia del comportamiento.
El curso proporciona una vista del seguimiento y sus componentes.
Presenta Técnicas de monitoreo y además indica la necesidad de Modificar la estructura existente o desarrollar una nueva estructura del sistema de seguimiento basado en nuevos índices que podría ser utilizado tanto por el operador como por los participantes del mercado.
El objetivo principal del Curso es presentar diversos aspectos del seguimiento del Mercado Eléctrico y centrarse en el reconocimiento de los parámetros económicos, colocando un énfasis especial en el poder de mercado, el rendimiento del mercado y vigilancia del comportamiento.
El curso proporciona una vista del seguimiento y sus componentes.
Presenta Técnicas de monitoreo y además indica la necesidad de Modificar la estructura existente o desarrollar una nueva estructura del sistema de seguimiento basado en nuevos índices que podría ser utilizado tanto por el operador como por los participantes del mercado.
Mercado eleéctrico chileno mig julio 2016Voces Mineras
El mercado eléctrico chileno está experimentando cambios estructurales con la irrupción de las ERNC (Energías Renovables no Convencionales) y las nuevas líneas de transmisión que han permitido bajar costos a niveles impensables. Estos costos seguirán bajando mientras exista competencia, y por ende nuevos actores.
Maria Isabel González, Gerente General de ENERGETICA y miembro de la agrupación Voces Mineras, nos comparte una visión analítica y contingente sobre estos cambios en el mercado eléctrico nacional.
V SIMPOSIO EMPRESARIAL INTERNACIONAL FUNSEAM: LOS RETOS DEL SECTOR ENERGÉTICO
MESA 3. RETOS PARA EL SECTOR DE LOS HIDROCARBUROS GASEOSOS
Papel del gas natural como fuente energética de transición: el rol del gas en el mix energético del futuro: D. José María Egea, Director General de Planificación Energética de Gas Natural Fenosa
Preside la mesa: D. Joan Pons, experto en regulación del sector energético
V SIMPOSIO EMPRESARIAL INTERNACIONAL FUNSEAM: LOS RETOS DEL SECTOR ENERGÉTICO
MESA 1. RETOS PARA EL SECTOR DE LA ELECTRICIDAD
La competitividad de la tarifa eléctrica y cargos de política energética y descarbonización: D. Eduardo Moreda, Subdirector de Regulación, Mercados Mayoristas y Gas de Endesa
Preside la mesa: D. Ferran Tarradellas, Director Representación en Barcelona de la Comisión Europea
V SIMPOSIO EMPRESARIAL INTERNACIONAL FUNSEAM: LOS RETOS DEL SECTOR ENERGÉTICO
MESA 2. RETOS PARA EL SECTOR DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Gestión de la incertidumbre en los mercados: precios de materias primas, oferta y demanda: D. Juan Antonio Vera,Chief Operating Officer de CEPSA
Preside la mesa: D. Pedro Miras, Presidente de CORES
Presentación de Edgard Ramirez en la Hora del Gas 2018. " Impacto Económico del Gas de Camisea 2004-2017 y Potencial ahorro o perdidas por efecto del GSP".
Redes Inteligentes para las Ciudades del FuturoEnel Perú
Las redes inteligentes se componen por distintas soluciones: automatización y telecontrol en media tensión, medición inteligente, movilidad eléctrica, alumbrado LED y más.
La LCE recoge el principio del mejor aprovechamiento de los recurso. Muchos sistemas con desarrollos de actividades gaseras incipientes presentan el dilema de lo que se denomina en inglés Take or pay (Tómalo o déjalo), o así no lo utilices lo tienes que pagar. Este es un breve documento que aborda académicamente la introducción al problema de las declaraciones del precio de gas natural en el Perú.
El estudio da guias para el cambio de luminarias de vapor de sodio por vapor de mercurio y en el futuro mediato luminarias LED por luminarias de vapor de sodio
Demuestra las ventajas y desventajas técnicas y económicas de la implementación de un programa de uso eficiente de energía en el sector de iluminación pública.
III Jornada de Desarrollo IADE: Presentación Sebastián SkindJuany Alonso
Vea el audio ilustrado de las ponencias de los panelistas, acompañado con sus presentaciones y algunas fotos que dejó el evento: https://www.youtube.com/watch?v=OtiHTVfD8ZI
Exposición presentada por Sebastián Skind en la III Jornada de Desarrollo del Instituto Argentino Para el Desarrollo Económico (IADE http://www.iade.org.ar/)
3. CONCEPTO GENERAL
3
“La política sobre el gas natural debe implementar los
correctivos que recojan las señales de mercado pero
que sean políticamente viables de implementar”.
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Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13
US$/MMBtu
US$/Bl
EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL HENRY HUB, FUEL OIL N° 6 Y WTI
USGC Fuel Oil N°6 WTI Henry Hub
EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DEL
HENRY HUB, FUEL OIL Y WTI
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Henry Hub ($/MMBtu) 6.99 7.12 8.90 4.16 4.40 4.03 2.82 3.75
Fuel Oil N°6 ($/Bl) 45.73 52.27 74.21 54.50 69.43 95.07 99.35 94.33
WTI ($/Bl) 66.22 72.31 99.65 61.80 79.53 95.12 94.21 94.30 6
7. 0%
20%
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Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13
US$/MMBtu
EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL HENRY HUB Y
EL GAS NATURAL EN BOCA DE POZO
(Eléctrico y No eléctrico)
Henry Hub GN Eléctrico GN No eléctrico GN E./Henry Hub (%) GN n.E./Henry Hub (%)
RELACIÓN ENTRE EL HENRY HUB Y EL PRECIO DEL GAS
EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Henry Hub 7.12 8.90 4.16 4.40 4.03 2.82 3.75
GN Electrico 1.38 1.38 1.58 1.57 1.65 1.73 1.83
GN No Electrico 2.33 2.44 2.56 2.69 2.83 2.97 3.17
GN E./Henry Hub (%) 19.4% 15.5% 38.0% 35.7% 40.9% 61.3% 48.7%
GN n.E./Henry Hub (%) 32.7% 27.4% 61.6% 61.2% 70.2% 105.1% 84.8%
7
8. 0%
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0.00
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Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13
US$/MMBtu
EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL HENRY HUB Y EL
GAS NATURAL EN BOCA DE POZO
(Cat. A y Cat. GNV)
Henry Hub GN Cat. A GNV GN Cat. A/Henry Hub (%) GNV/Henry Hub (%)
RELACIÓN ENTRE EL HENRY HUB Y EL PRECIO DEL GAS
EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Henry Hub 7.12 8.90 4.16 4.40 4.03 2.82 3.75
GN Cat. A 0.87 0.91 0.95 1.00 1.05 2.97 3.17
GNV 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 2.25 3.17
GN Cat. A/Henry Hub (%) 12.2% 10.2% 22.9% 22.8% 26.1% 105.1% 84.8%
GNV/Henry Hub (%) 11.2% 9.0% 19.2% 18.2% 19.9% 79.5% 84.8%
8
9. TARIFARIO ACTUAL DE
GAS NATURAL (CALIDDA)
TARIFAS DE GAS NATURAL
En US$/MMBtu
CAT. A CAT. B CAT. C CAT. D CAT. D GNV CAT. E CAT. GE
BOCA DE POZO 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 1.8257
TRANSPORTE 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306
DISTRIBUCIÓN 3.7394 1.6544 1.2230 0.9477 1.0521 0.3032 0.3068
Cargo Fijo 0.1028 0.0685 0.2428 0.1881 0.2089 0.3032 0.3068
Cargo Variable 3.6366 1.5858 0.9802 0.7596 0.8432 - -
TOTAL 7.9450 5.8599 5.4286 5.1533 5.2576 4.5087 3.1632
Fuente: Calidda 9
TC: 2.80
11. PROYECCIÓN DE LOS PRECIOS DEL
HENRY HUB, FUEL OIL Y WTI
2006 2013 2023 2006-23 2013-23
Henry Hub ($/MMBtu) 6.99 3.75 5.68 -18.7% 42.5%
Fuel Oil N°6 ($/Bl) 45.73 94.33 129.95 184.2% 37.8%
WTI ($/Bl) 66.22 94.30 134.37 102.9% 51.6%
11
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022
US$/MMBtu
US$/Bl
PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL HENRY HUB, FUEL OIL N° 6 Y WTI
WTI Fuel Oil Henry Hub
Fuente: EIA
12. FÓRMULA ACTUAL DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO
DEL GAS NATURAL EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
12
Ind10 : Valor base del Oil Field and Gas Field Machinery Index - WPS1191 (nov 99 – dic 00)
Ind1i : Valor del Oil Field and Gas Field Machinery Index - WPS1191 del periodo i
Ind20 : Valor base del Fuels and Related Products and Power Index - WPU05 (nov 99 – dic 00)
Ind2i : Valor del Fuels and Related Products and Power Index - WPU05 del periodo i
13. VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO DEL
GAS NATURAL EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO DEL GAS NATURAL E
ÍNDICES AMERICANOS
Periodo de
Ajuste
Periodo de
Cálculo
Ind1 Ind2 FA
(Var. %)Valor Var. % Valor Var. %
2000 dic 98 – nov 1999 128.1 - 101.1 -
2011 dic 09 – nov 2010 201.5 57.3% 202.2 100.0%
Media Geométrica 4.21% 6.51% 5.43%
13
Fuente: BLS
14. 3.10
2.27
5.68
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023
US$/MMBtu
PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL GAS NATURAL
EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
Sector Eléctrico
Tarifa Histórica Factor Actual Alt. Residual Henry Hub
COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS:
SECTOR ELÉCTRICO
14
*Alternativa Residual: 38% de aumento 2013-23
15. 5.39
3.88
5.68
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
10.00
2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023
US$/MMBtu
PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL GAS NATURAL
EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
Sector no Eléctrico
Tarifa Histórica Factor Actual Alt. Residual Henry Hub
COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS:
SECTOR NO ELÉCTRICO
15
*Alternativa Residual: 38% de aumento 2013-23
16. FÓRMULA ACTUAL DEL FACTOR
DE AJUSTE DE TRANSPORTE
16
TAME : Tarifa de Transporte Aplicable en Moneda Extranjera
TRP: Tarifa Máxima por la Red Principal equivalente a la Tarifa Base o Tarifa Regulada (31.4384
US$/millar de Sm3)
FD1: Factor de Descuento producto de los montos recibidos por concepto del Pago Adelantado
Total (se asumirá constante a futuro)
FA1: Factor de Reajuste del Costo del Servicio
PPIa: Índice de Precios Finished Goods less Foods and Energy ‐ WPSSOP3500 del periodo
PPI0: 149.8
17. VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL
PRECIO DEL TRANSPORTE DE GAS NATURAL
VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO DEL GAS
NATURAL E ÍNDICES AMERICANOS
Periodo de Ajuste Periodo de Cálculo PPI
FA
(Var. %)
2000 ene-00 146.8
2013 ene-13 184.3 25.5%
Media Geométrica 1.77%
17
Fuente: BLS
18. FÓRMULA ACTUAL DEL FACTOR DE AJUSTE DE
DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL
18
Ti1 : Tarifa aplicable luego de efectuar la actualización
Ti0: Tarifa vigente antes de la actualización
FA: FA: Factor de Actualización de Costos Unitarios.
PPIa: Índice de Precios Finished Goods less Foods and
Energy ‐ WPSSOP3500 del periodo
IACa: Índice de acero ‐ WPU101706 del periodo
IPEa: Índice de Polietileno ‐ WPU07110224 del periodo
IPMa: Índice de Precios al Por Mayor del periodo
Coef. Valor
a 0.0954
b 0.3434
c 0.0274
d 0.5338
Ind. Valor
PPI0 169.2
IAC0 278.1
IPE0 185.0
IPM0 179.8
19. VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL
PRECIO DEL DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL
VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO DEL GAS NATURAL E ÍNDICES
AMERICANOS
Periodo
de Ajuste
Periodo de
Cálculo
PPI IAC IPE IPM FA
(Var. %)Valor Var. % Valor Var. % Valor Var. % Valor Var. %
2000 dic-99 147.0 - 104.4 - 99.8 - 149.5 -
2013 dic-12 183.9 25.1% 266.4 155.2% 190.1 90.5% 208.2 39.3%
Media Geométrica 1.74% 7.47% 7.42% 2.58% 4.31%
19
Fuente: BLS
*Dato inicial del IPE es de periodo de ajuste 2004
20. 8.21
7.06
4.78
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
US$/MMBtu
COMPARACIÓN DE PRECIOS FINALES DE GAS NATURAL
Principales Categorías
Cat. GNV Cat. E Cat. GE
PROYECCIÓN DEL PRECIO AL CONSUMIDOR
FINAL
DE GAS NATURAL
20
21. CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO 2
21
“Dado que desde el 2009 la variación del precio del
Gas Natural se disoció del precio del Residual (Fuel
Oil), la fórmula de actualización actual se asemeja
mas al comportamiento del Henry Hub, por tanto debe
mantenerse”.
23. TARIFARIO ACTUAL DE
GAS NATURAL (CALIDDA)
TARIFAS DE GAS NATURAL
En US$/MMBtu
CAT. A CAT. B CAT. C CAT. D CAT. D GNV CAT. E CAT. GE
BOCA DE POZO 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 1.8257
TRANSPORTE 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306
DISTRIBUCIÓN 3.7394 1.6544 1.2230 0.9477 1.0521 0.3032 0.3068
Cargo Fijo 0.1028 0.0685 0.2428 0.1881 0.2089 0.3032 0.3068
Cargo Variable 3.6366 1.5858 0.9802 0.7596 0.8432 - -
TOTAL 7.9450 5.8599 5.4286 5.1533 5.2576 4.5087 3.1632
Fuente: Calidda
23
TC: 2.80
* El precio del gas natural en boca de pozo Cat. GE se encuentra 42.5% retrasado
El precio del GN en boca de pozo para los consumidores
eléctricos tiene un retraso de 42% respecto al resto de
consumidores del mercado
24. 3.1 ¿QUÉ PASARÍA SI SINCERARAMOS EL
PRECIO DEL GAS NATURAL PARA EL
SECTOR ELÉCTRICO?
24
25. CALCULO DE LA TARIFA DE ENERGÍA EN BARRA
25
PEMP: Precios de la Energía en Horas de Punta para las Barras de Referencia de
Generación
PEMF: Precios de la Energía en Horas Fuera de Punta para las Barras de Referencia
de Generación
FAPEM: Factor de Actualización del Precio de la Energía a Nivel de Generación de las
Barras de Referencia de Generación
PGN: Precio Límite Superior del Gas Natural, el cual se establecerá de acuerdo a lo
señalado en el “Procedimiento para la Determinación del Precio Límite
Superior del Gas Natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra”.
PGN0: 6.6225 S/.MMBtu
Coef. Valor
d 10.99%
s 0.00%
e 0.00%
f 4.74%
g 81.56%
cb 2.71%
Total 100.00%
26. CALCULO DEL IMPACTO DE LA TARIFA DE GAS
EN EL PRECIO DE LA ENERGÍA
CÁLCULO DEL IMPACTO DE LA TARIFA DE GAS EN EL PRECIO DE LA ENERGÍA EN BARRA
Tarifa de gas POTENCIA (S/./Kw-mes) ENERGÍA (ctm. S/./kW.h)
US$/MMBtu Var. %
Impacto
Energía
PPM PCSPT PPB PEBP PEBF
PGN Actual 2.56
17.44 10.52 27.96
12.24 10.36
Cat. GE 3.15 23.3% 19.0% 14.56 12.33
Cat. E 4.50 75.9% 61.9% 19.82 16.77
26
CÁLCULO DEL IMPACTO DE LA TARIFA DE GAS EN EL PRECIO MONÓMICO
GAS NATURAL
(US$/MMBtu)
POTENCIA
(US$/MW.h)
ENERGÍA
(US$/MW.h)
MONÓMICO
(US$/MW.h) (Var. % PGN act.)
PGN Actual 2.56
17.39
38.34 55.72
Cat. GE 3.15 45.61 63.00 13.1%
Cat. E 4.50 62.06 79.45 42.6%
TC: 2.80
27. CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO 3
27
“Es un imposible político sincerar el precio del GN
para consumidores eléctricos en un solo acto en 43%.
Lo real es que el mercado ha aceptado incrementos de
hasta el 5% sin protestas”.
“Debería planificarse sincerar el precio en 9 pasos
anuales de 4.5%”.
31. 0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MMPCD
PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE LAS CATEGORÍAS A, B, C, D Y GNV
En MMPCD
Cat. A Cat. B Cat. C Cat. D Cat GNV
PROYECCIÓN DE CONSUMO
31
En MMPCD 2005 2013
CAT. A 2.6 42.0
CAT. B 2.4 5.1
CAT. C 25.0 35.2
CAT. D 17.3 25.7
CAT. GNV 58.3 147.7
ABCD Y GNV 105.7 255.6
32. 0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0.45
0.50
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
TCF
PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE LAS CATEGORÍAS REGULADAS, E Y GGEE
En TCF anuales
A, B, C, D y GNV Cat. E Cat. GE
PROYECCIÓN DE CONSUMO
32
En TCF 2005 2013
ABCD Y GNV 0.0386 0.0933
CAT. E 0.0181 0.0181
CAT. GE 0.1494 0.2651
TOTAL 0.2061 0.3765
34. 0.23
2.87
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
EXPORTACIÓN DE LNG PROYECTADA
E IMPACTO EN LAS RESERVAS DEL LOTE 56
En TCF
Exportación de LNG Reservar Lote 56
CONSUMO DE GAS PROYECTADO E IMPACTO EN LAS
RESERVAS DEL LOTE 88
34
* Considerando el compromiso de exportación de 620 MMPCD
35. CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO 4
35
“Hay que garantizar el no uso de las reservas del Lote
88 para la exportación”
37. PROYECTOS PETROQUÍMICOS EN EL PERÚ
Fuente: Ficha de proyectos OSINERGMIN.
37
Proyectos
peruanos
Inversión
(MMUS$)
Productos
Capacidad de producción
(MMTM/Año)
Del proyecto Mundial
Orica Nitratos
Perú1/
500
Nitrato de
amonio
0.3 0.8
C.F. Industries
Perú
2,000
Amoniaco 0.9 0.8
Urea 1.4 1.3
Nitratos del
Perú
650
Amoniaco 0.8 0.8
Nitrato de
amonio
0.4 0.8
1/Sin planta de amoniaco.
Proyectos
peruanos
Inversión
(MMUS$)
Productos
Capacidad de producción
(MMTM/Año)
Del proyecto Mundial
Braskem 3,000 Etileno 1.2 1.1
38. COSTO DE LOS PROYECTOS PETROQUÍMICOS
38
Proyecto
Inversión
(MMUS$)
MMUS$/Año
Total (MMUS$)
CAPEX1/ OPEX Gas Natural
Orica Nitratos
Perú
500 67 20 0 87
C.F. Industries
Perú
2,000 268 80 115 463
Nitratos del Perú 650 87 26 83 196
Proyecto
Inversión
(MMUS$)
MMUS$/Año
Total (MMUS$)2/
CAPEX1/ OPEX
Braskem 3,000 402 120 522
Datos
WACC 12%
Horizonte (años) 20
K 0.1339
OPEX (% inversión) 4%
PGNBP (2013) 3.1762
Proyecto
Consumo GN
(MMPCD)
Orica 0
CFI 99
Nitratos del Perú 72
1/Capex = Inversión x K
2/El monto no incluye el costo del gas natural.
39. PRODUCTO EQUIVALENTE
39
Proyecto Total (MMUS$)
Producto Equivalente
(PEQ)
Precio Unitario PEQ
(US$/TM)1/
PEQ (MTM/Año)
% Capacidad de
Producción
Orica Nitratos
Perú
87
Nitrato de amonio
grado explosivo
493 176.47 58.8%
C.F. Industries
Perú
463 Urea 412 1,122.64 80.2%
Nitratos del Perú 196
Nitrato de amonio
grado explosivo
493 398.56 99.7%
Proyecto Total (MMUS$)
Producto
Equivalente (PEQ)
Precio Unitario PEQ
(US$/TM)1/
PEQ (MTM/Año)
% Capacidad de
Producción
Braskem 522 Etileno 2,306 226.16 18.8%
1/Precio FOB de importación 2012
1/Precio FOB de importación de gas de etileno 2012
40. CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO 5
40
“Con el gran mercado que representa América del
Norte, la cotización en el Henry Hub y los precios de
los productos petroquímicos en el mundo, la industria
petroquímica tendrá que esperar mejor momento en
Perú y Latinoamérica ”