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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 Independiente 1
Consumidor Independiente 2
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
Libre Regulado Regulado
Libre Regulado Regulado
Libre 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
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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
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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?
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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
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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.
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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
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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)
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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
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
m3 - mes
US$
- m
es
A B C D
21
Distribución de Otras Redes : Resultados
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?
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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$/GJ dividir entre 1.05
Impacto en el Sector Industrial
Usuario Gran Industria
4,0 4,07,1
18,3 17,7 18,7
0
10
20
30
40
CarbónGas NaturalP. Ind. 6 Diesel N°2 GLP Electricidad
US$
/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
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 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
Impacto en el Sector Industrial
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$/MWh 0.2 0.2 17.1 14.1 23.8 72.0
Costos de Producción de Electricidad
0
50
100
150
200
250
300
350
Hidráulica-A Hidráulica-B Carbón CC-GN CS-GN CS-D2
Cos
to F
ijo: U
S$/
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
Hidráulica-A Hidráulica-B Carbón CC-GN CS-GN CS-D2
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$/MWh
Negocio Eléctrico
MT2Flujo MWh 8,220
Compra Miles US$ 389 Compra de Electricidad 8,220 MWhUS$/MWh 47.3
VAN Miles US$ 3,075
Negocio Total
Flujo MWh 20,448Compra Miles US$ 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$/MWh 8,220 MWh
MT2Flujo MWh 3,490
Compra Miles US$ 165 Compra de Electricidad 3,490 MWhUS$/MWh 47.3
VAN Miles US$ 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$/MWh 8,220 MWh
MT2Flujo MWh 3,490
Compra Miles US$ 165 Compra de Electricidad 3,490 MWhUS$/MWh 47.3
VAN Miles US$ 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
Funcionamiento del Pago de una Deuda
Saldo = Deuda - PagoInteres = Saldo x tasa (i)Deuda = Saldo anterior
(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
Financiamiento de la Conversión
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
Funcionamiento del Pago de una Deuda
Saldo = Deuda - PagoInteres = Saldo x tasa (i)Deuda = Saldo anterior
(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
Residencial: Pago de la Inversión
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: Pago de la Inversión
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
Precio de CombustiblesSan Borja: 17-02-2005
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
Precio de CombustiblesSan Borja: 17-02-2005
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$2,613.60 Soles
Financiamiento 2% mensual
Periodo de Recuperación 4 meses
¿Cómo se determina el periodo de
Recuperación?
52
Consumidor Vehicular: Financiamiento
Financiamiento de la Conversión
Deuda = 2613.60 SolesTasa = 2% mensualPago = 100% Ahorro
Periodo = 4 meses
Ahorro Deuda por Pago Saldo InteresMes Gasolina GNV Conversión
0 2,613.60 0.00 2,613.60 52.271 1,133.75 325.48 808.27 2,665.87 808.27 1,857.60 37.152 1,133.75 325.48 808.27 1,894.75 808.27 1,086.48 21.733 1,133.75 325.48 808.27 1,108.21 808.27 299.94 6.004 1,133.75 325.48 808.27 305.94 305.94 0.00 0.005 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.006 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.007 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.008 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.009 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.00
10 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.0011 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.0012 1,133.75 325.48 808.27 0.00 0.00 0.00 0.00
Costo por Consumo
Consumidor Vehicular: Recuperación
Comparación de Costos Totales: Gasolina vs GNV
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Meses
Sole
s
Gasolina GNVPeriodo de
Recuperación
53
Estación de Servicio a GNV
Venta de Gas Natural Comprimido
Número de Vehículos 500Consumo por Vehículo 327 m3 / mesConsumo Total 163,680 m3 / mes
Economía de la Estación de Servicio
Compra de Gas Natural
Precios del Gas Natural en Lima
1.80 US$ / 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$1 Millón de BTU = 1.0550 GJ
1 m3 = 35.3147 pie31 m3 = 0.0373 GJ
Otras Redes de Distribución
PozoTransporte RPDistribución RP
Estación de Servicio a GNV
A) Facturación del Gas Natural
FG = PG x EF
PG = 1.80 US$ / 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
Estación de Servicio a GNV
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
Estación de Servicio a GNV
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…
Estación de Servicio a GNV
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?
Estación de Servicio a GNV
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.
Estación de Servicio a GNV
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
Estación de Servicio a GNV
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.
Estación de Servicio a GNV
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.