1. Gas Natural. 1.1 Producción Fiscalizada Promedio. 1.2 Distribución de la Producción Fiscalizada

Transcripción

1 Operación del Sector Hidrocarburos Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - Osinergmin Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Marzo Gas Natural 1.1 Producción Fiscalizada Promedio PERIODO: Enero 2 - Febrero MMPCD La producción fiscalizada promedio diaria del mes de Febrero fue de MPCD, mayor en MPCD con respecto al promedio del mes anterior. Dicho incremento se debió a la mayor venta de gas por el mayor consumo de las centrales termoeléctricas Promedio Anual MMPCD: millones de pies cúbicos al día Fuente: Ministerio de Energía y Minas 1.2 Distribución de la Producción Fiscalizada Periodo Marzo 29 -Febrero 21 MMPCD MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC 9 ENE 1 FEB Composición Porcentual - Febrero 21 Sapet 1% Petrobras 3% Aguaytia 8% Olympic % Otros 3% Pluspetrol 83% Petrotech 2% Petrotech Aguaytia Pluspetrol (Lote 88) Petrobras Sapet Olympic Otros MMPCD: millones de pies cúbicos al día Fuente: Perupetro Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Pág. 1 de 14

2 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Demanda de Gas Natural en el Sector Eléctrico PERIODO: Enero 2 - Diciembre 29 Millón m Gráfico basado en datos obtenidos de la información reportada por las empresas eléctricas a Osinerg. La información corresponde al consumo de gas natural de las centrales térmicas de EEPSA, Termoselva y Edegel. Desde Diciembre de 28 se viene incluyendo el consumo de la central térmica de Oquendo perteneciente a SDF Energía Promedio anual Millón de m 3 : millones de metros cúbicos al mes Fuente: División de Distribución Eléctrica Osinerg 2. Hidrocarburos Líquidos 2.1 Producción Fiscalizada Promedio PERIODO : Enero 2 - Febrero 21 MBPD La producción fiscalizada de hidrocarburos líquidos promedio diaria del mes de Febrero fue de BPD, mayor en 7 84 BPD con respecto al promedio del mes anterior. Este incremento se debe a la mayor producción del Lote XIII y a la normalización en el Lote Z Promedio Anual MBPD: miles de barriles por día calendario Fuente: Ministerio de Energía y Minas Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Pág. 2 de 14

3 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Distribución de la Producción Fiscalizada Periodo Marzo 29 - Febrero 21 Composición Porcentual - Febrero 21 MBPD MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC 9 ENE 1 FEB 1 Petrotech Petrobras Pluspetrol (Lote 1AB) Pluspetrol (Lote 8) Otros Pluspetrol (Lote88) Otros 36% Pluspetrol (Lote 8) 17% Petrotech 7% Pluspetrol (Lote 1AB) 12% Pluspetrol (Lote 88) 29% Petrobras 8% (*) A partir del 8.may.2 operaciones de Lote 1AB (Occidental) pasaron a cargo de Pluspetrol El 6 de Junio de 23 Perez Compac cambió de razón Social por Petrobras Energía. MBPD: miles de barriles por día calendario Fuente: Perupetro Otros : Sapet, Aguaytía, Mercantile, GMP, Petrolera Monterrico, Rio Bravo, Maple, Unipetro 2.3 Demanda de GLP Ventas de GLP a Nivel Nacional Ene 22/Feb ,4 24, 26,4 29,4 32,6 31, Las ventas promedio a Feb de 21 (32,64 MBPD) son mayores al promedio de Feb 29 en 1,57 MBPD. El GLP es usado en los sectores residencial, comercial, industrial y de transporte (en sustitución de gasolina y D2). 2 14,8 17,1 18, Promedio Anual MBPD: miles de barriles por día calendario Fuente: Ministerio de Energía y Minas Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Pág. 3 de 14

4 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Demanda de Gas Natural Empresa SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE Sep-9 Oct-9 Nov-9 Dic-9 EDEGEL GNLC Alicorp Cerámica San Lorenzo Owens-Illinois Perú Pluspetrol Pisco Corporación Cerámica Cerámica Lima Minsur Aceros Arequipa Cementos Lima Enersur Globeleq (CT Kallpa) Peru LNG SRL SDF Energía SA Total Edegel incluye los consumos de las centrales de Ventanilla, Santa Rosa y UTI. 6 Consumo de Gas Natural por Día Calendario de Clientes Regulados Categoría A y B Miles de Metros Cúbicos Nov-8 Dic-8 Ene-9 Feb-9 Mar-9 Abr-9 May-9 Jun-9 Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 Dic-9 Categoria A Categoria B 25 Consumo de Gas Natural por Día Calendario de Clientes Regulados Categoría C, D y D- GNV Miles de Metros Cúbicos Nov-8 Dic-8 Ene-9 Feb-9 Mar-9 Abr-9 May-9 Jun-9 Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 Dic-9 Categoria C Categoria D Categoria D - GNV Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Pág. 4 de 14

5 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Precios 3.1 Precio de Gas Natural de Camisea en Lima y Callao El Precio del Gas Natural en Libre Regulado Boca de Pozo es pactado libremente por el productor y sus clientes en sus respectivos contratos de suministro. Por = BGBP + TTRP + TDRP + TDOR otro lado, de acuerdo con el Contrato de Licencia de GN Precio de Gas Tarifas de la Red Tarifas de las Explotación del Lote 88 en su Principal Otras Redes cláusula literal a) dice que a la fecha de inicio de la extracción comercial, el Precio Realizado máximo será de 1, US$/MMBTU para el generador eléctrico y de 1,8 Contrato de Resolución Osinergmin Nº34-28-OS/CD Resolución Osinerg Nº97-24-OS/CD US$/MMBTU para los Licencia demás usuarios. Contratos de Suministro Dichos precios máximos Se reajustan mediante un Factor Composición del Precio Final de Gas Natural de Reajuste (FA) definido en el mismo contrato y sus adendas. Las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos en Alta Presión (Red Principal) se fijan cada 2 años, mientras que las tarifas de distribución correspondiente a las Otras Redes se fijan cada 4 años. Dichas Resoluciones incluyen fórmulas de actualización de tarifas para los periodos comprendidos entre regulaciones. Precio Final Tarifas Reguladas Vigentes Las Tarifas de Transporte y Distribución de la red Principal se fijaron en la Resolución Osinerg Nº OS/CD y encuentran vigentes desde el 1 de mayo de 28 hasta el 3 de abril de 21. Las Tarifas de Distribución de las Otras Redes se fijaron en la Resolución Osinergmin Nº OS/CD y están vigentes desde 1 de enero de 21 hasta por un periodo de 4 años o hasta que entre en vigencia la resolución que aprueba la Tarifa del Sistema Unificado de Distribución también llamada Tarifa Única. Resolución Osinergmin Nº OS/CD y la Resolución Osinergmin Nº OS/CD modifican algunos artículos de la resolución mencionada en el párrafo anterior. Precio del Gas Natural Precio Gas en boca de Pozo 1,8 US$/Millón BTU Contrato de Suministro suscrito entre Calidda y el Productor Tarifas de la Red Principal Resolución OSINERG N OS/CD Resolución OSINERG N OS/CD Tarifa de Transporte (TTRP) Generador Eléctrico 31,4384 US$/Mil m 3 No Generador Eléctrico 33,9167 US$/Mil m 3 Tarifa de Distribución (TDRP) Generador Eléctrico 5,1755 US$/Mil m 3 No Generador Eléctrico 6,7656 US$/Mil m 3 Tarifa de Distribución (Otras Redes) Resolución OSINERGMIN N OS/CD, Resolución OSINERGMIN N OS/CD y Resolución OSINERGMIN N OS/CD Margen de Comercialización Margen de Distribucion Categoria Tarifaria US$/mes US$/(Sm3/d)-mes US$/(Sm3/d)-mes US$/Mil Sm3 A 1, 151,43 B 43,57 57,13 C,245 32,38 D, ,35 GNV, ,77 E1 E2,215,882 4,51 GE1 GE2,88,36 2,14 Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Pág. 5 de 14

6 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Factores de Actualización A. FACTORES DE ACTUALIZACION DEL PRECIO DE GAS NATURAL EN BOCA DE POZO A.1 CASO GENERAL: CONTRATO DE LICENCIA DE EXPLOTACIÓN Periodo Base () Dic Nov 2 Periodo Móvil (i) Dic 28 - Nov 29 Calculado al Ind1i Ind 2i FA =,6* +, 4* Ind1 Ind 2 Factor de Ajuste del Año Anterior (2) Indices Ind1 Ind2 128, 11,8 Indices Ind1 i Ind2 i 22,99 156,57 Factor de Ajuste Calculado (1) (1) Los índices Ind1 e Ind2, corresponden a los promedio aritméticos del Índice Oil Field and Gas Field Machinery (WP1191) y el Índice Fuel and related products and power (WPU 5) respectivamente. Ambos publicados por el Deparment of Labor USA. (2) Factor de Ajuste calculado en enero de 27. (3) Según la quinta modificación al contrato de licencia literal c) párrafo 2 durante los primeros 6 años contados a partir del , la aplicación del factor de ajuste determinado en el literal b) no representará un incremento acumulado anual en el Precio máximo realizado superior mayor al 5%. 1-Ene-1 1,7939 1,5711 A.2 CASOS PARTICULARES: CONTRATOS DE SUMINISTRO RESPECTIVOS CASO : GENERADORES ELECTRICOS (EDEGEL) Indices Periodo Base () Ind1 Ind2 Dic Nov 2 128, 11,8 Indices Periodo Móvil (i) Ind1 i Ind2 i Dic 28 - Nov 29 22,99 156,57 (4) Factor de Ajuste calculado en base a lo indicado en la comunicación de Pluspetrol PPC- COM-8-64 de fecha 17 de Marzo 28 (5) A partir del 1 de enero de 27 y hasta el 1 de enero del 213, la aplicación del factor de Ajuste, no representará un incremento superior al 5% con respecto al último valor vigente del periodo de ajuste inmediatamente anterior. Calculado al Factor de Ajuste del Mes Anterior Factor de Ajuste (4) Factor de Ajuste Aplicable (5) 1-Abr-1 1,5711 1,5711 1,5711 CASO : CALIDDA (APLICABLE A LOS CLIENTES REGULADOS) Calculado al Factor de Ajuste Factor de Ajuste Aplicable 1-Ene-1 1,5711 1,4958 Según la Primera adenda al contrato de Suministro suscrito entre los Productores y Calidda el precio del Gas Natural no debe variar en mas de 5% respecto al último valor de ajuste calculado en el periodo anterior durante el periodo comprendido entre el 1 de enero de 27 y hasta el 1 de enero de 213 Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Pág. 6 de 14

7 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo 21 B. FACTORES DE ACTUALIZACION DE LAS TARIFAS DE LA RED PRINCIPAL Fecha PPI Variación (%) FA1 Ene-3* 149,8 Ene-1 172,7 15,29% 1,1529 * Periodo Base Fecha TC Variación (%) FA2 Mar-1 2,851 Abr-1 2,8378 -,46% 2,8378 FA2 = Tipo de Cambio para convertir las tarifas a moneda nacional C. FACTORES DE ACTUALIZACIÓN DELAS TARIFAS DE LAS OTRAS REDES Ultima Actualización fue en ene-1 PPI FA = a PPI IAC + b IPE + c IPM + d a a a a IAC IPE IPM a b c d Tarifas de Distribución (MD y MC),954,3434,274,5338 Parametros PPI IAC IPE IPM FA BASE 166,5 245,9 185, 179,79473,9962 mar-1 172,1 221,3 161,5 19, Factor de Actualización de Costos Unitarios efinido en la Resolución Osinergmin Nº OS/CD Resolución Osinergmin Nº52-21-OS/CD y Resolución Osinergmin Nº57-21-OS/CD. Nota: PPI: Indice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica, definido como: Producer Price Index (Finished Goods less Foods and Energy Serie ID : WPSSOP35), publicado por Bureau of Labor Statistics de los Estados Unidos de Norteamérica. IAC: IPE: IPM: Indice del Acero equivalente al WPU1176 publicado por el U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics en su página web Indice de Polietileno equivalente a WPU publicado por el U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics en su página web Índice de Precios al Por Mayor publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI). Se utilizará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Pág. 7 de 14

8 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Precio de Combustibles para Fijación de Tarifas Eléctricas Precio de hidrocarburos Líquidos Uno de los parámetros considerados para el cálculo de la tarifa eléctrica es el costo del combustible empleado en las generadoras termoeléctricas, en ese sentido el inciso c) del artículo 124 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (aprobado mediante el Decreto Supremo N 9-93-EM y modificado el 8 de octubre de 25 mediante el Decreto Supremo N EM), señala que El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el artículo 5 de la Ley y se tomará los precios del mercado interno. Para el caso de los combustibles líquidos se tomará el que resulte menor entre el precio del mercado interno y el precio de referencia ponderado que publique OSINERG. Para el caso del carbón, el precio de referencia de importación que publique OSINERG será considerado como precio de mercado interno. Asimismo, los criterios señalados serán aplicados en las fórmulas de reajuste correspondientes. Precio de Gas Natural Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los precios del mercado interno. No obstante, mediante la Resolución Directoral N EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERGMIN). Complementariamente, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 6 del Decreto Supremo N 16-2-EM, y sus modificatorias, se tomará como precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124 del Reglamento; lo siguiente: 1. Para las centrales que operen con gas natural de Camisea, el precio a considerar debe ser determinado tomando como referencia el precio efectivamente pagado del gas de Camisea más el noventa por ciento del costo del transporte y de la distribución, según corresponda. 2. Para centrales que utilicen gas natural procedente de otras fuentes distintas a Camisea, el precio a considerar será el precio único que se obtenga como resultado del procedimiento N 31 C del COES-SINAC, teniendo como límite superior aquél que resulte del procedimiento que establezca OSINERGMIN. Los precios de gas natural a utilizados en la última regulación tarifaria para las centrales de Ventanilla, Santa Rosa, Chilca, Kallpa, Mollendo, Calana, Aguaytía, Malacas (TG1 y TG2), Malacas (TGN4) y Nueva Esperanza, corresponden a 2,574 US$/MMBTU, 2,1721 US$/MMBTU, 1,9874 US$/MMBTU, 2,74 US$/MMBTU, 2,366 US$/MMBTU, 2,539 US$/MMBTU, 1,697 US$/MMBTU 2,96 US$/MMBTU y 1,339 US$/MMBTU y 2,96 US$/MMBTU, respectivamente. 3.3 Precio de Energéticos Alternativos al Gas Natural Precios FOB de Marcadores Internacionales Precios FOB al 1 de Abril de 21 US$/Barril Ene-6 Feb-6 Mar-6 Abr-6 May-6 Jun-6 Jul-6 Ago-6 Sep-6 Oct-6 Nov-6 Dic-6 Ene-7 Feb-7 Mar-7 Abr-7 May-7 Jun-7 Jul-7 Ago-7 Sep-7 Oct-7 Nov-7 Dic-7 Ene-8 Feb-8 Mar-8 Abr-8 May-8 Jun-8 Jul-8 Ago-8 Sep-8 Oct-8 Nov-8 Dic-8 Ene-9 Feb-9 Mar-9 Abr-9 May-9 Jun-9 Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 Dic-9 Ene-1 Feb-1 Mar-1 Abr-1 Diesel 2 USGC P.Ind. 6 3.% USGC GLP Mont Belvieu WTI Fuente: Platt s Oilgram Price Report Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Pág. 8 de 14

9 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Precios Ex planta de Petroperú US$/Barril Precios Ex Planta Petroperú al 1 de Abril de 21 Abr-5 Jun-5 Ago-5 Oct-5 Dic-5 Feb-6 Abr-6 Jun-6 Ago-6 Oct-6 Dic-6 Feb-7 Abr-7 Jun-7 Ago-7 Oct-7 Dic-7 Feb-8 Abr-8 Jun-8 Ago-8 Oct-8 Dic-8 Feb-9 Abr-9 Jun-9 Ago-9 Oct-9 Dic-9 Feb-1 Abr-1 La última lista de precios de Petroperú vigente es la del 23 de Enero de 21 en la cual el precio neto de la Gasolina 9, Gasolina 84, Diesel 2, Kerosene, Residual 6 y el Residual 5 se incrementaron a 5,41 Soles/galón, 4,9 Soles/galón, 5,97 Soles/galón, 5,97 Soles/galón, 4,77 Soles/galón y 4,75 Soles/galón, mientras el GLP se mantuvo en 1,6 Soles/Kg. Diesel 2 P. Industrial 6 GLP Kerosene G84 Fuente: Lista de Precios de Petroperú Estructura de Precios de Combustibles Combustible ESTRUCTURA DE PRECIOS VIGENTE AL 1 DE ABRIL DEL 21* Precio Ex Precio Ex - Margen planta RODAJE ISC IGV planta + Comercial** PETROPERU (8%) Imp. Precio al Público*** GLP (Sol/Kg) 1,6,3 1,9 1,23 3,14 Gasolina 97 (Sol/gal) 6,17,49 2,3 1,7 1,67 3,7 13,74 Gasolina 95 (Sol/gal) 6,13,49 2,7 1,65 1,34 2,65 13, Gasolina 9 (Sol/gal) 5,41,43 1,78 1,45 9,7 1,51 1,59 Gasolina 84 (Sol/gal) 4,9,39 1,36 1,26 7,92 1,52 9,44 Kerosene (Sol/gal) 5,97 1,94 1,5 9,41 1,5 1,924 Diesel 2 (Sol/gal) 5,97 1,44 1,41 8,82 1,4 9,86 P. Industrial 6 (Sol/gal) 4,77 1,1 6,3 * Elaboración Propia en base a la última lista de precios de Petroperú vigente al último día del mes ** Ultimo Margen Comercial estimado como la diferencia del precio al público y el ex-planta de la refinería mas impuestos *** Valores reportados a Osinerg a través del PRICE al 28 de Marzo de 21. Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Página 9 de 14

10 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Competitividad del Gas Natural de Camisea Los gráficos mostrados a continuación, comparan los precios del gas natural con los precios de compra de energéticos alternativos incluyendo impuestos al 1 de Abril del 21. Estos precios no incluyen eficiencia de uso. Asimismo, el precio de electricidad incluye un cargo por alumbrado público. (Para convertir US$/GJoules a US$/MMBTU, multiplicar por 1,55). Usuario Residencial Usuario Comercial Menor US $/ GJ ou le ,8 28,1 21,9 42,9 Gas Natural Kerosene GLP Electricidad Gas Natural: consumo de 2m 3 /mes, equiv. a 1,5 balón GLP (1Kg) Electricidad: BT5, consumo aproximado 158 KWh/mes. US$/GJoule ,8 25,3 23,6 19, 3,8 Gas NaturalKerosene Diesel 2 GLP Electricidad cio del GLP estimado, Precios Incluyen Impuestos Electricidad: BT4, consumo aproximado KWh/mes Pre Usuario Mediana Industria Usuario Gran Industria 3 4 US$/GJoule ,5 13,9 21,1 21,1 2, US$/GJoule ,2 5,2 13,9 21,1 21,1 16, Gas Natural Residual 6 Diesel 2 GLP Electricidad Carbón Gas Residual 6 Diesel 2 Natural GLP Electricidad Precio del GLP estimado, Precios Incluyen Impuestos Elec tricidad: precio estimado para cliente libre (Barra Lima). Precio de GLP estimado, Precios incluyen impuestos. Carbón importado con poder calorífico superior de 7 kcal/kg. Generación Eléctrica (Sin IGV) 3 25 US$/GJoule ,7 14,3 5 3,3 2,4 Carbón Gas Natural Residual 6 Diesel 2 Precios no incluyen IGV. Diesel 2 exonerado del ISC, Ley Carbón importado con Poder Calorífico Superior de 6 3 kcal/kg. Gas Natural con Poder Calorífico Superior de 186,3 BTU/PC Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Página 1 de 14

11 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Precios de Combustibles para Transporte Usuario Transporte Consumo Específico US$/GJoule ,6 23,6 19,2 28, Km/GJoule , 295,2 37,7 286,4 GNV* Diesel 2 GLP Gasolinas GNV* Diesel 2 GLP Gasolinas * Gas Natural Vehicular, precio reportado por el PRICE Gasolinas: Promedio ponderado de gasolinas Costo Variable por Km,25,2 US$/Km,15,1,5,4,6,7,8, GNV* Diesel 2 GLP Gasolinas Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Página 11 de 14

12 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo 21 Requerimiento Energético para hervir 5 litros de agua Leña n (1) = 1% 17,79 MJ C. Kerosene n (2) = 4% 4,45 MJ 12,5 ctv. US$ 1,78 MJ 5 litros agua C. Eléctrica n (2) = 7% 2,54 MJ 1,9 ctv. US$ Cocina a GLP n (2) = 65% 2,74 MJ 6, ctv. US$ Cocina a GN n (2) = 65% 2,74 MJ 2,7 ctv. US$ (1) Calculado en base a información de OTERG. (2) Tomado de Evaluación de la Eficiencia energética en cocinas sector doméstico (Informe Técnico N ) elaborado por el Centro de Servicios y Transferencia Tecnológica de la Pontificia Universidad Católica del Perú (CTT PUCP) a solicitud del PAE. Para las cocinas a Gas Natural se ha asumido la misma eficiencia que para cocinas a GLP. En el caso del GLP se reportó una eficiencia mínima de 58,7% y máxima de 69,6%, para las cocinas de kerosene la eficiencia mínima reportada fue de 37,8% y máxima de 48%, en ambos casos se tomo un valor intermedio. Requerimiento Energético para calentar 6 litros agua Terma Eléctrica* n (3) = 7% 16,15 MJ 69,3 ctv. US$ Terma Electrónica n (3) = 9% 12,6 MJ 53,9 ctv. US$ Ducha Eléctrica n (3) = 95% 11,9 MJ 51,1 ctv. US$ 6 litros de agua a 6 C 11,3 MJ Terma a GLP n (3) = 85% 13,3 MJ 29 ctv. US$ Terma a GN n (3) = 85% 13,3 MJ 13,1 ctv. US$ (3) Tomado de Evaluación de la Eficiencia energética en calentadores de agua sector doméstico (Informe Técnico N ) elaborado por el CTT PUCP a solicitud del PAE. Para las Termas a Gas Natural se ha asumido la misma eficiencia que para Termas a GLP. Cabe indicar que para la Terma a GLP la eficiencia mínima reportada fue de 75,6% y la máxima 92,4%, para la Terma eléctrica la eficiencia mínima fue 62,% y la máxima 76,% y para la Ducha eléctrica la eficiencia mínima reportada fue de 93,4% y la máxima de 96,4%; en cada uno de estos casos se tomo una eficiencia inermedia. * No incluye energía para mantenimiento de temperatura. Costo de hervir 5 litros de agua Costo de calentar 6 litros de agua 2 1 ctv. US$ ,7 6, 12,5 1,9 ctv. US$ , 29,1 51,1 53,9 69,3 Cocina Gas Natural Cocina GLP Cocina Kerosene Cocina Eléctrica Terma a GN Terma a GLP Ducha Eléctrica Terma Electronica Terma Eléctrica Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Página 12 de 14

13 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo 21 Costo para Generar Electricidad US$/MWh ,9 147,9 124,3 17,8 32,5 28,8 CC_Gas_Natural CV_Carbón CS_Gas_Natural MD_Residual_6 MD_Diesel_2 CS_Diesel_2 Tecnología - Combustible CC : Ciclo Combinado CV : Central a Vapor CS : Ciclo Simple MD : Motor Diesel PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CICLO COMBINADO CICLO SIMPLE Combustible: Gas Natural Combustible: Diesel N 2 Diferencia PC: 1% Diferencia PC: 6% Costo: 2,45 US$/GJ Costo: 14,29 US$/GJ Rendimiento: 55% Rendimiento: 33% Producción: 3,6 GJ Producción: 3,6 GJ Consumo: 7,27 GJ Consumo: 11,61 GJ Costo: 17,79 US$ Costo: 165,88 US$ 17,79 US$/MWh 165,88 US$/MWh CENTRAL A VAPOR MOTOR DIESEL Combustible: Carbón Combustible: Diesel N 2 Diferencia PC: 5% Diferencia PC: 6% Costo: 3,26 US$/GJ Costo: 14,29 US$/GJ Rendimiento: 38% Rendimiento: 37% Producción: 3,6 GJ Producción: 3,6 GJ Consumo: 9,97 GJ Consumo: 1,35 GJ Costo: 32,52 US$ Costo: 147,95 US$ 32,52 US$/MWh 1, MWh 147,95 US$/MWh 3,6 GJ CICLO SIMPLE MOTOR DIESEL Combustible: Gas Natural Combustible: Residual N 6 Diferencia PC: 1% Diferencia PC: 6% Costo: 2,45 US$/GJ Costo: 11,69 US$/GJ Rendimiento: 34% Rendimiento: 36% Producción: 3,6 GJ Producción: 3,6 GJ Consumo: 11,76 GJ Consumo: 1,64 GJ Costo: 28,77 US$ Costo: 124,31 US$ 28,77 US$/MWh 124,31 US$/MWh Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Página 13 de 14

14 Operación del Sector Hidrocarburos Marzo Hechos Relevantes Noticias de Interés Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 29 de Diciembre se prepublica la resolución que fija las tarifas básicas iniciales de trasporte del Gasoducto Andino del Sur. Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 27 de Febrero de 21 se declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Gas Natural de Lima y Callao S.A. contra la Resolución N OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao. Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 27 de Febrero de 21 se declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por Edegel S.A.A. contra la Resolución N OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao. Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 27 de Febrero de 21 se declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S.A. contra la Resolución N OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao. Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 21 se declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Kallpa Generación S.A. contra la Resolución N OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao. Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 21 se declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Gas Natural de Lima y Callao S.A. contra la Resolución N OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros, de la concesión de Lima y Callao. Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 21 se declara infundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Edegel S.A.A. contra la Resolución N OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros, de la concesión de Lima y Callao. Mediante Resolución OSINERGMIN N 4-21-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 21 se Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S.A. contra la Resolución N OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 21 se Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S.A. contra la Resolución N OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 21 se modifica y precisa diversos artículos de la Resolución OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao; se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones, y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros; de la concesión de Lima y Callao. Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 28 de Febrero de 21 se modifica y precisa diversos artículos de la Resolución OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao; se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones, fijan el Valor Nuevo de Reemplazo, las categorías tarifarias de consumidores, topes máximos de acometida, entre otros, de la concesión de Lima y Callao. Publicación Mensual de la Gerencia de Regulación de Gas Natural Página 14 de 14