Petrobras8%

Petrotech14%

Olympic0%

Otros2%

Pluspetrol(Lote 88)

33%

Sapet5%

Composición Porcentual - Setiembre 2004

Aguaytía38%

Distribución de la Producción Fiscalizada

Gas Natural

MMPCD: millones de pies cúbicos al díaFuente: Ministerio de Energía y Minas

Demanda Estimada en el Sector EléctricoGráfico basado en datos obtenidos a partir de informaciónde la Gerencia de Regulación de Generación y Transmisiónde Electricidad, convertida a consumo de gas natural de lascentrales térmicas de Etevensa, Aguaytía y Malacas.

Millón M3: millones de metros cúbicos al díaFuente: División Generación Eléctrica

Producción Fiscalizada PromedioLa producción fiscalizada promedio diario del mes de se-tiembre fue de 105 193 BPD, mayor en 11 274 BPD conrespecto al promedio del mes anterior. Este aumento sedebe principalmente al incremento de la producción de lí-quidos del gas natural por la puesta en marcha de la explo-tación comercial del gas de Camisea (Lote 88).

Hidrocarburos Líquidos

MBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Energía y Minas

140

120

100

80

60

40

20

0

Periodo: Agosto 2003 - Setiembre 2004

AGO 03 SEP OCT NOV MARDIC ENE 04 FEB ABR MAY JUN

Olympic OtrosPetrotech Aguaytía SapetPetrobrasPluspetrol (Lote 88)M

MP

CD

JUL AGO SET

Año 5 Octubre 2004Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - Osinerg

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

MMPCD: millones de pies cúbicos al díaFuente: Ministerio de Energía y Minas

Producción Fiscalizada PromedioLa Producción fiscalizada promedio de setiembre fue de122 503 MPCD, mayor en 30 237 MPCD respecto al pro-medio del mes anterior, este incremento es debido princi-palmente a la puesta en marcha de la explotación comercialdel gas de Camisea.

Distribución de la Producción Fiscalizada

Demanda de GLPLas ventas promedio a setiembre de 2004 (13,95 MBPD)son menores al promedio de enero/setiembre de 2003 en1,48 MBPD. El GLP es usado en los sectores residencial,comercial, industrial y de transporte (en sustitución de gaso-lina y D2).

La producción nacional de GLP en agosto ha sido aproxima-damente de 8,83 MBPD; la diferencia ha sido importada.

MBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Ener gía y Minas

Precios

Precio del Gas Natural.- Por Resolución Directoral N° 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijaciónde las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizancomo combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG).Por tanto, el precio máximo del gas natural para todas las unidades de generación debe ser determinado tomando comoreferencia el precio del gas en Camisea más el costo del transporte y distribución respectiva en Lima. Así, el DecretoSupremo N°055-2002-EM publicado el 21 de diciembre de 2002, señala que se tomará como precio del mercado internoel precio único que se obtenga como resultado del procedimiento N°31 C del COES-SINAC, «Información de Precios yCalidad de Combustible de Gas Natural» aprobado mediante la Resolución Ministerial N°609-2002-EM/DM, teniendocomo límite superior el precio máximo dispuesto por la Resolución Directoral N°007-2001-EM/DGE. La aplicación deesta disposición permitió obtener un precio máximo para la presente regulación (Mayo 2004 – Octubre 2004) igual a 1,897US$/MMBtu, valor que resultó de asumir una tendencia lineal iniciada en la regulación de mayo 2001.Como resultado de la aplicación del procedimiento N° 31 C, «Información de Precios y Calidad de Combustible de GasNatural», los precios de gas natural declarados en junio de 2003 para las centrales de Aguaytía y Malacas fueron de 0,9 US$/MMBtu y 2,6968 US$/MMBtu, respectivamente. Dichos precios, actualizados al 31 de marzo de 2004, se compararoncon el precio limite de 1,897 US$/MMBtu, y como resultado los precios de gas natural utilizados en la fijación de Tarifasen Barra para las centrales termoeléctricas de Aguaytía y Malacas fueron de 0,9428 US$/MMBtu y 1,897 US$/MMBtu,respectivamente.

(*) A partir del 08 de mayo de 2000, las operaciones del Lote 1AB (Occidental) pasaron a cargo de PluspetrolMBPD: miles de barriles por día calendarioFuente: Ministerio de Energía y Minas

Otros : Sapet, Aguaytía, Mercantile, GMP, Petrolera Monterrico,Río Bravo, Maple, Unipetro.

120

100

80

60

40

20

0

Periodo: Agosto 2003 - Setiembre 2004

AGO 03 SEP OCT NOV MARDIC ENE 04 FEB ABR MAY

MB

PD

Petrotech Petrobras Pluspetrol(Lote 1AB) Pluspetrol(Lote 8) Otros Pluspetrol(Lote 88)

JUN JUL AGO SET

Composición Porcentual - Setiembre 2004

Otros10%

Petrotech10%

Petrobras11%Pluspetrol

(Lote 1AB)30%

Pluspetrol(Lote 8)

18%

Pluspetrol(Lote 88)

21%

Precios de los Hidrocarburos LíquidosHidrocarburos Líquidos.- Uno de los parámetros considerados para el cálculo de la tarifa eléctrica es el costo del combus-tible empleado en las generadoras termoeléctricas, en ese sentido el inciso d) del artículo 124° del Reglamento de la Ley deConcesiones Eléctricas (aprobado mediante el Decreto Supremo N° 009 - 93 - EM), señala que «El costo de los combus-tibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el artículo 50° de la Ley y se tomarán losprecios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solven-cia en el ámbito internacional». Como referencia para la fijación de tarifas eléctricas, OSINERG (que incorpora a la ex –CTE) toma los Precios Netos de PETROPERU para el Diesel 2 y el Residual 6 (sin impuestos); de acuerdo a LeyN°28144, inciso b) el precio de venta del Diesel 2 a las empresas de generación eléctrica esta exonerado del ISC hasta el 31de diciembre del 2004, cabe indicar que el Residual 6 no tiene ISC.

Precios de Compra Incluyendo ImpuestosESTRUCTURA DE PRECIOS VIGENTE AL 30 DE SETIEMBRE DE 2004*

* Elaboración Propia en base a la última lista de precios de Petroperú vigente al último día del mes** El Margen Comercial es estimado como la diferencia entre precio de venta al público y el precio ex-planta de la refinería.*** Fuente INEI

Los gráficos mostrados a continuación, representan los precios de compra de energéticos alternativos al gas naturalincluyendo impuestos, al 30 de setiembre de 2004 (no incluyen eficiencia de uso). El precio de la electricidad incluye uncargo por alumbrado público. (Para convertir US$/GJoules a US$/MMBTU, multiplicar por 1,055).

Precio ex planta Rodaje Precio ex Margen Precio alCombustible PETROPERÚ (8%) ISC IGV planta + Imp. Comercial** Público***

GLP (Sol/Kg) 1,94 0,14 0,40 2,48 1,13 3,61Gasolina 97 SP (Sol/gal) 5,35 0,43 4,35 1,92 12,05 1,53 13,58Gasolina 95 (Sol/gal) 5,27 0,42 4,02 1,85 11,56 1,30 12,86Gasolina 90 (Sol/gal) 4,57 0,37 3,71 1,64 10,29 0,78 11,07Gasolina 84 (Sol/gal) 4,10 0,33 2,90 1,39 8,73 1,03 9,76Kerosene (Sol/gal) 4,46 2,07 1,24 7,77 0,96 8,73Diesel 2 (Sol/gal) 4,91 2,10 1,33 8,34 0,47 8,81P. Industrial 6 (Sol/gal) 2,83 0,54 3,37

Precios de Energéticos AlternativosLa lista de precios de Petroperú vigente a fin de mesfue la del día 25 de setiembre en la cual el precioneto del Diesel 2 se incrementó a 4,91 Soles/galón.

Mientras el precio del Residual 6 y GLP se mantu-vieron en 2,83 Soles/galón y 1,9427 Soles/Kg, res-pectivamente.

Gas Natural: consumo de 20m3/mes, equivalente a 1,5 balón GLP (10kg) Electricidad: BT5, consumo aproximado 158 kW.h/mes

Precio del GLP estimado, Precios Incluyen ImpuestosElectricidad: BT4, consumo aproximado 1 149 kW.h/mes

Precios no incluyen IGV. Diesel 2 exonerado del ISC, Ley 27216Carbón importado con Poder Calorífico Superior de 6 300 Kcal/kg

Precio del GLP estimado, Precios Incluyen Impuestos

Fuente: Lista de Precios de PETROPERU.

Hechos Relevantes

Precios FOB de Marcadores

Fuente: Platt´s Oilgram Price Report

* Gas Natural Comprimido. Precio estimado incluido el IGV.Gasolinas: Promedio ponderado de gasolinas

Electricidad: Precio estimado para cliente libre (Barra Lima)Precio de GLP estimado, precios incluyen ImpuestosCarbón importado con Poder Calorífico Superior de 7 000 Kcal/kg

Noticias de Interés

— El 01 de setiembre de 2004, PERUPETRO S.A, firmó conPETRO-TECH PERUANA S.A. un nuevo Contrato deLicencia para la Exploración y Explotación de Hidrocarbu-ros en el Lote Z-33. El Lote Z-33 se ubica en el Mar Territo-rial Peruano, frente a la costa de las Provincias de Lima yCañete del Departamento de Lima y Chincha del Departa-mento de Ica.

— El 07 de Setiembre de 2004, PERUPETRO suscribió el Con-trato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en elLote 56 con el Consorcio Pluspetrol/Hunt Oil/SKCorporation/Sonatrach/Tecpetrol. El Lote 56, está ubicado en

el valle bajo del río Urubamba, en el distrito de Echarate, en laprovincia de La Convención del Departamento de Cusco.

— Mediante DU N° 010-2004 publicado el 15 de setiembre en eldiario se crea un Fondo para la estabilización de los precios delos combustibles derivados del petróleo, y asi evitar que lavolatilidad de los precios del petróleo crudo y sus derivados setraslade a los consumidores.

— Mediante Resolución OSINERG N° 258-2004-OS/CD publi-cada en el diario oficial El Peruano el 23 de Setiembre del 2004se aprueba la Norma «Procedimientos para la determinación delos Costos Extras de Distribución (CED)»

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaAv. Canadá 1460, Lima 41, PerúTeléfonos: 224 0487 - 224 0488, Fax: 224 0491

E-mail: postmaster@osinerg.org.peWeb page: www.osinerg.gob.pe

(*) No incluye energía para mantenimiento de temperatura

Comparación de costos del gas y otros energéticos en elconsumo doméstico

(1) Calculado en base a informaciónde OTERG.

(2) Tomado de «Evaluación de laEficiencia energética en cocinas– sector doméstico» (InformeTécnico N°99036-09) elabora-do por el Centro de Servicios yTransferencia Tecnológica de laPontificia Universidad Católi-ca del Perú (CTT – PUCP) asolicitud del PAE. Para las co-cinas a Gas Natural se ha asu-mido la misma eficiencia quepara cocinas a GLP. En el casodel GLP se reportó una eficien-cia mínima de 58.7% y máximade 69.6%, para las cocinas dekerosene la eficiencia mínimareportada fue de 37.8% y máxi-ma de 48%, en ambos casos setomo un valor intermedio.

(3) Tomado de «Evaluación de laEficiencia energética en calen-tadores de agua – sector domés-tico» (Informe TécnicoN°99037-09) elaborado por elCTT – PUCP a solicitud delPAE. Para las Termas a GasNatural se ha asumido la mismaeficiencia que para Termas aGLP. Cabe indicar que para laTerma a GLP la eficiencia mí-nima reportada fue de 75,6% yla máxima 92,4%, para la Ter-ma eléctrica la eficiencia míni-ma fue 62,0% y la máxima76,0% y para la Ducha eléctri-ca la eficiencia mínima reporta-da fue de 93,4% y la máximade 96,4%; en cada uno de estoscasos se tomo una eficiencia in-termedia.

Leñan(1) = 10%17,79 MJ

Para hervir5 litros agua

1,78 MJ Cocina a GLPn(2) = 65%2,74 MJ

6,0 ctv. US$

Cocina Kerosenen(2) = 40%4,45 MJ

8,5 ctv. US$

Cocina Eléctrican(2) = 70%2,54 MJ

9,3 ctv. US$

Cocina a GNn(2) = 65%2,74 MJ

2,3 ctv. US$

Ducha Eléctrican(3) = 95%11,90 MJ

43,6 ctv. US$

Para calentar60 litros de

agua a 60° C11,30 MJ

Terma a GLPn(3) = 85%13,30 MJ

28,9 ctv. US$

Terma a GNn(3) = 85%13,30 MJ

11,1 ctv. US$

TermaEléctrica (*)n(3) = 70%16,15 MJ

59,1 ctv. US$Terma

Electrónican(3) = 90%12,60 MJ

46,0 ctv. US$

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

Comparación de costos en la generación eléctrica

CC : Ciclo CombinadoCV : Central a VaporCS : Ciclo SimpleMD : Motor Diesel

CICLO SIMPLECombustible: Diesel N° 2

Diferencia PC: 6%Costo: 10,20 US$/GJ

Rendimiento: 33%Producción: 3,60 GJConsumo: 11,61 GJ

Costo: 118,35 US$118,35 US$/MW.h

CICLO COMBINADOCombustible: Gas Natural

Diferencia PC: 10%Costo: 1,85 US$/GJ

Rendimiento: 55%Producción: 3,60 GJ

Consumo: 7,27 GJCosto: 13,43 US$

13,43 US$/MW.h

CENTRAL A VAPORCombustible: Carbón

Diferencia PC: 5%Costo: 1,95 US$/GJ

Rendimiento: 38%Producción: 3,60 GJ

Consumo: 9,97 GJCosto: 19,43 US$

19,43 US$/MW.h

MOTOR DIESELCombustible: Diesel N° 2

Diferencia PC: 6%Costo: 10,20 US$/GJ

Rendimiento: 37%Producción: 3,60 GJConsumo: 10,35 GJ

Costo: 105,56 US$105,56 US$/MW.h

CICLO SIMPLECombustible: Gas Natural

Diferencia PC: 10%Costo: 1,85 US$/GJ

Rendimiento: 34%Producción: 3,60 GJConsumo: 11,76 GJ

Costo: 21,72 US$21,72 US$/MW.h

MOTOR DIESELCombustible: Residual N° 6

Diferencia PC: 6%Costo: 5,42 US$/GJ

Rendimiento: 36%Producción: 3,60 GJConsumo: 10,64 GJ

Costo: 57,65 US$57,65 US$/MW.h

1,00 MW.h3,60 GJ

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía