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REGULACIÓN DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ Luis A. Espinoza Quiñones
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.
1
ESTRUCTURA DEL NEGOCIO DE GAS NATURAL
T r a n s p o r t e
Producción
Distribución Explotación
Comercialización Venta
Comercialización Venta
Consumidor Regulado 1 Consumidor Independiente 1 Consumidor Regulado 2 Consumidor Independiente 2
Consumidor Independiente 3
Acceso Abierto
ACTORES DEL NEGOCIO
Exploración y/o Explotación
Transporte
Distribución
Comercialización
Normativo y Concesiones
DGH
DGH
DGH
DGH
Contratante
Perupetro
Osinerg
Osinerg
Osinerg
Transportista
Distribuidor
Comercializador
Regulador Fiscalizador
Osinerg
Concesionario
Contratista
2
PRODUCCIÓN / EXPLOTACIÓN Ley General de Hidrocarburos: Partes: Perupetro y Contratista
Contrato de Licencia
Explorar y/o Explotar Hidrocarburos Transferencia del derecho de propiedad de los Hidrocarburos extraídos Partes: Perupetro y Contratista
Contrato de Servicio
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, REGLAMENTO Y TARIFAS APLICABLES Exploración y/o Explotación Ley Reglamento
LOH
Transporte
Distribución Comercialización
LOH DS N 041-99-EM
LOH DS N 042-99-EM
LOH DS N 042-99-EM
Precios Tarifa
Precios Máximos
Precios Máximos
Precios Máximos
Regulador
OSINERG
OSINERG
Tarifa Inicial: Será determinado Máx. 8 años en cada caso Tarifa Revisada: 4 años
Período de Regulación Formación de Precios
Precio del Gas
Tarifa de Transporte
OSINERG Tarifa Inicial: Máx. 8 años Tarifa Revisada: 4 años
Tarifa de Distribución
Margen Distribución
Margen Comercial
3
CASOS ESPECIALES Red Principal Explotación de Reservas Probadas de Gas LOH Ley 27133 y Reglamento
Transporte
Distribución Alta Presión
LOH Ley 27133 y Reglamento Tarifa Base Tarifa Regulada
LOH Ley 27133 y Reglamento Tarifa Base Tarifa Regulada
Regulador
OSINERG
OSINERG
Período de Regulación
2- 4 años
2- 4 años
Ley Reglamento Precios Tarifa
Precio Máximo
=
Formación de Precios
Precio del Gas
+
Tarifa de Transporte
+
Tarifa de Distribución
Sistema de Gas Natural - Camisea Libre
Transporte Red Principal
Precio Libre < Tope
Acometida
NGL
Acometida
GAS
GE Libre
Distribución Red Principal
Regulado
Acometida Acometida Libre
Distribución Otras Redes
Libre
GNV
4
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 Producción
Transporte
Distribución
Libre
Libre
Libre con Audiencia
Regulado
Regulado
Perú
Libre
Regulado
Regulado
Bolivia
Libre
Regulado
Regulado
Colombia
Libre
Regulado
Regulado
Brasil
Libre
Regulado
Regulado
Chile Argentina
México Ecuador Venezuela
Libre
Monopolio Administrado por el Estado (CRE) con Concesiones
Libre
Regulado
Regulado
Monopolio Administrado por el Estado
5
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 Separación de Actividades
¿Donde se obtienen Contratos?
Campo
Camisea Ductos
Contrato
Negocio Nuevo
Riesgo
¿Cuál es el Papel que Juega el Estado en esta Estrategia
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
Garantía de Pago de Beneficiarios
Usuarios Eléctricos Reducen Tarifa Eléctrica
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Funcionamiento de la Garantía (Determinación del Peaje Eléctrico) Flujo (dinero ó volumen)
Transporte Real
Garantía de Transporte
Pago Garantizado Años
Funcionamiento de la Garantía (Determinación del Peaje Eléctrico)
Flujo (dinero ó volumen)
Garantía de Transporte
Transporte Real Fin de la Garantía
Costo de la Garantía de Transporte Pagada entre el Usuario Eléctrico y los Otros Consumidores del Gas
Años
7
¿Cómo Funciona la Garantía?
Flujo de Dinero en el Sector Eléctrico G
Cliente Regulado
T
T
Distribuidor
Transmisión Eléctrica Costo de la Garantía
D
G
T
G
Cliente Libre
Numeral 7.6 de la Ley 27133 (Ley de Promoción)
Generador
Transmisor Eléctrico
T
T
Artículo 59° de la LCE
¿Cómo Funciona la Garantía?
Transferencia de Dinero por la Garantía aVNR+COyM
Transmisor Eléctrico
Costo de la Garantía
TGP y GNLC
El costo de Transmisión Siempre es pagado por los Clientes
Artículo 8° de la Ley 27133 “Ley de Promoción”
Fiduciaria
Perupetro Garantía contra el Riesgo Comercial
8
¿Porque el Sector Eléctrico soporta la GRP? Impacto del GN en la Oferta Economía de Generación con Gas Natural 70
Economía del Ciclo Simple
60
US$ / MWh
50 40 30 20
Economía del Ciclo Combinado
10
7.8
0 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 CC_75%
CS_75%
Impacto del GN en la Oferta
20
Precio de Equilibrio del GN vs Tecnología de Generación a Carbón
18
Precio del GN: US$ / Millón BTU
16 14 12 10 8
70 US$/Ton
6 4
30 US$/Ton
2 0 10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Factor de Planta
9
Impacto del GN en la Oferta Precio de Equilibrio del GN vs Tecnología de Generación Hidráulica
20 18
Precio del GN: US$ / Millón BTU
16 14 12 10 8
1600 US$/kW
6 4 2
800 US$/kW
0 10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Factor de Planta
Impacto del GN en la Demanda
Electricidad y Gas Natural 100
40 35
Crecimiento a 5% VP(12%) = 280 TWh
80
30
TWh
70
25
Crecimiento a 10% VP(12%) = 20 Gm3
60
20
50
15
40
Millón m3/día
90
10
Fin de la GRP
30
5
20
0 0
5
10
15
20
25
30
Años de Operación Electricidad
Gas Natural
10
Transporte de GN por Ductos Regulación del Transporte D.S. N°041-99-EM Lograr Precios Equivalentes a los que ofrecería un mercado competitivo
Cubrir costos eficientes en la prestación del Servicio
Objetivos
Operación segura y confiable del servicio
Eficiencia en el nivel y estructura tarifaria
Reglamento del Transporte de GN D.S. N°041-99-EM • 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
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Tarifas para el Transporte de Gas Natural Reproducir resultados de un mercado competitivo Ingresos = Costos eficientes por el servicio Suministrar Incentivo al Concesionario para la reducción de costos y el desarrollo del mercado
Principios Generales
Asegurar Operación Segura y Confiable del Sistema de Transp. No distorsionar decisiones de Inversión en el Sistema o actividades relacionadas
Lograr eficiencia en el nivel y estructura tarifaria
¿Como se Calculan las Tarifas de Transporte? D (m3)
D
C(US $)
C (I + OyM)
D CMe LP
CMe = C/D
CMe LP = Sum Ci(VP)/Sum Di(VP) Años
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Tarifas para el Transporte de Gas Natural • • •
Tarifas Básicas = Precios Máximos Tarifas aprobadas por el Regulador Ingreso total y tarifas
Ingreso
Total =
j
PR
∑∑ i =1
Tarifa base j =
i, j
(1 + TD ) i
i :1
Ingreso total j Demanda i , j
PR
∑ i =1
• • • • •
Costo Servicio
(1 + TD ) i
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
Tarifa Base (TB) por Red Principal
Tarifa base =
Concurso
Costo del Servicio PR CGA i ∑ i i =1 (1 + TD )
Costo del Servicio
/ Contrato
Tarifa Base
Capacidad Garantizada
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Tarifas Reguladas por el uso de la Red Principal •
Generadores eléctricos: •
•
Tarifa Regulada = Tarifa Base
Otros Consumidores: •
Tarifa Regulada = Costo Medio t
Ingresos Garantizad os Anuales i (1 + TD ) i Costo medio = i =1t Capacidad Contratada Anual i ∑ (1 + TD ) i i =1
∑
• •
Para el primer período tarifario t=PR CCA: Capacidad Contratada Anual
Tarifas Reguladas por el uso de la Red Principal
Generadores Eléctricos
Tarifa Regulada
Tarifa Base
Ingreso Garantizado Otros Consumidores
/ Capacidad Contratada
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Distribución de GN por Ductos Reglamento de Distribución
D.S. N°042-99-EM
Concesión: 20 - 60 años
City Gate
Estación de Regulación Red Alta Presión
Red Baja Presión
Acometida
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
Acometida
Otras Redes
Red Principal
Cliente
Equipo
ERM Tubo de Conexión
Instalación Interna
Baja Presión
Media Presión
Responsabilidad en GN de Lima Ahora
Instalación
Norma Base
¿Que se Regula?
Regulador
Red Principal
Ley 27133 y D.S. 040-99-EM
Precios y Condiciones Técnicas
OSINERG
GNLC
GNLC
GNLC
GNLC
Precios y Condiciones Técnicas
OSINERG
GNLC
GNLC
GNLC
GNLC
Otras Redes D.S. 042-99-EM Red de Distribución
¿Quién Diseña?¿Quién Instala?
¿Quién pone en¿Quién Opera y Servicio? Mantiene?
Tubo de Conexión
D.S. 042-99-EM
Precios y Condiciones Técnicas
OSINERG
GNLC
GNLC
GNLC
GNLC
ERM
D.S. 042-99-EM
Precios y Condiciones Técnicas
OSINERG
GNLC
GNLC
GNLC
GNLC
Instalación Interna
D.S. 042-99-EM
Condiciones Técnicas
OSINERG
GNLC
Cliente
Acometida
Instalador Instalador aprobado por supervisado por OSINERG GNLC
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Conformación del Precio del Gas Se expresa en
Gas en el Yacimiento
US$ / GJ
Transporte hasta el Cliente
US$ / 103 m3
Precio Total pagado por el Cliente
Esquema de Camisea
Libre
Regulado
Precio = GAS + T + DAP + Final
DOR
RED PRINCIPAL
Contrato de Licencia
Ley 27133 D.S. 040-99-EM Contratos BOOT
D.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 Generador Eléctrico Otros
US$/106 BTU 1,00 1,80
Equivalente a US$/GJoule 0,9479 1,7062
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.
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)
Categoría
Rango de Consumo (m3/mes)*
A
Hasta 300
B
301 - 17 500
C
17 501 - 300 000
D
Más de 300 000
Resolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD (*) m3: metro cúbico estándar (15°C y 1013 milibar)
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Distribución de Otras Redes : Resultados
US$/mes 0,85 10,67
A B C D
Costo Fijo US$ / (m3/d)-mes
Costo Variable Total US$ / mil m3 US$ / mil m3 US$ / millón BTU 119,70 150,0 4,25 52,67 66,0 1,87 18,98 23,8 0,67 11,50 14,4 0,41 31,0
0,1441 0,0873
Distribución de Otras Redes : Resultados Costos de Distribución de Otras Redes 100 000
US$ - mes
10 000
1 000
100
10
1 10
100
1 000
10 000
100 000
1 000 000
m3 - mes A
B
C
D
20
Distribución de Otras Redes : Resultados Competitividad del Gas Natural en Lima US$ / millón BTU Categorías A B C D Promedio
Passthrough 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1
Tarifa 4,2 1,9 0,7 0,4 0,9
Total 7,4 5,0 3,8 3,5 4,0
Ahorro 57% 67% 53% 40% 48%
Competitividad del Gas Natural
Competitividad del Gas Natural
US$ / millón BTU
Sustituto 17,2 15,0 8,2 5,9 7,8
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 A
B
C
A
D
B
Passthrough
Tarifa
C
D
Categorías
Categorías
Passthrough
Ahorro
Tarifa
Ahorro
¿Cómo sería la factura del gas natural en Lima y Callao? Tarifas de Camisea en Lima
Libre
Regulado
Precio = GAS + T + DAP + Final RED PRINCIPAL
DOR US$ / GJ
US$ / GJ
US$ / 103 m3
GG EE
0,9479
31,4384
5,1736
Otros
1,7062
44,7440
6,9311
A B C D
4,0 2,4 0,7 0,4
Total 8,35 6,37 4,34 4,01
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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) 1,8 US$/Millón BTU
Precio Máxim o
Tarifa de Transporte y Distribución en Alta Presión FD =
0,91436
Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD
Transporte Tarifa Regulada
3 44,7440 US$/Mil m
Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD (no incluye Factor de Descuento)
Distribución Tarifa Regulada
3 6,9311 US$/Mil m
Resolución OSINERG N° 006-2005-OS/CD (no incluye Factor de Descuento)
Tarifa de Distribución (Otras Redes) MD MC
Unidades US$/ m il m 3 US$/cliente-m es US$/(m 3 /día)-m es
A 119,7
B 52,67
0,85
10,67
Resolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD C 19,98
D 11,5
0,144
0,087
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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 EF FG = 1,7062 US$/GJ x 1,043 GJ FG = 1,78 US$/mes o 5,81 S/./mes
Contrato
Factura de Transporte (FRP) FRP = TA-MN x Vs FRP = (44,744+6,931)US$ x FD x TC x 28m3 mil m3 FRP = 4,37 S/./mes
Tarifa
Factura de Distribución (FDOR) FDOR = CFD + CVD x Vs FDOR = 0,85 US$ + 119,7 US$ x 28m3 mes mil m3 FDOR = 13,73 S./mes
Tarifa
Ejemplo de Facturación: Residencial Modelo de Factura Descripción A) Facturación del gas Natural (FG) Facturación de la tarifa de la Red Principal (FRP) Facturación de la Red de Distribución C) correspondiente a Otras Redes (FDOR) B)
Sub total Costo de Acom etida Financiada Tributos 19% CED TOTAL
Cálculos Soles/mes 5,81 4,37 13,73
Lectura inicial (Li) Lectura final (Lf) Vr Ks Vs
= = = = =
A)
PG EF Vf PCSGN
= = = =
B)
TA_MN = TTRP_MN = TDRT_MN =
23,91
4,54 28,45
C) CFD = MC = CVD = MD = CED = Tipo de Cambio =
0 Periodo entre lecturas = 1 mes 3 28 m 3 28 m /mes (Lf - Li)/periodo 1 3 m /mes 28 5,574 1,043 28 0,037
Soles/GJ GJ/mes m 3/mes GJ/m 3
3 155,9052 Soles/ mil m 3 134,9938 Soles/ mil m 3 20,9113 Soles/ mil m
0,1559 0,1350 0,0209
Soles/m 3 Soles/m 3 Soles/m 3
0,85 US$/Cliente-mes 3 3 119,7 US$/10 m 0 3,267 Soles/US$
23
Comparación con sustitutos
C omparación de Precios (incluye IGV) 120
G90
S/. /GJoule
100
98,9
80
GLP
GLP
67,3
60
59,8
D2 45,9
40
27,3
20,8
20
R6 14,2
13,1
20,3
13,1
0
A
B
C
D
GN V
C ategorías Gas Natural
Sustituto
El precio del GN no incluye el Margen de la E/S
Resultados
Impacto del Gas Natural en el Sector Energía
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Para recordar… ¿El proyecto Camisea antes y después de 1999? Organización del Proyecto Camisea Era Shell - Mobil
T
Por licitar por el CEANC
D
Era Pluspetrol – Hunt - SK
Operadores independientes
•
P
Operador único
•
City Gate
P T DAP DBP
TGP City Gate
GNLC
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.
25
Precios del Gas en el Cono Sur Precios City Gate Precios City Gate
Generación 1,90 Generación LIMA (*) 1,90
2,50 Otros usos LIMA (*) Otros usos 2,50
SANTA CRUZ SANTA 1,50 CRUZ 1,50 TOCOPILLA 2,20 TOCOPILLA MEJILLONES MEJILLONES
SALTA SALTA 1,20
2,20
3,10
1,20
SAN PABLO SAN PABLO
3,10
URUGUAYANA 2,50 URUGUAYANA 2,50
2,30
SANTIAGO 2,30 SANTIAGO NEUQUEN 1,40 CONCEPCIONNEUQUEN 1,40
3,10 3,10
PRECIOS DE MERCADO PRECIOS DE MERCADO FLUJO GAS NATURAL FLUJO GAS NATURAL
2,00
BUENOS AIRES 2,00 BUENOS AIRES
2,30
CONCEPCION
1,50 PRECIOS DE ORIGEN 1,50 PRECIOS DE ORIGEN
(*) Contratos T.O.P. firmados (*) Contratos T.O.P. firmados
2,30
TIERRA DEL FUEGO CABO NEGRO 1,10 1,00 TIERRA DEL FUEGO CABO NEGRO 1,10 1,00
Redes de Gas Natural en el Cono Sur
26
Redes de Gas Natural en el Sur
Brasil
27
Impacto en el Sector Industrial
Estimación del Precio del GN para un cliente Industrial Sin IGV
Descripción
US$ / 106 BTU
Participación
Con 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$/GJ dividir entre 1.05
Impacto en el Sector Industrial Usuario Gran Industria 40
US$/GJoule
30
18,3
20
17,7
18,7
7,1
10
4,0
4,0
0
CarbónGas NaturalP. Ind. 6 Diesel N°2 GLP Electricidad
28
Impacto en el Sector Industrial Estimación del Ahorro para un cliente Industrial US$ / 10^6 BTU R6
D2
GLP
Electricidad
Precio del Combustible
5.19
14.39
14.88
15.43
Precio del Gas Natural
4.19
4.19
4.19
4.19
Ahorro
1.00
10.20
10.70
11.24
19%
71%
72%
73%
Para convertir de US$/MBTU a US$/GJ dividir entre 1.05
Impacto en el Sector Industrial Precios del Gas Natural para la Generación Eléctrica
Costo estimado del Gas Natural en Lima para un Generador Eléctrico Componente Gas Natural Transporte en Alta Presión Distribución en Alta Presión Total
Unidades US$ / millón BTU US$ / mil PC US$ / mil PC US$ / millón BTU
Etevensa 0.89 0.81 0.13 1.84
Otro Generador 1.00 0.81 0.13 1.95
Notas: 1 Etevensa es la adjucataria del contrato de gas de Electroperú 2 Se asume un poder calorífico superior de 1000 BTU por PC 3 Las tarifas de transporte y distribución son de la Red principal de Camisea. Incluyen el factor de descuento por el pago adelantado de la GRP. Fuente y elaboración: OSINERG - DGN
29
Costo medio de un Ciclo Simple con Gas Natural
31.30
US$ / MWh
CF =
7.35
US$ / MWh
fp =
80%
H=
8760
CMe =
CF = INV =
FRC =
51.5 300.0
US$ / kW año US$ / kW
i × (1 + i )
(1 + i )
n
n
−1
i=
12%
n=
20
años
1
años
m=
Horas / año
FRC =
13.39%
IDC =
105.83%
R=
3.00%
INV
FRC x IDC + R =
17.17%
INV
CV =
23.9
US$ / MWh
CVC =
21.4
US$ / MWh
CVNC =
2.50
US$ / MWh
PC =
2.00
US$ / Millón BTU
CE =
10.723
Millón BTU / MWh
EMC =
3.412
Millón BTU / MWh
η=
35%
PCS / PCI =
1.10
Costo medio de un Ciclo Combinado con Gas Natural
CF = INV =
FRC =
86.4 500.0
US$ / kW año US$ / kW
i × (1 + i )
n
(1 + i ) − 1 n
i=
12%
n=
25
años
2
años
m= FRC =
12.75%
IDC =
112.00%
R=
3.00%
INV
FRC x IDC + R =
17.28%
INV
CMe =
26.50
US$ / MWh
CF =
12.33
US$ / MWh
fp =
80%
H=
8760
Horas / año
CV =
14.2
US$ / MWh
CVC =
13.2
US$ / MWh
CVNC =
1.00
US$ / MWh
PC =
2.00
US$ / Millón BTU
CE =
6.585
Millón BTU / MWh
EMC =
3.412
Millón BTU / MWh
η=
57%
PCS / PCI =
1.10
30
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$/MWh
0.2
0.2
17.1
14.1
23.8
72.0
350
140
300
120
250
100
200
80
150
60
100
40
50
20
0
Costo Variable: US$/MWh
Costo Fijo: US$/kW-año
Costos de Producción de Electricidad
0 Hidráulica-A Hidráulica-B
Carbón Costo Fijo
CC-GN
CS-GN
CS-D2
Costo Variable
Oferta Eléctrica Sin Gas Natural Costo Medio de Producción sin Gas Natural 200 180 160
US$/MWh
140 120 100 80 60 40 20 0 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Factor de Planta Hidráulica-A
Hidráulica-B
Carbón
CS-D2
31
Oferta Eléctrica Con Gas Natural Costo Medio de Producción con Gas Natural 200 180 160
US$/MWh
140 120 100 80 60 40 20 0 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Factor de Planta Hidráulica-A
Hidráulica-B
Carbón
CC-GN
CS-GN
CS-D2
Perspectivas de Precios Generación Eléctrica
US$/MWh Zona de Transición
45 40 35 30 25 2002
2003
2004
2005
2006
2007
Tiempo
32
Precio de Energía y GRP
40 35
Ago-2004
Nov-2002
US$/MWh
Adelanto de la GRP
30 25 20 15 10 5
1998: Efecto de la caída del crudo a 10 US$/bl
1993
GRP durante la operación
1998
2004
2014
¿Cómo podrían reaccionar los clientes a los nuevos precios de la energía? Evaluación de un Caso Negocio Térmico Pérdidas
Flujo MWh Compra Miles US$ US$/MWh VAN Miles US$
Residual 6 12,228 237 19.4 1,871
1,834
MWh
Generador de Vapor
CMe
10,393
MWh
22.8 US$/MWh
Negocio Eléctrico
Flujo MWh Compra Miles US$ US$/MWh VAN Miles US$
MT2 8,220 389 47.3 3,075
Compra de Electricidad
8,220 MWh
Negocio Total Flujo MWh Compra Miles US$ US$/MWh VAN Miles US$
20,448 626 30.6 4,946
Hospital Rebagliati Situación Actual
33
Evaluación de un Caso Negocio Térmico Pérdidas
Flujo MWh Compra Miles US$ US$/MWh VAN Miles US$
Gas Natural 12,228 148 12.1 1,170
1,834
MWh
Generador de Vapor
CMe
10,393
MWh
14.2 US$/MWh
Negocio Eléctrico
Flujo MWh Compra Miles US$ US$/MWh VAN Miles US$
MT2 8,220 389 47.3 3,075
Compra de Electricidad
8,220 MWh
Negocio Total Flujo MWh Compra Miles US$ US$/MWh VAN Miles US$
Hospital Rebagliati Proceso Térmico con Gas Natural
20,448 537 26.3 4,246
Ahorro de 89 mil US$ por año y 700 mil US$ en 20 años
Negocio Térmico Pérdidas
Flujo Compra VAN
MWh Miles US$ US$/MWh Miles US$
Residual 6 0 0 19.4 0
0
MWh
Generador de Vapor
0
10,393
Pérdidas
MWh
3,070
Negocio Eléctrico Rendimiento Flujo Compra VAN
Flujo Compra VAN
Recuperador de Vapor
10,393
Evaluación del Caso Rebagliati
MWh
MWh
MWh
Cogeneración con Gas Natural
Gases Calientes 13,463 MWh
MWh Miles US$ US$/MWh Miles US$
26% Gas Natural 18,194 146 8.0 1,156
MWh Miles US$ US$/MWh Miles US$
MT2 3,490 165 47.3 1,306
Planta 600 kW Producción de Electricidad Inversión + O&M 1,627 Incluye el Vapor CMe 23.3 US$/MWh
4,730 MWh
8,220
Compra de Electricidad
3,490 MWh
MWh
Situación Base con Residual 6
Negocio Total Comparación de Costos Totales Flujo Compra VAN
MWh Miles US$ US$/MWh Miles US$
18,613 311 16.7 2,461
Miles US$ Inversión + O&M Energía Total
Actual 0 4,946 4,946
Con GN 1,627 2,461 4,088 TIR
Ahorro -1,627 2,485 858 21.0%
Ahorro 858 miles US$ en 20 años
34
Negocio Térmico Pérdidas
0
MWh
Gas Natural 0 0 12.1 0
Generador de Vapor
0
VAN
MWh Miles US$ US$/MWh Miles US$
Pérdidas
MWh
3,070
Recuperador de Vapor
10,393
Flujo Compra
Evaluación del Caso Rebagliati
MWh
10,393
Negocio Eléctrico Rendimiento Flujo Compra VAN
Flujo Compra VAN
MWh Miles US$ US$/MWh Miles US$
26% Gas Natural 18,194 146 8.0 1,156
MWh Miles US$ US$/MWh Miles US$
MT2 3,490 165 47.3 1,306
Planta 600 kW Producción de Electricidad Inversión + O&M 1,627 Incluye el Vapor CMe 23.3 US$/MWh
4,730 MWh
8,220
Compra de Electricidad
MWh
Situación Base con Gas Natural
3,490 MWh
Situación actual con Gas Natural Comparación de Costos Totales Miles US$ Inversión + O&M Energía Total
18,613 311 16.7 2,461
Actual 1 0 4,246 4,246
Con GN 1,627 2,461 4,088 TIR
Ahorro -1,627 1,784 157 13.8%
Ahorro 157 miles US$ en 20 años
Evaluación del Caso Hospital Rebagliati Proceso de Optimización Ev aluación Económica 1.0
25%
0.9 0.8
20%
0.7 0.6
15% TIR
VAN: Millón US$
VAN
MWh Miles US$ US$/MWh Miles US$
Cogeneración con Gas Natural
Gases Calientes 13,463 MWh
Negocio Total Flujo Compra
MWh
MWh
0.5 0.4
10%
0.3 0.2
5%
0.1 0.0 300
500
700
900
0% 1100
Tamaño: kW VAN
Residual
TIR
35
Resumen del Caso
Hospital Rebagliati VAN en Miles de US$ Ahorro 700
Ahorro 858 Cogeneración I + O&M 1627
Sustitución Del Residual Por GN 4246
Actual 4946
Cogeneración Energía 2461
Generación Distribuida 2003: Inversión en Turbinas de Gas 10000
Costo (US$ / kW)
y = 1,143.75 x-0.50
1000
100 0.1
1.0
10.0
100.0
Capacidad (MW ) Nominal
Corregido
Línea-C
Linea-N
Fuente: Gas Turbine World 2003
36
Generación Distribuida Economía del Ciclo Simple 70
Costo Medio: US$ / MWh
60 50
MT2 = 47
40
30
20 10
0 0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
Capacidad: MW Fijo
Variable
Total
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.
37
IMPACTO EN EL SECTOR TRANSPORTE Consumo Nacional de Diesel por Sectores 100%
Evolución del Consumo de energía Participación
80%
60%
40%
20%
20 00
19 98
19 96
19 94
19 92
19 90
19 88
Años
100%
80%
RESIDENCIAL Y COMERCIAL
PÚBLICO
TRANSPORTE
AGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIA
PESCA
MINERO METALÚRGICO
INDUSTRIAL
OTROS
Sector Transporte: Consumo de Energía 60%
100% 40%
80% 20%
0% 1 970
1 975
1 980
1 985
1 990
1 995
2 000
Años Carbón
Biomasa
GLP
Gasolina
Kerosene
Diesel
Residual
Electricidad
Otros
Consumo: TJ
Consumo: TJ
19 86
19 82
19 84
19 80
19 78
19 76
19 74
19 70
19 72
0%
Consumo Total de Energía
60%
40%
20%
0% 1 970
1 975
1 980
1 985
1 990
1 995
2 000
Años GLP
Gasolina
Kerosene
Diesel
Residual
Competitividad del GNC
Relación de Precio: GNV / Gasolina 0% Argentina
20%
40%
60%
80%
25%
69% 38% 28%
Rusia 63% 61%
Japón 45% 39% 35%
80%
100%
35% 71%
74%
USA
Ucrania
Canadá
Perú
60%
63%
India
Rusia
Alemania
40%
Brasil
USA India
20%
Italia
41%
Brasil
Chile
0% Argentina
58%
Italia
Ucrania
Relación de Precio: GNV / Diesel 100%
42% 46% 64%
Canadá
84%
Japón Alemania
55% 65%
Chile Perú
50%
38
Anexo 1 Manejo del Crédito ¿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.
• 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
Pago Variable de una Deuda Deuda = 1000 Soles Tasa (i) = 2% mensual Periodo (n) = 24 meses Amortización = Deuda / Periodo (n) Amortización = 41.67 Soles Pago = Amortización + Intereses
Funcionamiento del Pago de una Deuda Saldo = Deuda - Pago Interes = Saldo x tasa (i) Deuda = Saldo anterior
61.67 = 41.67 + 20
Al final del periodo, el saldo de la deuda es cero
Mes 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Deuda 1,000.00 1,020.00 977.50 935.00 892.50 850.00 807.50 765.00 722.50 680.00 637.50 595.00 552.50 510.00 467.50 425.00 382.50 340.00 297.50 255.00 212.50 170.00 127.50 85.00 42.50
Pago 0.00 61.67 60.83 60.00 59.17 58.33 57.50 56.67 55.83 55.00 54.17 53.33 52.50 51.67 50.83 50.00 49.17 48.33 47.50 46.67 45.83 45.00 44.17 43.33 42.50
Saldo 1,000.00 958.33 916.67 875.00 833.33 791.67 750.00 708.33 666.67 625.00 583.33 541.67 500.00 458.33 416.67 375.00 333.33 291.67 250.00 208.33 166.67 125.00 83.33 41.67 0.00
Interes 20.00 19.17 18.33 17.50 16.67 15.83 15.00 14.17 13.33 12.50 11.67 10.83 10.00 9.17 8.33 7.50 6.67 5.83 5.00 4.17 3.33 2.50 1.67 0.83 0.00
39
Ejemplo de Pago Variable Pago de la Deuda en Forma Variable 1,200 1,000
Soles
800 600 400 200
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0
Meses Deuda
Pago
Ejemplo de Pago Constante
Pago Constante de una Deuda Deuda = 1000 Tasa (i) = 2% Periodo (n) = 24 FPA = 0.05287 Pago = Deuda x FPA Pago = 52.87
Soles mensual meses
Soles
FPA = Factor de Pago Amortizado Tasa (i) = Tasa de interes Periodo (n) = Número de periodos
FPA =
i × (1 + i ) n (1 + i ) n − 1
Funcionamiento del Pago de una Deuda Saldo = Deuda - Pago Interes = Saldo x tasa (i) Deuda = Saldo anterior
Mes 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Deuda 1,000.00 1,020.00 986.47 952.27 917.39 881.81 845.52 808.50 770.74 732.23 692.94 652.87 612.00 570.31 527.79 484.42 440.18 395.05 349.02 302.08 254.19 205.35 155.52 104.71 52.87
Pago 0.00 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87 52.87
Saldo 1,000.00 967.13 933.60 899.40 864.52 828.94 792.65 755.63 717.87 679.35 640.07 600.00 559.13 517.44 474.92 431.55 387.31 342.18 296.15 249.21 201.32 152.47 102.65 51.83 0.00
Interes 20.00 19.34 18.67 17.99 17.29 16.58 15.85 15.11 14.36 13.59 12.80 12.00 11.18 10.35 9.50 8.63 7.75 6.84 5.92 4.98 4.03 3.05 2.05 1.04 0.00
40
Ejemplo de Pago Constante
Pago de la Deuda en Forma Constante 1,200 1,000
Soles
800 600 400 200
22
24
22
24
20
18
16
14
12
10
8
6
4
0
2
0
Meses Deuda
Pago
Comparación en las Formas de Pago Comparación entre Pago Variable vs Constante 70 60
40 30 20 10
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0 0
Soles
50
Meses Constante
Variable
41
Anexo 2 Economía del GN Residencial Uso residencial
Red domiciliaria
Cortesía de :
42
Comparación de opciones energéticas Usuario Residencial
50
39,9
US$/GJoule
40
30
20,8
20
10
22,5
8,3
0
Gas Natural
Kerosene
GLP
Electricidad
Consumidor Residencial Situación con GLP Consumo
Precio con IGV
Costo
Situación con GN 2.0 Balones / mes 20 Kg / mes 1.058 GJ / mes 35.60 3.56 67.32 20.61
Soles / Balón Soles / Kg Soles / GJ US$ / GJ
71.2 Soles / mes
Consumo
28.4 m3 / mes 1.058 GJ / mes
Precio con IGV
1.015 Soles / m3 27.230 Soles / GJ 8.33 US$ / GJ
Costo 100%
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$.
28.81 Soles / mes
40%
Inversión Adicional para Usar GN Acometida Red Interna Conversión Total sin IGV IGV Total con IGV
US$ 133.00 100.00 7.00 240.00 45.60 285.60
55% 42% 3%
Tipo de Cambio
3.267
Soles / US$
Total con IGV
933.06
Soles
Los valores mostrados son estimados
43
Residencial: Pago de la Inversión
Financiamiento de la Conversión Deuda = Tasa = Pago = Periodo =
933.06 2% 100% 30
Soles mensual Ahorro meses
Costo por Consumo GLP GN
Mes 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36
71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20
28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81
Ahorro
42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39
Deuda por Conversión 933.06 951.72 927.52 902.83 877.65 851.97 825.77 799.05 771.80 744.00 715.64 686.72 657.22 627.13 596.43 565.13 533.19 500.62 467.40 433.51 398.95 363.69 327.73 291.05 253.63 215.47 176.54 136.84 96.34 55.03 12.90 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Pago
Saldo
Interes
0 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 12.90 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
933.06 909.33 885.13 860.44 835.26 809.58 783.38 756.66 729.41 701.61 673.25 644.33 614.83 584.74 554.05 522.74 490.81 458.23 425.01 391.12 356.56 321.30 285.34 248.66 211.24 173.08 134.15 94.45 53.95 12.64 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
18.66 18.19 17.70 17.21 16.71 16.19 15.67 15.13 14.59 14.03 13.47 12.89 12.30 11.69 11.08 10.45 9.82 9.16 8.50 7.82 7.13 6.43 5.71 4.97 4.22 3.46 2.68 1.89 1.08 0.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Residencial: Pago de la Inversión
Financiamiento de la Conversión Deuda = 933.06 Tasa (i) = 2% Periodo (n) = 30 FPA = 0.04465 Pago = Deuda x FPA Pago = 41.66 39.37 12.05
Soles mensual meses
Soles Soles / GJ US$ / GJ
FPA = Factor de Pago Amortizado
FPA =
i × (1 + i ) n (1 + i ) n − 1
Funcionamiento del Pago de una Deuda Saldo = Deuda - Pago Interes = Saldo x tasa (i) Deuda = Saldo anterior
Mes 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36
Costo por Consumo GLP GN 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20 71.20
28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81 28.81
Ahorro
42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39 42.39
Deuda por Conversión 933.06 951.72 928.26 904.33 879.92 855.02 829.63 803.73 777.31 750.36 722.88 694.84 666.24 637.07 607.32 576.97 546.02 514.44 482.24 449.39 415.88 381.71 346.85 311.29 275.02 238.03 200.29 161.81 122.55 82.50 41.66 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Pago
Saldo
Interes
0 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 41.66 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
933.06 910.06 886.60 862.67 838.26 813.36 787.97 762.07 735.65 708.70 681.21 653.18 624.58 595.41 565.66 535.31 504.36 472.78 440.58 407.73 374.22 340.05 305.19 269.63 233.36 196.37 158.63 120.15 80.89 40.84 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
18.66 18.20 17.73 17.25 16.77 16.27 15.76 15.24 14.71 14.17 13.62 13.06 12.49 11.91 11.31 10.71 10.09 9.46 8.81 8.15 7.48 6.80 6.10 5.39 4.67 3.93 3.17 2.40 1.62 0.82 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
44
Residencial: Pago de la Inversión Comparación de Costos T otales: GLP vs GN 2000 1800 1600 1400 Soles
1200 1000 800 600 400 200
36
34
32
30
26
28
24
22
18
20
16
12
14
10
6
8
2
4
0
0
Meses GLP
GN
Residencial: Resumen Econom ía del Uso Residencial 25
GLP
20
US$ / GJ
15
10
GN 5
0 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
45
Residencial: Resumen Econom ía del Uso Residencial
GLP
100%
80%
60%
GN
40%
20%
0% 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
Anexo 3 Precio del Combustible para Vehículos San Borja 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.
46
Precio de Combustibles San Borja: 17-02-2005 Precio de Combustibles Con IGV 200 173,6
180
166,3
160
148,5 132,1
140 US$ / Bl
A simple vista es más barato, pero… Esta bien hecha la comparación
117,8
120 100
89,8
80 60 40 20 0 GLP
Gasolinas Gasolinas Gasolinas Gasolinas 97 95 90 84
Diesel
Valor en Grifos
PCS de Combustibles Poder Calorífico Superior de Combustibles 6
5,437 4,906
5
GJ / Bl
4
41%
28%
3,844
3 2 1 0 GLP
Gasolinas
Diesel
Al tener el GLP menos energía por unidad de volumen que el Diesel 2… Se requiere más volumen para el mismo requerimiento energético.
47
Precio de Combustibles San Borja: 17-02-2005 Precio de Combustibles Con IGV 40 35,4 35
33,9 30,3
US$ / GJ
30 25
26,9 23,4
21,7
20 15 10 5 0 GLP
Gasolinas Gasolinas Gasolinas Gasolinas 97 95 90 84
Diesel
Promedio del valor en Grifos
Precio de Combustibles San Borja: 17-02-2005 Precio de Combustibles Sin IGV 35 29,7
30
28,5 25,4
US$ / GJ
25 20
22,6 19,6
18,2
15 10 5 0 GLP
Gasolinas Gasolinas Gasolinas Gasolinas 97 95 90 84
Diesel
Promedio del valor en Grifos
48
Anexo 4 Economía del GNV (Gas Natural Vehicular) Cadena del GNV
El GN fluye en esta dirección
El Dinero fluye en esta dirección
Instalación en Autos
49
Instalación en Buses
Consumidor Vehicular Performance de Vehiculos en Argentina
Marca Modelo Ford Focus VW Golf Renault Megane Fiat Palio Peugeot 306 Honda Civic Promedio 1 Gl =
Consumo por 100 Km Gasolina Gas Natural Litros m3 10.70 9.47 10.90 9.65 10.90 9.65 9.00 7.96 10.20 9.03 10.10 8.94 10.30 9.12
Consumo Específico Gasolina Gas Natural km / Gl km / m3 35.4 10.6 34.7 10.4 34.7 10.4 42.1 12.6 37.1 11.1 37.5 11.2 36.7 11.0
3.785 Litros
Fuente: Prensa Vehicular
50
Consumidor Vehicular Economía del GNV versus la Gasolina Gasolina Consumo Específico Tanque / Cilindro Autonomía
Gas Natural
36.7 km / Gl 12 Gl 440 km
11.0 km / m3 19 m3 209 km
Recorrido Consumo Combustible 24 días por mes
150 km / día 4.09 Gl / día 98.16 Gl / mes
150 km / día 13.64 m3 / día 327.36 m3 / mes
Precio del Combustible
11.55 Soles / Gln 98.88 Soles / GJ 30.27 US$ / GJ
0.99 Soles / m3 26.69 Soles / GJ 8.17 US$ / GJ
Costo Diario
47.24 Soles / día 14.46 US$ / día
13.56 Soles / día 4.15 US$ / día
29% Costo Mensual
1,133.75 Soles / mes 347.03 US$ / mes
Poder Calorífico Un Barril = TC =
4.906 GJ / Barril
¿Cómo se determina el Precio del GNV?
325.48 Soles / mes 99.63 US$ / mes 37.257 GJ / mil m3
42 Gln 3.267 Soles / US$
Consumidor Vehicular: Conversión
Inversión en la Conversión
Financiamiento Periodo de Recuperación
800.00 US$ 2,613.60 Soles 2% mensual 4 meses
¿Cómo se determina el periodo de Recuperación?
51
Consumidor Vehicular: Financiamiento Financiamiento de la Conversión Deuda Tasa Pago Periodo
Mes 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
= = = =
2613.60 2% 100% 4
Soles mensual Ahorro meses
Costo por Consumo Gasolina GNV
Ahorro
1,133.75 1,133.75 1,133.75 1,133.75 1,133.75 1,133.75 1,133.75 1,133.75 1,133.75 1,133.75 1,133.75 1,133.75
808.27 808.27 808.27 808.27 808.27 808.27 808.27 808.27 808.27 808.27 808.27 808.27
325.48 325.48 325.48 325.48 325.48 325.48 325.48 325.48 325.48 325.48 325.48 325.48
Deuda por Conversión 2,613.60 2,665.87 1,894.75 1,108.21 305.94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Pago
Saldo
Interes
0.00 808.27 808.27 808.27 305.94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
2,613.60 1,857.60 1,086.48 299.94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
52.27 37.15 21.73 6.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Consumidor Vehicular: Recuperación Comparación de Costos T otales: Gasolina vs GNV 14000 12000
Soles
10000 8000 6000 4000 2000 0 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Meses
Periodo de Recuperación
Gasolina
GN V
52
Estación de Servicio a GNV Economía de la Estación de Servicio Venta de Gas Natural Comprimido Número de Vehículos Consumo por Vehículo Consumo Total
500 327 m3 / mes 163,680 m3 / mes
Compra de Gas Natural Precios del Gas Natural en Lima Pozo Transporte RP Distribución RP Otras Redes de Distribución MC MD
1.80 US$ / millón BTU 40.9121 US$ / mil m3 6.3375 US$ / mil m3 0.0870 US$ / (m3/día)-mes 11.5000 US$ / mil m3
Parámetros de Cálculo Tipo de Cambio = 1 Millón de BTU = 1 m3 = 1 m3 =
3.267 1.0550 35.3147 0.0373
Soles / US$ GJ pie3 GJ
Estación de Servicio a GNV
Son equivalentes 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
6098 = 163680 / 26,84 33991.66 = 5.57 x 6098
Equivalente a 163680 m3
53
Estación de Servicio a GNV
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
54
Estación de Servicio a GNV
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 Margen de la E/S, que es libre…
Estación de Servicio a GNV Costo de la Estación de Servicio (con IGV) Inversión O&M
290,000 US$ 17,000 US$ / mes
Costo Mensualizado de la Estación (con IGV) Inversión O&M Total
8,343 US$ / mes 17,000 US$ / mes 25,343 US$ / mes
¿Cómo se mensualiza la inversión?
55
Estación de Servicio a GNV Pago de la Estación de Servicio Deuda = 290,000 US$ Tasa (i) = 2% mensual Periodo (n) = 60 meses FPA = 0.02877 Pago = Deuda x FPA Pago = 8,343 US$ / mes FPA = Factor de Pago Amortizado Tasa (i) = Tasa de interes Periodo (n) = Número de periodos
FPA =
i × (1 + i ) n (1 + i ) n − 1
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 350,000 300,000 250,000
150,000 100,000 50,000
60
57
54
51
48
45
42
39
36
33
30
27
24
21
18
15
9
12
6
3
0 0
US$
200,000
Meses
Deuda
Pago
56
Estación de Servicio a GNV Margen de la Estación de Servicio (con IGV) Costo Venta Margen
25,343 163,680 154.8 505.7
US$ / mes m3 / mes US$ / mil m3 S/. / mil m3
Precio de Venta del Gas Natural Comprimido en la Estación S/. / m3 0.489 0.506 0.994
Compra Margen Total
S/. / GJ 13.112 13.574 26.686
US$ / GJ 4.014 4.155 8.168
49% 51% 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.
Econom ía de l GNV 35 30
20 15 10 5
23
21
19
17
15
13
11
9
7
5
3
0
1
US$ / GJ
25
Meses C ompra GN
Margen E/S
Ahorro
C onversión
57
Econom ía de l GNV 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10%
23
21
19
17
15
13
11
9
7
5
3
1
0%
Meses C ompra GN
Margen E/S
Ahorro
C onversión
Conclusión del GNV •
• • •
El periodo de recuperación de la inversión depende del costo del financiamiento, 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.
58