CAMISEA: IMPACTO EN EL SECTOR ENERGÉTICO

CAMISEA: IMPACTO EN EL SECTOR ENERGÉTICO

Ing. Luis Espinoza Quiñones

Noviembre – 2000

INDICE

INTRODUCCIÓN------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 4

ANTECEDENTES ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 4

EL YACIMIENTO----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 6

¿CUÁL ES LA COMPOSICIÓN DEL RESERVORIO DE CAMISEA? ------------------------------------------------------------6¿CUÁL ES LA MAGNITUD DEL RESERVORIO DE CAMISEA? ----------------------------------------------------------------7¿QUÉ SIGNIFICA LA ENERGÍA ALMACENADA EN CAMISEA? ---------------------------------------------------------------8¿CUÁL SERÍA EL TIEMPO DE VIDA DE CAMISEA CONSIDERANDO SÓLO EL SECTOR ELÉCTRICO Y EL SECTORINDUSTRIAL? ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 13

VALOR DEL YACIMIENTO --------------------------------------------------------------------------------------------15

¿CUÁL ES EL VALOR DEL RESERVORIO DE CAMISEA? ------------------------------------------------------------------- 15

EL GASODUCTO-----------------------------------------------------------------------------------------------------------23

¿CUÁL ES LA MAGNITUD RELATIVA DEL GASODUCTO CAMISEA – LIMA? -------------------------------------------- 23¿CUÁL ES LA COMPARACIÓN RELATIVA DEL GASODUCTO CAMISEA – LIMA CON OTROS GASODUCTOS DE LAREGIÓN? ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 24

SISTEMA DE PRECIOS DEL GAS NATURAL ---------------------------------------------------------------------27

DIAGNÓSTICO DEL MERCADO ----------------------------------------------------------------------------------------------- 27¿CÓMO SE DEFINIRÍA EL PRECIO SI SÓLO EXISTIERA UN PRODUCTOR PREDOMINANTE? --------------------------- 29¿CUÁL SERÍA EL PRECIO EN CASO DE EXISTIR UN MERCADO? ---------------------------------------------------------- 31

IMPACTO DE CAMISEA EN EL SECTOR INDUSTRIAL-------------------------------------------------------35

IMPACTO DE CAMISEA EN EL SECTOR ELECTRICO -------------------------------------------------------37

¿CUÁL ES EL DIAGNÓSTICO DEL SECTOR ELÉCTRICO?------------------------------------------------------------------- 37¿QUÉ SE ESPERA DE CAMISEA?---------------------------------------------------------------------------------------------- 40¿CUÁL SERÍA EL PRECIO DEL GAS NATURAL PARA SER COMPETITIVO A LARGO PLAZO? -------------------------- 44¿CUÁLES SON LOS PRECIOS DE COMPETENCIA EN EL CORTO PLAZO? ------------------------------------------------- 46¿CÓMO SE DETERMINA LOS COSTOS DE PRODUCCIÓN DE LAS DIVERSAS TECNOLOGÍAS EMPLEADAS PARAGENERAR ELECTRICIDAD?---------------------------------------------------------------------------------------------------- 50

Ciclo Combinado a Gas Natural ------------------------------------------------------------------------------------51Ciclo Simple a Gas Natural ------------------------------------------------------------------------------------------53Turbina a Vapor operando con Carbón ----------------------------------------------------------------------------54Motor Diesel operando con Residual N°6--------------------------------------------------------------------------55Motor Diesel operando con Diesel N°2-----------------------------------------------------------------------------56Turbina de Gas operando con Diesel N°2--------------------------------------------------------------------------57

¿CÓMO IMPACTA CAMISEA EN EL DESARROLLO DEL SECTOR ELÉCTRICO Y EN LOS COSTOS DE LA ENERGÍA?- 58Caso 1: Sin Gas Natural ni Carbón ---------------------------------------------------------------------------------58Caso 2: Sin Gas Natural, pero Con Carbón -----------------------------------------------------------------------60Caso 3: Con Gas Natural y Carbón---------------------------------------------------------------------------------62Resumen-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------64Comparación de los Valores Optimos con los Valores Históricos ----------------------------------------------64¿Cuál podría ser el valor de oportunidad de las centrales eléctricas con los precios fijados por la CTE?---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------67

¿CUÁL ES EL IMPACTO EN LOS COSTOS MARGINALES DE CORTO Y LARGO PLAZO? -------------------------------- 67Escenario Sin Gas Natural -------------------------------------------------------------------------------------------68Escenario Con Gas Natural ------------------------------------------------------------------------------------------69Comparación de Escenarios -----------------------------------------------------------------------------------------71

IMPACTO DE CAMISEA EN EL SECTOR TRANSPORTE -----------------------------------------------------72

¿QUÉ SIGNIFICA CAMISEA PARA EL SECTOR TRANSPORTE DEL PERÚ?------------------------------------------------ 72¿CUÁL SERÍA EL PRECIO DEL GNC EN UNA ESTACIÓN DE SERVICIO? ------------------------------------------------- 74

Ing. Luis Espinoza Quiñones Noviembre - 2000

CAMISEA: IMPACTO EN EL SECTOR ENERGÉTICO Página: 3

¿CÓMO SE ENCUENTRA EL GAS NATURAL CON RESPECTO A LOS OTROS ENERGÉTICOS?--------------------------- 77¿CUÁL ES LA RENTABILIDAD DE UTILIZAR EL GNC EN EL SECTOR TRANSPORTE?----------------------------------- 77¿CUÁL ES LA ECONOMÍA DE USAR GLP EN LUGAR DE GASOLINA? ---------------------------------------------------- 79¿QUÉ OPCIONES DE USO DEL GAS NATURAL PARA EL SECTOR TRANSPORTE EXISTEN Y CUAL SERÍA SU IMPACTO?----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 80¿CUÁLES SON LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UTILIZAR EL GNC EN EL TRANSPORTE?----------------------- 81

IMPACTO DE CAMISEA EN EL SECTOR RESIDENCIAL-----------------------------------------------------83

¿QUÉ SIGNIFICA CAMISEA EN EL SECTOR RESIDENCIAL? --------------------------------------------------------------- 83¿CUÁL ES LA COMPARACIÓN ECONÓMICA DE LAS DIVERSAS FUENTES ENERGÉTICAS? ----------------------------- 85¿CUÁL ES EL AHORRO DE USAR LA ELECTRICIDAD (OPCIÓN BT2) EN LUGAR DEL GLP EN LAS RESIDENCIAS? - 91¿QUÉ OPCIONES DE USO DEL GAS NATURAL PARA EL USUARIO RESIDENCIAL EXISTEN Y CUAL SERÍA SUIMPACTO?----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 93

PRECIOS Y TARIFAS DEL GAS NATURAL------------------------------------------------------------------------95

CONCLUSIONES-----------------------------------------------------------------------------------------------------------99

GLOSARIO DE TÉRMINOS------------------------------------------------------------------------------------------- 101



CAMISEA: IMPACTO EN EL SECTOR ENERGÉTICO

INTRODUCCIÓN

El presente documento tiene por objeto mostrar al lector la importancia de Camiseapara el Perú por el lado del Sector Energético, tratando de generar la discusiónsobre aspectos técnicos no tratados comúnmente tales como: el tamaño,composición y valor del yacimiento, la formación de los precios y la regla delmercado, los impactos tarifarios en los sectores eléctrico, transporte y residencial.

El autor desea poner énfasis a los procedimientos de análisis seguidos y no tanto alvalor obtenido, ya que estos pueden ir cambiando a lo largo del tiempo. Esresponsabilidad del autor todos los cuadros, figuras, resultados y conclusiones, lascuales se basan en información lo más precisa posible.

Después de leer este documento el lector tal vez comparta la conclusión del autor,en el sentido que, los ingresos de Camisea dependen más de los Condensados quedel Gas Natural, por consiguiente, es más sensible al precio de los condensadosque al gas natural. Queda la sensación que, los medios de información y el públicoen general han privilegiado más la información referida al gas natural y se hanolvidado de los condensados, debido tal vez a que los impactos que genera el gasnatural son más espectaculares (construcción de ductos y redes, creación denuevas formas de industria, etc.).

Para el País, el desarrollo del gas natural es importante no sólo por los ingresos quegenera sino por las posibilidades de desarrollo que una nueva industria traeríaconsigo. Tengo la esperanza de ver en nuestro País, nuevas industrias que generenvalor agregado y proporcionen trabajo, mediante el uso del gas natural.

ANTECEDENTES

El miércoles 16 de febrero del año 2000 se adjudico la Etapa de Producción delProyecto Camisea al Consorcio “Pluspetrol – Hunt – SK”, quien ofreció unporcentaje de regalías igual al 37.24%, superando a la oferta del consorcio “Elf –Total – Fina” de Francia por un pequeño margen (porcentaje de Regalías igual a35.05%).

Luego de 8 meses, el 20 de octubre del mismo año el CECAM otorgo el desarrollodel proyecto de Transporte y Distribución al consorcio formado por Techint deArgentina (30%), Sonatrach de Argelia (10%), Graña y Montero (12%) y el restante48% en manos del consorcio que operará el campo, los cuales ofertaron un montobase de 1,449 millones de US$.



Transporte y Distribución

Millón US$ ParticipaciónTransporte de Condensados 401.373 27.7%Transporte de Gas Natural 956.340 66.0%

Distribución de Gas Natural 91.287 6.3%Total 1,449.000 100.0%

Como se recordará, el Proyecto Camisea fue abandonado por el consorcio“Shell/Mobil” en julio de 1998, después de 10 meses (mayo de 1999), el gobierno através del Comité Especial de Alto Nivel de Camisea y el Ministerio de Energía yMinas, definió la estructura para el desarrollo del Proyecto, estableciéndose laseparación del mismo en una Etapa de Producción y Otra de Transporte yDistribución (T&D). En mayo de 1999 se creo el Comité Especial del ProyectoCamisea (CECAM) quien tuvo el objetivo de licitar las dos etapas del proyecto deacuerdo al cronograma establecido.

La Etapa de Producción consiste en el desarrollo de los campos de gas natural deCamisea y la separación de los mismos en el sitio (Planta de Separación) paratransportar el gas natural seco hacia la costa mediante el Gasoducto Camisea –Pampa Río Seco y distribuirlo en Lima y otras ciudades de la costa medianteconcesionarios de Distribución. Los líquidos o condensados del gas natural(principalmente propano, butano y gasolina natural) obtenidos en Camisea serántransportados mediante un poliducto (ducto para líquidos) hasta Pampa Río Seco,lugar donde probablemente se instalaría la Planta de Fraccionamiento delProductor.

La Etapa de Transporte consiste en la construcción y operación de dos ductos: Unopara gas natural y otro para los líquidos. El ducto de gas natural se divide en unaparte denominada Transporte (desde Camisea hasta Pampa Río Seco, a la alturade Santa María del Mar en Lima) y otra denominada Distribución (desde el “CityGate” ubicado en Pampa Río Seco hasta la ciudad de Lima). El ducto de líquidosparte de Camisea y llega a la planta de fraccionamiento (Pampa Río Seco).

El Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM) definió como variable deadjudicación de la Etapa de Producción el Porcentaje de Regalías, el cual se aplicapor igual a la venta valorizada de gas y líquidos en Camisea. El ganador delconcurso sería aquel que ofertara el mayor Porcentaje de Regalía, sujeto a unmínimo de 10%.

De igual forma el CECAM definió como variable de adjudicación de la Etapa deTransporte – Distribución, el Costo del Servicio, el cual incluye todos los costos deinversión, operación y mantenimiento de los ductos (gasoductos y poliductos) en elperiodo de concesión (30 años de operación). El ganador del concurso sería aquelque oferte el menor Costo del Servicio lo cual se traducirá en una menor tarifa.

La importancia de la licitación efectuada para el otorgamiento de los campos deCamisea radica en la cercanía de ambas propuestas (entre 35% y 37%), lo queexpresa para tranquilidad de muchos que a los ojos de los inversionistas (franceses,argentinos, americanos y coreanos) el yacimiento tiene un valor tal que sustenta unnivel de pago al Estado superior al 37% de lo vendido (valorizado en Camisea).



El consorcio ganador del campo esta conformado en un 40% por Pluspetrol deArgentina, otro 40% a favor de Hunt Oil de Estados Unidos y el restante 20% enmanos de SK de Korea. El plazo de ejecución de la etapa de construcción ypruebas, es decir, desde la firma del contrato (programado para diciembre del 2000)hasta la puesta en operación comercial del yacimiento esta fijado en 44 meses(periodo máximo).

Las reservas probadas de gas natural en Camisea están alrededor de 13 trillonesamericanos (millar de millar de millón) de pies cúbicos, lo cual equivale en elSistema Internacional de Unidades (SIU) a 13 Tera1 Pies Cúbicos (TPC).

Es necesario precisar que de acuerdo a la Ley y Reglamentos vigentes, el Rol de laComisión de Tarifas de Energía (CTE) en el Proyecto Camisea se enmarcaúnicamente en la Regulación de las Tarifas de Transporte y Distribución de GasNatural por ductos y el Transporte de Líquidos por ductos.

EL YACIMIENTO

¿Cuál es la Composición del Reservorio de Camisea?

De acuerdo con los estudios de composición de los reservorios efectuados porShell2, los yacimientos de Camisea presentan una composición de 82.8% deMetano (CH4), 8.65% de Etano (C2H6), 3.19% de Propano (C3H8), 1.38% de Butano(C4H10), 3.02% de Gasolina Natural y el restante 0.96% de Gases Inertes (Nitrógeno+ Anhídrido Carbónico).

CAMISEA - Composición de los Reservorios

San Martín Cashiriari TotalNia Vivian Nia

Reservas Tera PC 3.1 3.6 5.5 12.2Participación 25.4% 29.5% 45.1% 100.0%

ComposiciónNitrogeno 0.55 0.99 0.73 0.76Anhidrido Carbónico 0.18 0.10 0.27 0.20Metano 80.59 83.89 83.34 82.80Etano 9.80 8.07 8.39 8.65Propano 3.80 2.95 3.00 3.19Butano 1.70 1.26 1.28 1.38Gasolina Natural 3.38 2.74 2.99 3.02Total 100.00 100.00 100.00 100.00

En el mismo estudio se señala que las reservas de Camisea (conformada por losreservorios San Martín, Cashiriari y Mipaya) para una probabilidad media equivalena 13.7 TPC. Sin embargo, en las simulaciones efectuadas en dicha oportunidad se

1 La palabra Tera es el prefijo del SIU que equivale a 10 elevado a la potencia doce = 10^12, es decir,millón de millón y por lo tanto billón de unidades en el lenguaje español.

2 PERU – Camisea Feasibility Study – May 1995 – Table 5.3.2.



tomo como valor de las reservas 12.2 TPC, el cual se obtiene no incluyendo losvolúmenes almacenados en Mipaya ni en la capa “Noipatsite” de los otrosreservorios.

El poder calorífico del gas natural almacenado en Camisea se obtiene ponderandola composición por los poderes caloríficos de cada uno de los componentes. Así seobtiene un poder calorífico medio de 1,251 BTU/PC (Gas Natural Húmedo).

CAMISEA - Parámetros de los Gases

Gravedad Peso Poder IndiceEspecífica Específico Calorífico Wobbe

Componentes (Aire=1) Lb/PC BTU/PC BTU/LB BTU/PC0.07657 (15°C - 1atm) (15°C - 1atm) (15°C - 1atm)Lb/PC

Nitrogeno 0.9670 0.07404 0 0 0.0Anhidrido Carbónico 1.5190 0.11631 0 0 0.0Metano 0.5537 0.04240 1,000 23,585 42.5Etano 1.0379 0.07947 1,730 21,769 40.8Propano 1.5220 0.11654 2,506 21,500 40.6Butano 2.0061 0.15361 3,247 21,140 40.2Gasolina Natural 3.1801 0.24350 4,909 20,160 39.3Total 0.7308 0.05596 1,251 22,347 41.4

¿Cuál es la magnitud del Reservorio de Camisea?

Si consideramos que las reservas de Camisea equivalen a 13 TPC, entonces, lacantidad almacenada de Metano sería de 10.764 TPC, de Etano 1.125 TPC, dePropano 0.415 TPC, de Butano 0.180 TPC, de Gasolina Natural 0.392 TPC y losgases inertes (N2 + CO2) 0.124 TPC. Por lo tanto, el volumen útil es igual a 12.876TPC.

El gas natural de Camisea (gas húmedo con alto contenido de condensados) tieneun poder calorífico de 1251 BTU por cada pie cúbico (BTU/PC), lo que quiere decirque la energía total contenida en el reservorio es de 16257 Tera BTU (equivalente a16.257 Peta3 BTU). Como un kilo Watt hora (kWh) equivale a 3412 BTU, entoncesla energía total contenida en Camisea es igual a 4764 Tera Watt hora (TWh).

3 La palabra Peta es el prefijo del SIU que equivale a 10 elevado a la potencia quince = 10^15. En elGlosario de Términos se muestra una tabla con los Prefijos del SIU.



CAMISEA - Potencial de las Reservas

Reservas 13.00 Tera PC

Volúmen Energía Masa Poder CaloríficoGiga PC Tera BTU Giga Libras BTU/Lb BTU/PC

Nitrogeno 98.9 0.76% 0.0 0.00% 7.3 1.01% 0 0Anhidrido Carbónico 25.6 0.20% 0.0 0.00% 3.0 0.41% 0 0Metano 10,764.5 82.80% 10,764.5 66.22% 456.4 62.74% 23,585 1,000Etano 1,125.0 8.65% 1,946.3 11.97% 89.4 12.29% 21,769 1,730Propano 414.5 3.19% 1,038.6 6.39% 48.3 6.64% 21,500 2,506Butano 179.5 1.38% 582.9 3.59% 27.6 3.79% 21,140 3,247Gasolina Natural 392.0 3.02% 1,924.3 11.84% 95.5 13.12% 20,160 4,909

Total 13,000.0 100.00% 16,256.5 100.00% 727.5 100.00% 22,347 1,251

Volúmen Energía Masa Poder CaloríficoGiga PC Tera BTU Giga Libras BTU/Lb BTU/PC

Metano+Etano 11,889.5 92.34% 12,710.7 78.19% 545.8 76.11% 23,287 1,069Propano+Butano 594.0 4.61% 1,621.5 9.97% 75.9 10.58% 21,369 2,730Gasolina Natural 392.0 3.04% 1,924.3 11.84% 95.5 13.31% 20,160 4,909

Total 12,875.5 100.00% 16,256.5 100.00% 717.1 100.00% 22,668 1,263

Si agrupamos los componentes del gas de Camisea según los nombrescomercialmente usados en nuestro medio, tendremos que la energía contenida enel Gas Natural Seco (Metano + Etano) equivale a 12711 TBTU (78%), en el GLP(Propano más Butano) 1622 TBTU (10%) y en la Gasolina Natural 1924 TBTU(12%).

CAMISEA - Potencial de las Reservas - Sistema Internacional de Unidades

1 m3 = 35.31467 PC1 BTU = 1.05506 KJ 1 MBTU = 1.05506 GJ

1 Kg = 2.20462 Lb

Volúmen Energía Masa Poder CaloríficoGiga m3 Peta J Giga Kg KJ/Kg KJ/m3

Metano+Etano 336.7 92.34% 13,410.6 78.19% 247.6 76.11% 54,167 39,833Propano+Butano 16.8 4.61% 1,710.8 9.97% 34.4 10.58% 49,705 101,707Gasolina Natural 11.1 3.04% 2,030.2 11.84% 43.3 13.31% 46,893 182,905

Total 364.6 100.00% 17,151.6 100.00% 325.3 100.00% 52,727 47,043

Los mismos componentes en el SIU serían: Gas Natural Seco = 13411 Peta Joule(PJ) = 3725 TWh; GLP = 1711 PJ = 475 TWh; Gasolina Natural = 2030 PJ = 564TWh (el total es igual a 4764 TWh).

¿Qué significa la energía almacenada en Camisea?

Otra forma de expresar la energía de Camisea es como Barriles Equivalentes dePetróleo (BEP). Por ejemplo, la energía almacenada en un BEP es igual a 5.806millones de BTU (MBTU4), es decir, la energía contenida en Camisea equivale a2800 millones de barriles equivalentes de petróleo.

4 En este documento los prefijos usados siempre corresponden al Sistema Internacional de Unidades(SIU)



CAMISEA - Equivalente Energético

Millón BEP TWhMetano+Etano 2,189 78.2% 3,725.2

Propano+Butano 279 10.0% 475.2Gasolina Natural 331 11.8% 564.0

Total 2,800 100.0% 4,764.3

Millón BEP TWhGas Natural 2,189 78.2% 3,725.2

Condensados 611 21.8% 1,039.2Total 2,800 100.0% 4,764.3

1 BEP = 5.806 MBTU1 BEP = 6.126 GJ1 TWh = 3.60 Peta J1 TWh = 3.412 Tera BTU

De los 2800 Millones de BEP, los condensados (líquidos del gas naturaldesagregados fundamentalmente en gasolina natural, propano y butano) equivalena 611 millones de BEP.

El poder calorífico medio de los condensados (48% gasolina natural, 35% propano y17% butano) es de 4.543 millones de BTU por barril. Para determinar la cantidad debarriles de cada uno de los componentes líquidos se divide la energía entre el podercalorífico del componente. Por ejemplo la cantidad de barriles de Propano es iguala 273.7 millones de barriles lo cual se obtiene de dividir los 1038.6 TBTU entre los3.795 MBTU/Barril (273.7 = 1038.6 / 3.795).

POTENCIAL ENERGÉTICO EN VOLUMEN

MBTU/Barril Millones Barriles Tera BTUPropano 3.795 273.7 1,039Butano 4.315 135.1 583Gasolina Natural 5.176 371.8 1,924

Total 4.543 780.5 3,546

GLP 3.967 408.8 1,622Condensados 4.543 780.5 3,546

De igual forma se obtiene los volúmenes de Butano (135.1 Millones de Barriles) yGasolina Natural (371.8 Millones de Barriles). El volumen total es igual a 780.55

millones de barriles. Se puede concluir que por cada millón de pie cúbico de gasnatural húmedo se puede extraer hasta 60 barriles de condensados (780.5 Mbl / 13TPC = 60.08 Bl/MPC).

Una vez extraído los condensados del gas natural húmedo se obtiene el gas naturalseco. Por lo tanto, la energía contenida en los 11.89 TPC de gas natural seco(Metano + Etano) es igual a la diferencia de la energía total menos la energíacontenida en los condensados, es decir, 12711 Tera BTU (16256.5 – 3545.8). Esto

5 Es importante mencionar que en muchos informes periodísticos se menciona la cantidad de 600Millones de Barriles de Condensados, tal vez esta cantidad se refiera a Barriles Equivalentes dePetróleo (BEP), tal como se calculo líneas arriba.



quiere decir que el poder calorífico del gas natural seco es igual a 1069 BTU por piecúbico (esto se obtiene dividendo los 12711 Tera BTU entre los 11.89 Tera PC).

78.2%

Gas Natural Húmedo13 Tera Pie Cúbico (TPC)

16257 Tera BTU

Gas Natural Seco11.89 Tera Pie Cúbico (TPC)

12711 Tera BTU

Condensados del Gas Natural781 Millones de Barriles

3546 Tera BTU

21.8%

En el caso de Camisea, se considera que el gas natural seco esta compuestobásicamente por Metano (CH4 = 90.5%) y Etano (C2H6 = 9.5%), siendo su usovariado en la industria, tanto como insumo para la creación de productos tales comoplásticos o fertilizantes, como fuente energética para la producción de calor yelectricidad. La recuperación del Etano depende del mercado y para fines de estedocumento se considera como parte del gas natural seco.

Si el gas natural seco se empleara como fuente energética, todos los 12711 TeraBTU no podrían ser utilizados, ya que la combustión del gas natural seco con eloxígeno (O2) origina como productos de la combustión anhídrido carbónico (CO2) yvapor de agua (H2O), siendo útil únicamente en los procesos térmicos el anhídridocarbónico.

Aproximadamente el 10% de la energía del gas natural seco es absorbida por laformación del vapor de agua quedando el restante 90% como utilizable.Normalmente el calor retenido en el vapor de agua queda reflejado en el PoderCalorífico Inferior (PCI) del gas natural seco6.

Por consiguiente, la energía utilizable del gas natural seco de Camisea como fuenteenergética equivale a 11440 Tera BTU.

6 Relación = Poder Calorífico Inferior (PCI) / Poder Calorífico Superior (PCS) = 90%.



10%

90%Gas Natural Seco

11.89 Tera Pie Cúbico (TPC)12711 Tera BTU

Energía Térmica Util11440 Tera BTU

Vapor de Agua (No Util)1271 Tera BTU

Los 11440 Tera BTU de energía térmica útil del gas natural seco de Camisea,pueden ser aprovechados en diversas máquinas térmicas, entre ellas, las turbinasde gas de ciclo simple ó los ciclos combinados (mezcla de turbina de gas másturbina de vapor). En la actualidad las turbinas de gas alcanzan un rendimientotérmico de 35%, mientras que los ciclos combinados un rendimiento de 55%.

Turbina de Gas

Turbina de V apor

CalderoRecuperador

deCalor

Si consideramos que el gas natural seco de Camisea se emplea únicamente en lageneración de electricidad basada en ciclos combinados, entonces, la energíaeléctrica producida con dicho gas sería: 11440 * 55% = 6292 Tera BTU. Tomandoen cuenta que un kWh equivale a 3412 BTU, se tiene que la energía eléctricaproducida es igual a 1844 Tera Watt Hora (6292 / 3.412).



45%

55%

Energía Térmica Util11440 Tera BTU

Energía Térmica Perdida5148 Tera BTU

Energía Eléctrica6292 Tera BTU

1844 Tera Watt Hora

Por si sola la cifra de energía eléctrica que podría producirse con Camisea no nosindica mucho si no efectuamos una comparación relativa. Por ejemplo, en el año1998 la producción total de energía del Perú (hidráulica y térmica) fue de 16774Giga Watt Hora (el prefijo Giga significa 10 elevado a la potencia de 9), o lo que esequivalente a 16.774 Tera Watt Hora (TWh). En ese mismo año la producción delComplejo Mantaro (central hidráulica Santiago Antúnez de Mayolo más Restitución)fue de 6424 GWh (38.3% de la energía producida en el Sistema Eléctrico) o 6.424TWh.

Por lo tanto, los 1844 TWh de Camisea comparado con la producción deelectricidad del año 1998 (16.774 TWh) equivale a una reserva de 110 años.Evidentemente esta cifra es muy alta y nos da un cierto respiro en materiaenergética, pero, hay que tener presente que, la demanda eléctrica esta enconstante crecimiento y que esta visión estática es muy superficial.

Otra forma de comparar Camisea es analizarla con la central eléctrica másrepresentativa del sistema (Complejo Mantaro). El Complejo Mantaro tiene unapotencia efectiva de 840 MW y una producción media anual de 6424 GWh, es decir,un factor de utilización de la capacidad de 87.3% (determinado como el cociente dela energía producida entre la energía máxima = 6424 / (8.760 * 840) ).

La energía producida por el Complejo Mantaro en el término de 50 años (vidaeconómica de los proyectos hidroeléctricos) asciende a 321.2 TWh (6.424 * 50), porconsiguiente, la energía eléctrica producida con Camisea (1844 TWh) equivale a5.74 veces la producción del Mantaro en 50 años. Esto quiere decir que si Camiseafuera equivalente a una central hidráulica como el Mantaro, su potencia efectivasería de 4822 MW (5.74 * 840 MW) y operaría por 50 años.



¿Cuál sería el tiempo de vida de Camisea considerando sólo elSector Eléctrico y el Sector Industrial?

El análisis dinámico del uso de Camisea en la generación eléctrica implica estimarel crecimiento futuro de la demanda eléctrica y determinar la fracción de energíaproducida sobre la base del gas natural. Por ejemplo, se estima que para el año2004 la máxima demanda del Sistema Interconectado Nacional (SIN) sea de 3520MW y la producción bruta de energía unos 22700 GWh (22.7 TWh). En dicho año,la producción media de energía con base hidráulica se estima en 16 TWh (enconsecuencia la generación térmica debería ser unos 6.7 TWh).

Por lo tanto, si la generación con el gas de Camisea es más económica que lageneración hidroeléctrica, es decir, el crecimiento del sistema (4% anual a partir del2005) se realiza a partir de centrales térmicas y, además, el 80% de dichocrecimiento es cubierto por unidades que usan el gas de Camisea (básicamenteciclos combinados), entonces el desarrollo de la generación para los próximos 50años sería como se muestra en la siguiente figura.

Proyección de la Oferta Eléctrica

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2004

2007

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

2052

Año

TWh

Hidro Térmico a Gas Otros Térmicos

Del mismo modo, si se considera una demanda inicial (año 2004) del sectorindustrial de 57.6 MPCD7 y un crecimiento de 6.7% los primeros 5 años, 3.9% lossiguientes 10 años y 3.4% el resto del periodo, entonces, se obtendría la curva deconsumo que se muestra en la figura anterior.

Los valores de consumo de gas en MPCD para el sector eléctrico y el sectorindustrial se muestran en el cuadro siguiente.

7 Millón de Píe Cúbico por Día.



CAMISEA : Demanda de Gas Natural

Millón PC/Día Tasa de Crecimiento AnualAño Eléctrico Industrial Total Eléctrico Industrial Total2,004 94.7 57.6 152.32,009 164.2 79.7 243.9 11.6% 6.7% 9.9%2,014 248.7 96.2 344.9 8.7% 3.8% 7.2%2,019 351.6 116.4 468.0 7.2% 3.9% 6.3%2,024 476.8 137.4 614.2 6.3% 3.4% 5.6%2,029 629.1 162.0 791.1 5.7% 3.4% 5.2%2,034 814.4 191.1 1,005.5 5.3% 3.4% 4.9%2,039 1,039.8 225.4 1,265.2 5.0% 3.4% 4.7%2,044 1,314.1 265.9 1,579.9 4.8% 3.4% 4.5%

En la siguiente figura se muestra el consumo acumulado de gas natural del sectoreléctrico e industrial, y a la vez se muestra como año por año se va consumiendolas reservas (al inicio la reserva es igual a 3725 TWh).

Demanda de Gas Natural

0

50

100

150

200

250

300

2,00

4

2,00

7

2,01

0

2,01

3

2,01

6

2,01

9

2,02

2

2,02

5

2,02

8

2,03

1

2,03

4

2,03

7

2,04

0

2,04

3

2,04

6

2,04

9

2,05

2

Años

Dem

anda

: TW

h

0

700

1,400

2,100

2,800

3,500

4,200

Res

erva

: TW

h

Sector Eléctrico Industrial Reservas Remanentes

Se aprecia que en el año 2046, la energía que se habría consumido desde Camiseasería de 3725 TWh, es decir, se habría utilizado las reservas en un periodo de 43años (2004 al 2046). En este escenario el sector eléctrico consume el 80% de lasreservas. Por otro lado, si la tasa de crecimiento del sector eléctrico es 5% en lugardel 4%, las reservas se consumirían en 38 años y el sector eléctrico consumiría83% de las reservas.

Consumo de Gas Natural Seco

Eléctrico80%

Industrial20%



La conclusión anterior muestra que el gas natural seco que contiene Camisea no esinfinito ni nos da una cobertura energética de 110 años como podría mostrar uncálculo superficial, lo real es que, la cobertura depende de la tasa de crecimiento delos consumos (en este caso se ha simulado con una tasa de crecimiento de 4%) yque en un escenario conservador dicha cobertura sería de 43 años.

VALOR DEL YACIMIENTO

¿Cuál es el Valor del Reservorio de Camisea?

Para determinar el valor de Camisea (sólo el reservorio sin incluir los transportes) serequiere estimar el precio de cada uno de los energéticos a ser obtenidos y laproyección de las ventas. Ninguna persona tiene una bola mágica que permita decir“este” es el precio y “estas” son las ventas. Por ello, para simplificar el análisis, seefectúa un pronóstico de precios y el desarrollo de escenarios de venta de líquidos yventa de gas natural.

En el caso de los líquidos se asume que el precio de los condensados en Camiseaes igual al precio de los productos en la Costa del Golfo de Estados Unidos(USGC). Por ejemplo, en el año 1999 el precio del Propano, Butano y la GasolinaNatural fueron 33.7, 38.9 y 42.7 centavos de dólar por galón (ctv. US$/Gal),respectivamente. De igual forma, el cuadro siguiente presenta la evolución delprecio de los condensados en los últimos 7 años (1994 a 2000).

PRECIOS DE COMBUSTIBLES(Precios en la Costa del Golfo de los Estados Unidos)

Unidad 1,994 1,995 1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 PromedioGas Natural US$/MBTU 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10Propano ctv.US$/Gal 30.0 31.9 42.1 37.2 25.9 33.7 57.1 36.8Butano ctv.US$/Gal 33.7 36.8 45.7 42.7 30.0 38.9 64.0 41.7Gasolina Natural ctv.US$/Gal 37.2 41.0 50.3 47.9 33.9 42.7 72.3 46.5

Nota : El precio del Gas Natural es Estimado en Camisea (media entre 1.0 para el Sector Eléctrico y 1.5 para el Industrial)GLP ctv.US$/Gal 31.2 33.5 43.3 39.0 27.3 35.4 59.4 38.4Condensados ctv.US$/Gal 34.1 37.1 46.6 43.2 30.4 38.9 65.5 42.3

Gas Natural US$/MBTU 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10Propano US$/Barril 12.6 13.4 17.7 15.6 10.9 14.2 24.0 15.5Butano US$/Barril 14.2 15.5 19.2 17.9 12.6 16.3 26.9 17.5Gasolina Natural US$/Barril 15.6 17.2 21.1 20.1 14.2 17.9 30.4 19.5

Nota : El precio del Gas Natural es Estimado en Camisea (media entre 1.0 para el Sector Eléctrico y 1.5 para el Industrial)GLP US$/Barril 13.1 14.1 18.2 16.4 11.4 14.9 24.9 16.1Condensados US$/Barril 14.3 15.6 19.6 18.2 12.8 16.3 27.5 17.8Fuente: Revista Petroleum Market Analysis - Bonner & Moore

Como valor referencial se ha tomado como precio de los condensados el valormedio de los últimos 7 años, el cual da como resultado un precio igual a 42.3 ctv.US$/Gal (17.8 US$/Barril).

Para determinar el precio del gas natural seco se ha asumido un precio para elsector eléctrico de 1.0 US$/MBTU y para el sector industrial de 1.8 US$/MBTU8. El

8 El Precio Máximo fijado en el Contrato de Licencia entre el Productor y el Estado, para la venta degas natural a los clientes Industriales es 1.8 US$/MBTU.



precio medio se obtiene ponderando los respectivos precios por el volumendemandado (80% el sector eléctrico y 20% el sector industrial), lo cual da comoresultado 1.1 US$/MBTU (1.0 x 80% + 1.8 x 20% = 1.1). Hay que tener presenteque este precio es en Camisea y no incluye el transporte.

El precio de los líquidos puede ser expresado por unidad de energía para lo cual sedivide el precio en US$/Barril entre el Poder Calorífico (MBTU/Barril), de esta formaobtenemos un precio medio de los condensados equivalente a 3.91 US$/MBTU.

Precios Como Equivalente Energético - Sistema Inglés de Unidades

Unidad 1,994 1,995 1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 PromedioGas Natural US$/MBTU 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10Propano US$/MBTU 3.32 3.53 4.66 4.12 2.87 3.73 6.32 4.08Butano US$/MBTU 3.28 3.58 4.45 4.16 2.92 3.79 6.23 4.06Gasolina Natural US$/MBTU 3.02 3.33 4.08 3.89 2.75 3.46 5.87 3.77

Total US$/MBTU 1.55 1.61 1.80 1.73 1.48 1.65 2.18 1.71

GLP US$/MBTU 3.31 3.55 4.58 4.13 2.89 3.75 6.29 4.07Condensados US$/MBTU 3.15 3.43 4.31 4.00 2.81 3.60 6.06 3.91

Se observa que en el año 1998 se obtuvo el precio más bajo de los últimos 7 años,2.81 US$/MBTU (28% menor al valor medio), mientras que en el año 2000 seespera alcanzar los 6.06 US$/MBTU (55% superior al valor medio).

El precio de los condensados se puede convertir al SIU (US$/GJ9), dividiendo elvalor de los US$/MBTU entre 1.05510, tal como se muestra en el siguiente cuadro.

Evolución del Precio de los Condensados - SIU

US$/GJ 1,994 1,995 1,996 1,997 1,998 1,999 2,000Historico 2.99 3.25 4.09 3.79 2.67 3.41 5.74Promedio 3.70 3.70 3.70 3.70 3.70 3.70 3.70

Desviación -19% -12% +10% +2% -28% -8% +55%Nota: Para Convertir a US$/MBTU multiplicar por 1.055

Tanto en este cuadro como en la figura siguiente se aprecia que el valorizarCamisea con los precios alcanzados en el año 2000 originaría una sobrevaloracióndel proyecto.

En los cálculos de valorización de los Condensados de Camisea se asume que lademanda es infinita (mercado local y exportación) y por lo tanto no existenrestricciones adicionales a los casos analizados.

9 GJ = Giga Joule.

10 1 MBTU = 1.055 GJ



Evolución del Precio de los Condensados

2.99 3.25 4.

09

3.79

2.67 3.

41

5.74

3.70

0

1

2

3

4

5

6

7

1,994 1,995 1,996 1,997 1,998 1,999 2,000

Años

US

$/G

J

Historico Promedio

Una forma sencilla y rápida de valorizar Camisea sería multiplicar los preciosanteriores por la energía contenida en el reservorio. Por ejemplo, si multiplicamoslos 12711 TBTU de gas natural seco por el precio de 1.1 US$/MBTU obtenemos uningreso de 14,007 millones de US$. Por otro lado, si multiplicamos los 3546 TBTUde la energía contenida en los condensados por el precio de 3.91 US$/MBTU seobtiene un ingreso de 13,856 Millones de US$. Por consiguiente el ingreso totalsería de 27,863 Millones de US$.

Valor Nominal de Camisea

Energía Valor : Millón US$Tera BTU 1,994 1,995 1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 Promedio

Gas Natural 12,710.7 14,007 14,007 14,007 14,007 14,007 14,007 14,007 14,007Propano 1,038.6 3,448 3,667 4,839 4,276 2,977 3,874 6,563 4,235Butano 582.9 1,912 2,088 2,593 2,423 1,702 2,207 3,631 2,365Gasolina Natural 1,924.3 5,809 6,402 7,854 7,479 5,293 6,667 11,289 7,256

Total 16,256.5 25,176 26,163 29,293 28,185 23,979 26,755 35,491 27,863

GLP 1,621.5 5,360 5,755 7,432 6,699 4,679 6,081 10,194 6,600Condensados 3,545.8 11,169 12,157 15,286 14,178 9,972 12,748 21,484 13,856

Se observa que de acuerdo con este análisis, el 50.3% de los ingresos provienen dela venta de Gas Natural (14,007 millones US$), mientras que el restante 49.7%proviene de la venta de los Condensados. Esta línea de pensamiento nos indicaríaque Camisea es un proyecto de Gas Seco y no de Líquidos, pero esta conclusión esadelantada tal como se muestra más adelante.

En la misma línea de pensamiento, si consideramos que los ingresos del Estadoson iguales al producto de la tasa de regalías (37.24%) por las ventas en Camisea(no se incluye los costos de transporte), entonces, el ingreso “nominal” del Estadosería de 10376 Millones de US$.

El problema de este análisis radica en que la evaluación es “nominal”, es decir, notoma en cuenta el flujo de ingresos a lo largo del tiempo, y que de acuerdo a cadaproyecto la expectativa de ingresos para el inversionista depende de la Tasa deRentabilidad del Proyecto (del mismo modo la expectativa de ingresos para elEstado depende de su tasa de descuento la cual no es de 0%).



En la siguiente figura se muestra un escenario de producción de líquidos y ventasde gas conservador. Es este caso, se asume que la venta de líquidos sería de 25mil barriles por día (kbl/d) para los primeros 2 años y se elevaría a 50 kbl/d para elperiodo restante hasta acabar las reservas de líquidos (781 millones de barriles).

Ventas de Gas Natural y Condensados

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2,004 2,009 2,014 2,019 2,024 2,029 2,034 2,039 2,044

Años

Mile

s B

arri

les

por

Día

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Mill

ón P

C/D

ía

Condensados Gas Natural

En el caso del gas natural seco se asume la demanda propuesta para el sectoreléctrico (4% de crecimiento anual) y el sector industrial. No se considera laexportación de gas natural a Brasil.

Se aprecia en la figura siguiente que el consumo de gas natural alcanza los 450MPC/D en el año 2018 (a los 15 años de operación). En el caso que el sectorelectrico se desarrolle a una tasa anual de 5% anual, el volumen de 450 MPC/D sealacanzaría en el año 2016 (a los 13 años de operación).

Demanda de Gas Natural

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,00

4

2,00

6

2,00

8

2,01

0

2,01

2

2,01

4

2,01

6

2,01

8

2,02

0

2,02

2

2,02

4

2,02

6

2,02

8

2,03

0

2,03

2

2,03

4

2,03

6

2,03

8

2,04

0

2,04

2

2,04

4

Años

Mill

ón P

C/D

ía

Eléctrico Industrial



Si se multiplica la proyección de las ventas por el precio de los condensados y delgas natural seco se obtiene la proyección de los ingresos a lo largo del tiempo, talcomo se muestra en la siguiente figura.

Ingreso Total del Negocio

0

200

400

600

800

1,000

1,200

2,004 2,009 2,014 2,019 2,024 2,029 2,034 2,039 2,044

Años

Mill

ón U

S$

Condensados Gas Natural Total

Si a esta proyección de ingresos se le descuenta las regalías (37.24%) se obtienelos ingresos netos del inversionista lo cual debería servir para pagar los costos deproducción (inversión, operación, mantenimiento, impuestos, etc.) y obtener unautilidad razonable sobre la inversión.

El definir la Tasa Interna de Retorno (TIR) razonable para el inversionista es unamateria muy complicada, lo que se puede hacer es simular diversos escenarios deTIR para evaluar el valor de Camisea. En este documento se asume comorazonable una TIR de 15% para el inversionista.

Por otro lado, de la misma figura se ha obtenido el flujo de ingresos del Estado, porlo tanto, para evaluar el valor presente de los ingresos del Estado se asume unaTIR igual a 10%. Hay que recordar que mientras más baja sea la TIR mayor será elvalor presente. Por ejemplo el asumir una TIR de 0% equivale a decir “ValorNominal”.

En la evaluación de los ingresos del Estado sólo se esta considerando los Ingresospor Regalías y no los Ingresos por Impuesto a la Renta (el cual depende de laUtilidad) ni por el Impuesto General a las Ventas (función del precio final al Público).



RESUMEN

Escenario : CASO 1

CondensadosReservas 780.5 Millones Barriles

Precio 17.8 US$/BarrilDemanda

1er año 25.0 KBl/día3er año 50.0 KBl/día

Gas NaturalReservas 3,725.2 TWh

Precio 1.102 US$/MBTU3.760 US$/MWh

Crecimiento del Sector Eléctrico4.0% por año

Demanda Tera PCEléctrico 79.6% 9.46

Industrial 20.4% 2.4211.89

Ingresos Netos del Negocio (excluyendo las Regalías)Millón US$ Participación

Condensados 1,270 68%Gas Natural 585 32%

Total 1,855 100%51%

TIR = 15%

Ingresos del Estado por RegalíasMillón US$ Participación

Condensados 1,135 65%Gas Natural 622 35%

Total 1,757 100%49%

TIR = 10%

Ingresos Totales del ProyectoMillón US$ Participación

Condensados 2,405 67%Gas Natural 1,207 33%

Total 3,612 100%

En el cuadro se aprecia que el valor presente al 15% de los ingresos netos delinversionista (se excluye las Regalías) es igual a 1855 millones de US$, de loscuales, el 68% corresponde a los líquidos y el restante 32% al gas natural seco.

De igual manera, el valor presente al 10% de los ingresos del Estado por Regalíases igual a 1757 millones de US$, siendo los condensados los que aportan la mayorcantidad (65%).

En conclusión, para este escenario conservador se demuestra que cerca de las 2/3partes de los ingresos generados por Camisea provienen de la venta decondensados y por lo tanto es un proyecto de Líquidos y no de Gas Natural Seco.



Valor Presente de Ingresos del Inversionista

Gas Natural32%

Condensados68%

585

1,270

1,855

En las siguientes figuras se presentan los resultados del mismo análisis con la únicavariación del nivel de producción de los líquidos (se muestran tres escenarios). Seaprecia que, para una producción de 100 kbl/d11 se obtendría un ingreso neto delinversionista de 3004 millones de US$ y un ingreso del Estado por Regalías de2631 millones de US$.

Ingreso Neto del Inversionista(Valor Presente al 15%)

1,8552,343

3,004

0500

1,0001,5002,0002,5003,0003,500

50.0 70.0 100.0

Escenarios de Venta de Condensados(kbl/d)

Mill

ones

US

$

11 kbl/d = Miles de Barriles por Día.



Ingreso del Estado por Regalías(Valor Presente al 10%)

1,7572,151

2,631

0

500

1,0001,500

2,000

2,500

3,000

50.0 70.0 100.0

Escenarios de Venta de Condensados(kbl/d)

Mill

ones

US

$

En el siguiente cuadro se resumen los diversos escenarios de ventas de gas naturaly de condensados, los cuales nos dan una idea de la magnitud del valor deCamisea.

Valor Actualizado de Camisea - Resumen de Casos

Caso 1 1A 2 2A 3 3A

Producción de Condensados KBl/día KBl/día KBl/día KBl/día KBl/día KBl/día1er año 25.0 25.0 35.0 35.0 50.0 50.03er año 50.0 50.0 70.0 70.0 100.0 100.0

Crecimiento del Sector EléctricoTasa Anual 4.0% 5.0% 4.0% 5.0% 4.0% 5.0%

Ingresos Netos del Inversionista Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$Condensados 1,270 1,270 1,758 1,758 2,419 2,419

68.5% 66.3% 75.0% 73.1% 80.5% 78.9%Gas Natural 585 646 585 646 585 646

31.5% 33.7% 25.0% 26.9% 19.5% 21.1%Total 1,855 1,916 2,343 2,403 3,004 3,065

TIR 15% 15% 15% 15% 15% 15%

Ingresos del Estado por Regalías Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$Condensados 1,135 1,135 1,528 1,528 2,009 2,009

64.6% 62.1% 71.1% 68.8% 76.4% 74.4%Gas Natural 622 693 622 693 622 693

35.4% 37.9% 28.9% 31.2% 23.6% 25.6%Total 1,757 1,828 2,151 2,221 2,631 2,702

TIR 10% 10% 10% 10% 10% 10%

Ingresos Totales del Proyecto Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$Condensados 2,405 2,405 3,286 3,286 4,428 4,428

66.6% 64.2% 73.1% 71.1% 78.6% 76.8%Gas Natural 1,207 1,339 1,207 1,339 1,207 1,339

33.4% 35.8% 26.9% 28.9% 21.4% 23.2%Total 3,612 3,743 4,493 4,625 5,635 5,767

En resumen, en un escenario medio de ventas de gas natural (4% de crecimientodel sector eléctrico) y de condensados (70 kbl/d) – Caso 2 – se observa que losingresos totales del proyecto son 4493 millones de US$ (Inversionista = 2343millones US$; Estado = 2151 millones US$) y no los 27863 millones de US$ que sedeterminaron con una evaluación nominal.



Se demuestra que la tasa de descuento (TIR) reduce sustancialmente los ingresosnominales del proyecto (multiplicados por un factor de 0.16 = 4493 / 27863) y quedepende de la TIR asignada el valor presente de los ingresos.

EL GASODUCTO

¿Cuál es la magnitud relativa del Gasoducto Camisea – Lima?

El gasoducto de Camisea a Lima (Pampa Río Seco), proyectado para transportaruna capacidad máxima de 45012 Millones de Pies Cúbicos por Día (MPCD) en cercade 636 Km, y con un costo de inversión estimado en 62913 millones de US$,equivale a una potencia eléctrica de Ciclos Combinados igual a 2903 MW (cadaCiclo Combinado requiere una capacidad de transporte de 0.15514 millones de piescúbicos por día por cada MW).

MWMPCD

155.0Día

h24

PCBTU %901069

1%55

1MWh

MBTU 3.412 =×

×××

Si comparamos otros sistemas de transporte eléctrico, tales como la red Mantaro –Lima (inversión de 250 millones US$, capacidad de transmisión igual a 1000 MW enuna distancia de 250 Km) y la línea Mantaro – Socabaya (inversión de 180 millonesde US$, capacidad de transmisión igual a 300 MW en una distancia de 607 Km),con el gasoducto de Camisea a Lima (costo total igual a 629 millones US$),veremos que existen grandes economías de escala y que dichos sistemas detransporte de energía (electrones o moléculas) tienen nichos de mercado propios.

Por ejemplo, la Red Mantaro – Lima tiene un costo de transporte equivalente a 17.1US$/GWh-km, muy cercano a la Línea Mantaro – Socabaya la cual tiene un costode 16.9 US$/GWh-km, pero con magnitudes de transporte diferentes. En cambio, elgasoducto Camisea – Lima tendría un costo de transporte de 6.8 US$/GWh-km (elcosto final depende de la licitación), lo cual demuestra su alta economía pero paramagnitudes de transporte tres veces mayores al Sistema Eléctrico Mantaro – Lima.

12 450 MPCD equivale a 12.75 Mm3/D (millones de m3 por día).

13 Este valor representa sólo la inversión, el cual ha sido obtenido descontando los intereses y loscostos de Operación y Mantenimiento (O&M), explicado más adelante.

14 Rendimiento del Ciclo Combinado = 55%

- En la fórmula: 1069 x 90% = Poder Calorífico Inferior (PCI) del Gas Natural = 962 BTU/PC



Comparación de Alternativas de Transporte de Energía

Inversión Capacidad Red Factor Factor Costo UnitarioSistema Tipo Mio US$ MW Km Anualidad GW-km US$/GWh-km

Mantaro - Lima Electricidad 250 1,000 250 15.0% 250 17.1Mantaro - Socabaya Electricidad 180 300 607 15.0% 182 16.9

Camisea - Lima Gas Natural 629 2,900 636 17.5% 1,844 6.8

Comparación de Alternativas de Transporte de Energía

6.8

16.9

17.1

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000

Factor de Transporte: GW-km

Cos

to: U

S$/

GW

h-km

Mantaro - Lima

Mantaro - Socabaya

Camisea - Lima

El impacto final de Camisea en las tarifas eléctricas depende de muchos factores,los cuales a través del tiempo se irán aclarando y permitirán dentro de poco tiempoefectuar una real evaluación del impacto de dicho proyecto en el sector eléctrico.

¿Cuál es la comparación relativa del Gasoducto Camisea – Limacon otros gasoductos de la Región?

Como se recordará en el caso del T&D el inversionista ofreció un único monto por eltransporte de condensados, transporte de gas natural y distribución de gas natural(1449 millones de US$) el cual incluye los intereses durante la construcción y elvalor presente de los costos de Operación y Mantenimiento (O&M).

Inversiones

Operación y Mantenimiento(O&M)

Valor Presente O&M

Fecha deReferencia

Valor Futuro(Intereses)

Determinación del Costo Total a la Fecha de Referencia



Para poder estimar la inversión nominal del proyecto se asume un valor de O&M enrelación con la inversión nominal (5% para gas y 6% para líquidos) y un 11% comointerés durante la construcción. Haciendo esto se obtiene los costos mostrados enel siguiente cuadro.

Estimación de la Desagregación de Costos en el T&D de CamiseaMillones US$

Inversión O&M Actualizados TotalNominal Intereses Inicio Operación Inicio Operación Inicio Operación

Transporte de Condensados 258.3 28.4 286.7 114.7 401.4Transporte de Gas Natural 628.9 69.2 698.1 258.3 956.3

Distribución de Gas Natural 60.0 6.6 66.6 24.7 91.3

Total 947.2 104.2 1,051.4 397.6 1,449.065.4% 7.2% 72.6% 27.4% 100.0%

Nota: Se ha estimado un costo de (O&M / Inversión) igual a 5% para el gas y 6% para los líquidos, asi como una tasa de descuento del 12%.

Con el objeto de comparar el costo del transporte de gas desde Camisea hastaLima con otros proyectos desarrollados en la región (Cono Sur) se presenta elsiguiente cuadro con 13 proyectos de reciente ejecución.

DATOS DE GASODUCTOS DESARROLLADOS EN EL CONO SURFuente: Revista de la CIER - Año IX, N°33, Setiembre/Octubre 2000

País Ruta Año Caudal Caudal Costo de Factores de Costo RelativoItem Exportador Inicio Nombre de Diámetro Inicial Máximo la Obra Longitud Diámetro Capacidad

Importador Fin Inicio (pulgadas) Mio m3/d Mio m3/d Mio US$ km US$/Pulg-m US$/(m3/d)-m

1 Argentina Coronel Cornejo Atacama Agosto-1999 20 2.00 9.00 750 935 40.1 89.1Chile Mejillones

2 Argentina La Mora GasAndes Julio-1997 24 3.50 10.00 350 460 31.7 76.1Chile Santiago

3 Argentina Salta Norandino Noviembre-1999 20 1.75 8.50 400 925 21.6 50.9Chile Tocopilla-Mejillones

4 Argentina Loma la Lata Del Pacífico Noviembre-1999 20 1.50 7.00 317 543 29.2 83.4Chile Bio Bio 24 4.50

5 Argentina San Sebastián Methanex 1996 10 2.00 2.00 50 48 104.2 520.8Chile Cabo Negro

6 Argentina El Cóndor Posesión 1999 12 1.40 2.00 25 2 1041.7 6250.0Chile Frontera

7 Argentina Buenos Aires Cruz del Sur 2000/2001 24 2.00 12.00 535 920 24.2 48.5Uruguay-Brasil Montevideo-Porto Alegre 20

8 Argentina Colón Paysandú 1998 10 0.50 1.00 4 30 13.3 133.3Uruguay Paysandú

9 Argentina Concepción Casablanca 2000 16 1.00 2.00 10 10 62.5 500.0Uruguay

10 Argentina Uruguayana Uruguayana 2001 24 2.80 12.00 265 615 18.0 35.9Brasil Porto Alegre

11 Argentina Cabo Vírgenes Methanex 1999 8 0.70 2.00 3 48 7.8 31.3Chile Punta Dungenes Patagónico

12 Bolivia Santa Cruz Tramo Boliviano 2000 32 5.00 30.00 435 557 24.4 26.0Bolivia Frontera Bolivia-Brasil

13 Brasil Frontera Bolivia-Brasil Tramo Brasileño 2000 32 5.00 30.00 1580 2512 19.7 21.0Brasil Porto Alegre 32 5.00 30.00 2015 3069 20.5 21.9

14 Perú Cusco Camisea 2004 24 4.25 12.75 629 636 41.2 77.6Lima Datos de Camisea Estimados del Concurso

En este cuadro, Camisea aparece en la posición N°14 y se ha estimado algunos desus parámetros (inversión, longitud, diámetro) con el objeto de hacer lacomparación.

Un indicador muy útil para comparar costos es el “Factor de Costo Relativo según elDiámetro”, el cual se obtiene dividiendo la inversión (US$) entre el diámetro enpulgadas y entre la longitud en metros.



En el caso de Camisea este factor es igual a 41.2, muy similar al caso de Atacama(40.1). Generalmente, para los grandes gasoductos construidos en Norteaméricaeste factor se encuentra entre 10 y 20, siendo 20 el de mayor costo cuando lascondiciones del terreno son malas (roca, montaña, pantanos, etc.).

Como puede apreciarse en la siguiente figura, para gasoductos de similarescondiciones (longitud, capacidad) el factor anterior se encuentra entre 20 y 40, esdecir, el doble de lo señalado en el caso Norteamericano.

Gasoductos en el Cono SurFactor de Costo en función del Diámetro

40.1

31.7

21.6

29.224.2

18.024.4

19.7

41.2

05

1015202530354045

Atacam

a

GasAnd

es

Noran

dino

Del Pac

ífico

Cruz d

el Su

r

Urugua

yana

Tram

o Boli

viano

Tram

o Bras

ileño

Camise

a

US

$/(p

ulga

da-m

etro

)

Otro factor muy útil de relacionar los costos es dividir la inversión (US$) entre lacapacidad máxima (millón de m3/día) y entre la longitud (m). En el caso de Camiseaeste factor es igual a 77.6 (ver figura siguiente).

Gasoductos en el Cono SurFactor de Costo en función de la Capacidad

89.176.1

50.9

83.4

48.535.9

26.0 21.0

77.6

0102030405060708090

100

Atacam

a

GasAnd

es

Noran

dino

Del Pac

ífico

Cruz d

el Su

r

Urugua

yana

Tram

o Boli

viano

Tram

o Bras

ileño

Camise

a

US

$/(m

3/dí

a-m

etro

)



Se aprecia que en este caso el gasoducto de Camisea es más económico que elgasoducto de Atacama y el Del Pacífico, pero muy similar al de GasAndes.

Se observa claramente que el gasoducto de Camisea tiene costos relativoscomparables con los gasoductos desarrollados en la región de los andes (Atacama,GasAndes, Norandino, Del Pacífico) debido a que el principal factor de incidenciaen los costos es el terreno y la logística.

En el caso del gasoducto Bolivia – Brasil (dividido en el tramo Boliviano y el tramoBrasileño) se aprecia que sus Factores de Costos son los más bajos de la muestraanalizada, ello debido al tamaño de escala del gasoducto (ducto de 36 pulgadas dediámetro y de una capacidad de 30 millones de m3/día) y a que el terreno no es tancomplejo como los gasoductos andinos.

SISTEMA DE PRECIOS DEL GAS NATURAL

Diagnóstico del Mercado

Un tema importante en el desarrollo de Camisea es la definición de los precios delgas natural. Es muy común en el negocio del gas natural hablar del precio desustitución, el cual explicaremos a continuación.

Actualmente los combustibles más utilizados en la industria y con posibilidades decambio al gas natural son: Carbón, Residual No 6, Diesel No 2 y GLP. El precio delos mismos a noviembre de 2000 se muestra a continuación.

Precios de Combustibles (Sin IGV)

Carbón Residual 6 Diesel 2 GLPUS$/Ton S/./Gl S/./Gl S/./kg

50.00 2.44 5.47 1.74US$/Ton US$/Bl US$/Bl US$/Bl

50.00 29.28 65.59 42.42US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU

1.80 4.71 11.44 10.58

Tipo de Cambio 3.50 S/./US$

Poder Calorífico Superior de Combustibles

Carbón Residual 6 Diesel 2 GLP7,000

kcal/kg27,778BTU/kg27.778 6.222 5.736 4.010

MBTU/Ton MBTU/Bl MBTU/Bl MBTU/Bl

Es conveniente señalar que el precio del carbón refleja la importación hecha por laprincipal compañía cementera de Lima, y que dicho precio incluye el ISC (11 solespor tonelada). Para determinar el precio por unidad de energía bruta disponible sedivide el precio por unidad de masa o volumen entre el poder calorífico delcombustible, tal como se muestra en el cuadro anterior.



Por otro lado, de estudios de mercado realizados por Shell en el año 1994, seestimo que para el año 2004 la participación de los combustibles en el mercadoindustrial sería: Carbón = 36%, Residual No 6 = 57.4%, Diesel No 2 = 3.7% y GLP =2.9%15.

Sector IndustrialAño 2004

Participación por SectoresSector Carbón Residual 6 Diesel 2 GLP Total

Alimentos y Bebidas 0.0% 19.3% 25.0% 0.0% 12.0%Cemento 100.0% 8.8% 0.0% 0.0% 41.0%

Refinería / Quimica 0.0% 46.5% 12.5% 0.0% 27.1%Ceramica 0.0% 13.2% 50.0% 100.0% 12.3%

Otros 0.0% 12.3% 12.5% 0.0% 7.5%Total 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Participación Combustibles 36.0% 57.4% 3.7% 2.9% 100.0%

Como puede apreciarse la demanda de Carbón proviene básicamente del sectorcemento, mientras el GLP del sector cerámica (fabricación de cristal).

En otros estudios realizados recientemente, se estima que el consumo total delsector industrial para el año 2004 sería de 61.8 Giga BTU por día (GBTU/D), o loque es equivalente a 57.8 millones de pies cúbicos por día (MPCD).

En el caso del sector eléctrico se estima que en dicho año (2004) el consumo deenergía será igual a 101.6 GBTU/D, el cual equivale a 95 MPCD. Además, deacuerdo a la demostración hecha más adelante, el precio del gas natural quecompite con el sector eléctrico se determina en función del costo de la centralhidráulica y del ciclo combinado. De cálculos efectuados se puede asumir en estedocumento que el precio límite del gas natural para ser competitivo con lascentrales hidráulicas es igual a 2.63 US$/MBTU.

Para determinar el precio de competencia del gas natural, en Camisea, con cadauna de las fuentes energéticas se ha seguido el siguiente procedimiento:

1. Se determina el Costo Alternativo de la fuente a sustituir, en US$/MBTU.

2. Se establece un Descuento ofrecido por la nueva fuente, en este ejemplo seasume 5%16.

3. Se determina el Precio Alternativo como la diferencia entre el Costo Alternativo yel Descuento ofrecido.

4. Se estima la Tarifa de Transporte y Distribución por unidad de CapacidadReservada, expresada en US$/KPC17. En el caso del generador eléctrico se

15 El consumo de GLP ha sido reevaluado de la demanda de Diesel N°2 de los consumidoresCerámicos.

16 En los cálculos efectuados por Shell, el descuento asumido era de 10% debido a que se asumeque dicho descuento pagaría los costos de conversión.

17 KPC = Millar de Pie Cúbico.



asume 0.90 US$/KPC, mientras que para los otros consumidores se estima unsobreprecio del 30%.

5. Se estima un Factor de Planta por cada tipo de usuario.

6. Se determina el Costo de Transporte como el cociente entre la Tarifa deTransporte y el Factor de Planta. Se puede expresar por unidad de energíaconsiderando el poder calorífico del gas natural (en este caso se asume un PCSde 1069 BTU/PC).

7. Se determina el Precio en Boca de Pozo (Camisea) como la diferencia delPrecio Alternativo menos el Costo de Transporte. A este procedimientocomúnmente se le conoce como “Net Back”.

Los resultados se aprecian en el siguiente cuadro:

Mercado de Gas Natural - Año 2004

Costo Descuento Precio Tarifa Costo Precio enConsumo Alternativo 5% Alternativo Transporte Factor de Transporte Boca de Pozo

MPCD GBTU/D US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/KPC Planta US$/MBTU US$/MBTUTotal 152.80 163.34 3.18 0.16 3.02 1.00 81% 1.16 1.86

Centrales Eléctricas 95.00 101.56 2.63 0.13 2.50 0.90 80% 1.05 1.45Industrias 100.00% 57.80 61.79 4.08 0.20 3.88 1.17 81% 1.35 2.53

Carbón 35.97% 20.79 22.22 1.80 0.09 1.71 1.17 85% 1.29 0.42Residual 6 57.40% 33.18 35.47 4.71 0.24 4.47 1.17 80% 1.37 3.10

GLP 2.92% 1.69 1.80 10.58 0.53 10.05 1.17 75% 1.46 8.59Diesel 2 3.71% 2.15 2.29 11.44 0.57 10.86 1.17 75% 1.46 9.40

PCS = 1069 BTU/PC

Del cuadro anterior, si ordenamos las diversas fuentes por el Precio en Boca dePozo obtenemos:

Precio del Gas NaturalEstimado según Consumo del Año 2004

Costo Precio Costo de PrecioConsumo Alternativo Alternativo Transporte Boca de Pozo

Sector MPCD GBTU/D US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTUInd-Carbón 20.79 22.22 1.80 1.71 1.29 0.42

Centrales Eléctricas 95.00 101.56 2.63 2.50 1.05 1.45Ind-Residual 6 33.18 35.47 4.71 4.47 1.37 3.10

Ind-GLP 1.69 1.80 10.58 10.05 1.46 8.59Ind-Diesel 2 2.15 2.29 11.44 10.86 1.46 9.40

Total 152.80 163.34 3.18 3.02 1.16 1.86Descuento -5%

Se puede apreciar que el precio medio del gas natural en la puerta del Cliente y enla Boca de Pozo es igual a: 3.02 y 1.86 US$/MBTU, respectivamente.

¿Cómo se definiría el Precio Si sólo existiera un ProductorPredominante?

Si sólo existiera un productor predominante de gas natural (tal como es el caso deCamisea), este trataría de establecer un precio del gas de acuerdo con el costo deoportunidad de cada cliente, en este sentido a un cliente que utiliza carbón le fijaríaun precio en boca de pozo de 0.42 US$/MBTU mientras que a un cliente que utilizaDiesel N°2 el precio sería de 9.40 US$/MBTU.



Este proceso de asignación de precios de acuerdo con el tipo de consumo de losusuarios se denomina “Discriminación”. En la siguiente figura se aprecia la curva dedemanda en función del precio tanto en boca de pozo como en la puerta del cliente.

Curva de Demanda

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Consumo (MPC/Día)

US

$/M

BTU

Pozo Cliente

Para determinar los ingresos del productor, el cual establece la discriminación deprecios, se multiplica los precios por los consumos, tal como se muestra en elcuadro siguiente.

Análisis del Mercado Potencial de Gas NaturalAño 2004

US$/MBTU Ingresos ConCombustible Costo Precio Tarifa Precio Consumo Consumo Discriminación

Cliente Alternativo Alternativo Alternativo T&D Neto GBTU/Día MPC/Día US$/Día1 Ind-Carbón 1.80 1.71 1.29 0.42 22.22 20.79 9,3862 Centrales Eléctricas 2.63 2.50 1.05 1.45 101.56 95.00 146,8883 Ind-Residual 6 4.71 4.47 1.37 3.10 35.47 33.18 110,0314 Ind-GLP 10.58 10.05 1.46 8.59 1.80 1.69 15,5025 Ind-Diesel 2 11.44 10.86 1.46 9.40 2.29 2.15 21,577

3.18 3.02 1.16 1.86 163.34 152.80 303,385Descuento 5%Poder Calorífico Superior 1069 BTU/PC

Se aprecia que cerca de la mitad (48.4%) de los ingresos provienen de las centraleseléctricas.

El problema de la discriminación de precios es que esta sólo funciona cuando noexiste transparencia en la información y a la vez ningún usuario sabe cuanto se lecobra a su vecino.

En cierto momento (año 1997) se llego a sugerir que una central térmica a CicloCombinado que usara el gas de Camisea debería pagar un sobreprecio (20% más)con respecto al Ciclo Simple que emplee gas natural, debido a que este tipo decentral tiene un mayor rendimiento (55% en lugar del 33% del ciclo simple) y por lotanto consume menos gas.



Este planteamiento es muy parecido a sugerir que un auto tico, cuyo rendimiento seencuentra entre 50 y 60 Km/galón, debería pagar más, por el mismo combustible,que un auto promedio que rinde 30 Km/galón, si esto ocurriera, se desalentaríanusos eficientes de la energía y se estaría vulnerando la libre elección de losconsumidores sobre la tecnología a emplear para satisfacer sus necesidades.

Lamentablemente, muchas veces no se comprende que para formar un mercado nosólo hace falta competidores sino reglas que fomenten la competencia (como latransparencia). Por ejemplo, cuando un taxista llega a un grifo (estación de servicio)sabe cuanto cuesta el galón de gasolina o diesel, y, por consiguiente, hace suelección de comprar o seguir hasta otro grifo.

Del mismo modo, cuando una persona va a un supermercado (Wong, Metro, SantaIsabel, etc.) a hacer las compras de la semana sabe cuanto cuesta el kilo de papaso el kilo de carne. Ninguno de estos establecimientos le impone un precio por elauto que maneja o por la ropa que viste. Si esto ocurriera, entonces, no existemercado y lo que esta sucediendo es un abuso de una posición dominante.

Felizmente, este tipo de planteamientos no ha prosperado en el caso del gasnatural, y se ha exigido en Camisea la transparencia de los precios y la noconfidencialidad con el objeto de forzar el funcionamiento de un mercado18.

¿Cuál sería el precio en caso de existir un Mercado?

Para determinar el precio del mercado asumimos una competencia perfecta y que elproductor establece un precio común a todos los usuarios y mostrado en su lista deprecio.

Por ejemplo si el precio del gas natural en boca de pozo es 0.42 US$/MBTU, elconsumo de todos los clientes sería 152.8 MPCD (163.34 GBTU/D) y la factura total68,988 US$/Día. Por lo tanto, el Excedente de los consumidores sería 234,396US$/Día.

18 Artículo 3° del Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural,aprobado mediante Decreto Supremo N° 040-99-EM



Evaluación del Precio de Venta de Gas Natural

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Volumen (MPCD)

US

$/M

BTU

Venta Excedente Pérdida

Precio = 0.42 US$/MBTU

En la figura superior, la línea azul representa el precio del mercado y la línea verdelos clientes cuyo costo alternativo supera el precio del mercado (el área debajo deesta curva, y por encima de la línea azul, representa el excedente del consumidor).

Del mismo modo, si el precio del gas natural en boca de pozo es 1.45 US$/MBTU,el consumo de todos los clientes sería 141.12 GBTU/D (141.12 = 163.34 – 22.22),debido a que los clientes que usan carbón (22.22 GBTU/D) dejarían de comprar gasya que el nuevo precio se encuentra por encima del costo alternativo. En este casola factura total sería de 204,114 US$/Día. Si consideramos que el ingreso máximoque podría obtener el Productor, sin considerar al cliente que usa carbón, es igual a293,999 US$/Día, entonces, el excedente de los consumidores sería 89,885US$/Día (293,999 – 204,114).

En la figura siguiente, la línea azul representa el precio del mercado y la línea verdelos clientes cuyo costo alternativo supera el precio del mercado (el área debajo deesta curva, y por encima de la línea azul, representa el excedente del consumidor).La línea roja representa a los clientes pérdidos que no comprarían gas por sermayor a su costo de oportunidad.




0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Volumen (MPCD)

US

$/M

BTU



Por otro lado, si el precio del gas natural en boca de pozo es 3.10 US$/MBTU, elconsumo de todos los clientes sería 39.56 GBTU/D (39.56 = 163.34 – 22.22 –101.56), debido a que los clientes que usan carbón (22.22 GBTU/D) y producenelectricidad (101.56 GBTU/D) dejarían de comprar gas ya que el nuevo precio seencuentra por encima del costo alternativo.

En este caso la factura total sería de 122,748 US$/Día. Si consideramos que elingreso máximo que podría obtener el Productor, sin considerar al cliente que usacarbón y al que produce electricidad, es igual a 147,111 US$/Día, entonces, elexcedente de los consumidores sería 24,362 US$/Día (147,111 – 122,748).

En la figura siguiente, al igual que en las anteriores, la línea azul representa elprecio del mercado, la línea verde los clientes cuyo costo alternativo supera elprecio del mercado, y la línea roja los clientes pérdidos que no comprarían gas porser mayor a su costo de oportunidad.


0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Volumen (MPCD)

US

$/M

BTU





Repitiendo este mismo proceso para un precio de 8.59 y 9.40 US$/MBTU, ytabulando los resultados obtenemos el siguiente cuadro.

Si existiera un mercado competitivo… ¿Que sucede si el Precio es… .?Ingresos Excedente

Precio Venta Ingresos Discriminados ConsumidorUS$/MBTU GBTU/Día US$/Día US$/Día US$/Día

1 0.42 163.34 68,988 303,385 234,3962 1.45 141.12 204,114 293,999 89,8853 3.10 39.56 122,748 147,111 24,3624 8.59 4.10 35,211 37,080 1,8685 9.40 2.29 21,577 21,577 0

Si observamos detenidamente este cuadro, sobre todo la columna de Ingresos,podremos apreciar que los mayores ingresos se obtienen para un precio del gas de1.45 US$/MBTU (ingreso igual a 204,114 US$/Día). Esto quiere decir que si elproductor sigue las reglas del mercado debería fijar el precio en 1.45 US$/MBTUcon el objeto de maximizar sus ingresos.

De igual manera al fijar un precio del mercado de 1.45 US$/MBTU, los clientesobtienen un beneficio igual a su excedente (89,885 US$/Día), el cual es muysuperior al descuento ofrecido (5% a 10%).

En la siguiente figura se aprecia el volumen de venta en relación con el preciofijado. Si se multiplica este volumen por el precio se obtiene los ingresos de dichaventa (área bajo la curva azul). Los puntos (cuadrados) rojos representan losingresos del productor por su venta a precios de mercado. Aquí también sedemuestra que el mayor ingreso se presenta a 1.45 US$/MBTU, y que a este preciose estaria sacrificando a los clientes que emplean el Carbón como combustible.

Ingresos en Mercados Competitivos

0

30

60

90

120

150

180

210

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Precio (US$/MBTU)

Ven

tas

(GB

TU/D

ía)

0

30

60

90

120

150

180

210

Ingr

esos

(Mile

s U

S$/

Día

)

Venta Ingresos



Hay que tener en claro que el análisis anterior es un análisis de sustitución decombustibles, o mejor dicho un análisis de corto plazo19. En realidad paradeterminar la competitividad del gas natural a largo plazo hay que considerar loscostos fijos (inversión, operación y mantenimiento) y no sólo el combustible.

En resumen, el mercado como mejor indicador del precio produce beneficios paracada uno de los clientes que va más allá de un descuento fijado alegremente por elProductor, es más, evita practicas discriminatorias que podrían perjudicar a un actoren un mismo sector.

IMPACTO DE CAMISEA EN EL SECTOR INDUSTRIAL

Para medir el impacto del gas natural en el sector industrial primero se debe estimarel precio del gas natural y luego compararlo con los precios de los combustiblesalternativos (Residual N°6, Diesel N°2 y GLP).

De acuerdo a informaciones difundidas por el CEPRI Camisea (CECAM), el preciomáximo del gas natural en boca de pozo para clientes industriales se ha fijado en1.8 US$/MBTU. Si se considerara una tarifa estimada de 1.42 US$/MBTU para elTransporte y Distribución en Lima, entonces el precio máximo del gas sería 3.22US$/MBTU.

Estos precios no consideran el IGV, por lo tanto el precio con IGV sería 3.80US$/MBTU. Se aprecia que el 56% de precio del gas natural corresponde al gas ensí (commodity) y el restante 44% a la red de Transporte y Distribución.

Estimación del Precio del GN para un Cliente IndustrialSin IGV Participación Con IGV

US$/MBTU US$/MBTUCompra de Gas Natural 1.80 56% 2.12

Transporte y Distribución en AP 1.35 42% 1.59Tarifa de Distribución en BP 0.07 2% 0.08

Total 3.22 100% 3.80

El precio de los combustibles alternativos se muestra en la siguiente tabla. Seaprecia dos línes, una refleja el precio Con IGV y otra Sin IGV.

Precio de Combustibles (US$/MBTU)

Carbón Residual 6 Diesel 2 GLPSin IGV 1.80 4.71 11.44 10.58Con IGV 2.12 5.55 13.49 12.48

En la siguiente gráfica se muestra los precios de todos los energéticos que tendría adisposición una gran industria (Carbón, Gas Natural, Residual N°6, Diesel N°2,GLP, Electricidad).

19 Sólo en el caso del generador eléctrico el precio refleja un costo alternativo de Largo Plazo.



Usuario Gran Industria (Incluye IGV)

2.12

3.80

5.55

13.4912.48

16.12

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Carbón Gas Natural P. Ind. 6 Diesel N°2 GLP Electricidad

US

$/M

BTU

Se aprecia que el Carbón importado es más económico que el gas natural y por lotanto el proceso de sustitución aparentemente podría no ser factible20. El problemaa analizar sería si en el largo plazo, cuando se requiera hacer nuevas inversiones, elCarbón es o no más económico que el Gas Natural.

Por otra parte, para poder estimar el ahorro del sector industrial, es necesarioestimar el consumo de energía de dicho sector (por ejemplo 2004) y multiplicardicho consumo por los ahorros obtenidos en cada fuente energética.

En el siguiente cuadro se resume los precios de los combustibles y del gas naturalcon el objeto de evaluar los ahorros de las tres fuentes factibles a simple vista(Residual N°6, Diesel N°2, GLP).

Estimación de los Ahorros del SectorResidual N°6 Diesel N°2 GLP Total

Precio Combustibles (US$/MBTU) 5.55 13.49 12.48 6.33Precio del Gas Natural (US$/MBTU) 3.80 3.80 3.80 3.80

Ahorro (US$/MBTU) 1.76 9.70 8.68 2.5332% 72% 70% 40%

Ventas (MBTU/Día) 35,465 2,294 1,805 39,565Ahorro (US$/Día) 62,254 22,247 15,671 100,172

Se aprecia que para los casos del Residual N°6, Diesel N°2 y GLP los ahorros sonde 32%, 72% y 70%, respectivamente.

Por otro lado el Sector Industrial en su conjunto, de acuerdo a los consumosestimados para el año 2004, tendría un ahorro de 40%.

20 Tal como se demuestra más adelante, el verdadero proceso de comparación se realiza con laenergía útil (costo medio por unidad de energía útil demandada), y, por consiguiente, hay que teneren cuenta los rendimientos asociados a cada fuente energética y a cada tecnología.



IMPACTO DE CAMISEA EN EL SECTOR ELECTRICO

El análisis del impacto del Gas Natural de Camisea tiene al menos dos caminosfácilmente identificables:

1. El análisis cuantitativo.

2. El análisis cualitativo.

El análisis cuantitativo es fácilmente medido mediante modelos de simulación de laoperación de los sistemas eléctricos, los cuales nos permiten determinar latendencia de las tarifas eléctricas.

Por otro lado, el análisis cualitativo nos permite visualizar los impactos, pero nopodemos medirlos en su real dimensión. Uno de estos impactos es el incremento dela competitividad del sector, que a futuro se traducirá en una reducción de la tarifaeléctrica.

¿Cuál es el diagnóstico del Sector Eléctrico?

De acuerdo a la legislación del sector eléctrico, la CTE regula las tarifas degeneración cada 6 meses y las mismas se dividen en costo de capacidad (potencia)y costos de energía.

En la siguiente tabla se muestra los precios de generación regulados por la CTEdurante el periodo 1993 a 2000.

Precios de Generación Fijados por la CTE1993 - 2000

Potencia Energía MonómicoFecha US$/kW-año US$/MWh US$/MWhNov-93 72.5 28.8 40.3May-94 72.5 28.8 40.3Nov-94 77.2 29.5 41.7May-95 77.2 33.3 45.5Nov-95 71.0 35.8 47.1May-96 71.0 36.0 47.2Nov-96 84.7 32.0 45.4May-97 79.3 32.9 45.5Nov-97 79.5 30.8 43.4May-98 79.5 25.3 37.9Nov-98 78.2 23.7 36.1May-99 77.3 21.2 33.4Nov-99 76.4 27.7 39.8May-00 76.6 27.2 39.4Nov-00 67.3 28.1 38.8

F.C. = 72%

Se puede apreciar que el precio de la energía representa aproximadamente los 2/3del precio total y que en la última fijación de tarifas (nov-2000) la reducción delprecio monómico se debe a la reducción del precio de potencia (12%), originado porlas mayores economías de escala en las unidades de generación de punta.



Para determinar el precio monómico21 de la electricidad se emplea la siguientefórmula:

FC x 8760Potencia de Precio

Energía de Precio Monomico Precio +=

En la siguiente figura se muestra la evolución de los precios de energía reguladospor la CTE (PB22 Energía), los precios de energía obtenidos de la operación delSistema (CMg23 Energía) y los precios del Diesel N°2 en la Costa del Golfo de losEstados Unidos (USGC).

Evolución de los Precios de Generación Eléctrica (Energía) del SICNPrecios del Diesel N°2 USGC

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1994

-Ene

1994

-May

1994

-Sep

1995

-Ene

1995

-May

1995

-Sep

1996

-Ene

1996

-May

1996

-Sep

1997

-Ene

1997

-May

1997

-Sep

1998

-Ene

1998

-May

1998

-Sep

1999

-Ene

1999

-May

1999

-Sep

2000

-Ene

2000

-May

2000

-Sep

US

$/M

Wh

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

US

$/B

arri

lPB Energía CMg Energía Diesel 2 USGC

Se puede apreciar que los precios de energía regulados por la CTE se ubican muycerca de los Costos Marginales obtenidos por el COES. Las diferencias se deben aque los precios regulados por la CTE obedecen a un valor ponderado de los costosde generación para los próximos 48 meses, mientras que los CMg dependen de lacondición hidrológica presente en cada periodo24.

Siempre en los meses de Estiaje los CMg se incrementan debido a que existemenor energía disponible en las centrales hidráulicas y por lo tanto se tiene queoperar con mayor generación térmica.

21 La palabra monómico viene de un solo valor o el valor ponderado.

22 PB = Precio de Barra.

23 CMg = Costo Marginal. El CMg de energía es determinado por cada Comité de OperaciónEconómica del Sistema (COES) luego de la operación de las centrales eléctricas.

24 Durante un año se presentan dos condiciones hidrológicas claramente marcadas: Avenida o Lluvias(de diciembre a mayo) y Estiaje o Sequía (de junio a noviembre).



La siguiente figura es muy similar a la anterior, la única diferencia es que se haseñalado el superávit (CMg menores al PB) y el déficit (CMg mayores al PB). Enpromedio el CMg se ha localizado 10% por encima del PB.

Evolución de los Precios de Generación Eléctrica (Energía) del SICN

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1994

-Ene

1994

-May

1994

-Sep

1995

-Ene

1995

-May

1995

-Sep

1996

-Ene

1996

-May

1996

-Sep

1997

-Ene

1997

-May

1997

-Sep

1998

-Ene

1998

-May

1998

-Sep

1999

-Ene

1999

-May

1999

-Sep

2000

-Ene

2000

-May

2000

-Sep

Año-Mes

US

$/M

Wh

Base Superavit Déficit

Se aprecia que en los dos últimos años, el CMg ha estado muy por debajo del PB,ello se debe a que dichos años han sido años húmedos, es decir, la disponibilidadde energía de las centrales hidráulicas ha estado por encima del valor medio.

En la siguiente figura se muestra los valores medios del PB, CMg y precio del DieselN°2 en el periodo 1994-2000.

Comparación Electricidad - Diesel 2 USGC

0

10

20

30

40

50

60

1,994 1,995 1,996 1,997 1,998 1,999 2,000

Años

US

$/M

Wh

0

8

16

24

32

40

48

US

$/B

arri

l

PB Energía CMg Energía Diesel 2 USGC



La siguiente figura es similar a la anterior, con la única salvedad que se refiere aíndices cuyo valor base es el año 1994.

Comparación de Indicadores Energéticos

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

1,994 1,995 1,996 1,997 1,998 1,999 2,000

Años

Bas

e =

1994

PB Energía CMg Energía Diesel 2 USGC

Se aprecia claramente que, durante el periodo 1994 – 1998, el Precio de Barra de laenergía ha estado directamente relacionado con la evolución del Diesel N°2,mientras que en el año 1999 y 2000, los buenos años hidrológicos (años húmedos)han reducido el impacto del incremento del Diesel N°2.

En el caso de los Costos Marginales del COES, también se observa la mismatendencia con respecto al Diesel N°2, pero este precio es más sensible al añohidrológico tal como se observa en los dos últimos años.

En resumen, hasta ahora el sector eléctrico ha sido muy vulnerable a la variacióndel precio de los combustibles, tal como el Diesel N°2, y se espera que con lallegada del gas natural dicha dependencia se reduzca sustancialmente.

¿Qué se espera de Camisea?

Las tarifas de generación en el sector eléctrico tratan de reflejar el promedio de loscostos marginales de un parque25 óptimo desarrollado al mínimo costo parasatisfacer la demanda. El problema radica que no siempre el parque de generaciónse encuentra en el óptimo debido al crecimiento de la demanda, los tamaños fijosde las unidades de generación, las variaciones en el costo de los combustibles y lasinversiones, así como, la dependencia hidrológica del parque.

Debido a ello se ha optado como procedimiento para determinar el impacto del gasnatural de Camisea el determinar la tarifa eléctrica en un sistema óptimo que cuentacon y sin gas natural.

25 En el lenguaje eléctrico se denomina parque al conjunto de centrales eléctricas que operan enforma sincronizada.



En el siguiente cuadro se presenta los costos fijos de diversas tecnologíasdesarrolladas para producir electricidad. Se ha supuesto una central hidráulica decosto nominal de inversión igual a 1000 US$/kW, y que a la vez requiere de 250 Kmde líneas de transmisión de 220 kV para llegar al mercado (sistema principal detransmisión).

De igual forma se asume costos nominales de inversión para centrales térmicas acarbón, Ciclo Combinado a Gas Natural y Ciclo Simple a Diesel N°2 igual a 900,500, y 300 US$/kW, respectivamente.

Costos Fijos

Inversión : US$/kW Factor de Anualidad O&M Total

Tipo Nominal Intereses Inicio Anualidad US$/kW-año % Inv Nom US$/kW-año US$/kW-año

Hidráulica 1,000 42% 1,416 0.1204 170.5 2.0% 20.0 190.5Térmica a Carbón 900 26% 1,133 0.1241 140.6 2.2% 19.8 160.4CC a Gas Natural 500 22% 608 0.1275 77.5 2.5% 12.5 90.0CS a Diesel N°2 300 15% 344 0.1339 46.1 2.8% 8.4 54.5

Costo de Transporte de Energía

Tipo Consumo Específico Capacidad Reservada Precio de la Capacidad Costo Fijo de Capacidad

Hidráulica 250.0 km Lineas 1.00 US$/km-kW 250.0 US$/kW 37.29 US$/kW-añoTérmica a Carbón 20.0 km Lineas 1.50 US$/km-kW 30.0 US$/kW 4.47 US$/kW-añoCC a Gas Natural 6.448 KPC/MWh 56.48 KPC/kW-año 0.90 US$/KPC 50.84 US$/kW-añoCS a Diesel N°2 0.00 US$/kW-año

En el caso del Ciclo Combinado a Gas Natural, se aprecia que requiere de 6.448millares de pies cúbicos por cada MWh de electricidad producida (KPC/MWh). Si seconsidera que dicho tipo de central tiene un régimen de operación cercano al 80%,entonces es más conveniente reservar parte de la capacidad del gasoducto de talforma de tener una disponibilidad de transportar el gas el 100% del tiempo.

En ese sentido, la Capacidad Reservada necesaria para ofrecer la máximadisponibilidad a la central es igual a 56.48 KPC/kW-año.

Asumiendo que la tarifa por capacidad de transporte a lo largo del gasoducto deCamisea a Lima es igual a 0.90 US$/KPC, entonces, el costo Fijo de Capacidad esigual 50.84 US$/kW-año.

De igual forma, la central hidráulica tiene que hacer frente a un costo fijo porCapacidad necesario para transportar su energía producida hasta los centros deconsumo equivalente a 37.29 US$/KW-año.

En resumen, el siguiente cuadro presenta los costos variables relacionados con laproducción de un MWh.

Costo Variable

Eficiencia Consumo Costo Costo Variable: US$/MWh

Tipo % Específico Combustible Combustible CVNC CVT

Hidráulica - 0.0 0.2 0.2Térmica a Carbón 39% 0.368 Ton/MWh 41.56 US$/Ton 15.3 1.0 16.3CC a Gas Natural 55% 6.893 MBTU/MWh 0.90 US$/MBTU 6.2 1.0 7.2CS a Diesel N°2 33% 0.256 Ton/MWh 373.79 US$/Ton 95.7 3.0 98.7

En el caso de la central a carbón (rendimiento = η = 39%) el consumo específico hasido determinado según la siguiente expresión:



MWhTon

368.0MWhTon

6000%39860

KgKcal

6000

KWhKcal

860 Específico Consumo =

×=

×=

η

En el caso del Ciclo Combinado26 a Gas Natural (rendimiento = η = 55%), laexpresión para evaluar el Consumo Específico es como sigue:

MWhMBTU

893.6KWhBTU

90.0%553412

PCSPCIKWhBTU


×=

×=

η

En el caso del Ciclo Simple27 a Diesel N°2 (rendimiento = η = 33%), la expresiónpara evaluar el Consumo Específico es como sigue:

MWhTon

256.0MWhTon

10176%33860

KgKcal

01761

KWhKcal


×=

×=

η

Para determinar el costo variable combustible (CVC) se multiplica el consumoespecífico por el costo del combustible. El costo variable total es la suma del CVCmás el Costo Variable No Combustible (CVNC). En el caso de las centraleshidráulicas se asume un CVNC igual al 1%28 de la tarifa de energía en fuera depunta (20 US$/MWh).

En el siguiente cuadro se resumen los costos fijos y los costos variables de lascentrales analizadas.

Resumen de Costos

Fijo Variable

Tipo US$/kW-año US$/MWh

Hidráulica 227.8 0.2Térmica a Carbón 164.9 16.3CC a Gas Natural 140.8 7.2CS a Diesel N°2 54.5 98.7

Se aprecia que el Ciclo Simple tiene el menor costo fijo (Inversión + O&M) pero elmayor costo variable (combustible), mientras que la central hidráulica tiene el mayorcosto fijo pero el menor costo variable.

26 El Ciclo Combinado consta de Turbina de Gas y Turbina de Vapor, en el cual el calor de los gasesde escape de la Turbina de Gas es Recuperado en un Caldero y se produce vapor que es inyectadoen la Turbina de Vapor.

27 El Ciclo Simple esta compuesto básicamente por una Turbina de Gas.

28 Este monto es necesario para pagar los derechos por el uso del agua.



Los resultados del cuadro anterior son presentados en la siguiente figura, donde, enel eje horizontal se representan las horas del año y en el eje vertical el costo anualexpresado en US$/kW-año. La pendiente de cada una de las curvas representa elcosto variable de operación.

Comparación de Tecnologías

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

Horas al Año

US

$/kW

-año

Hidráulica Térmica a Carbón CC a Gas Natural CS a Diesel N°2

Se aprecia que la línea de mayor pendiente y de menor de costo fijo (cruce con eleje vertical) corresponde a la turbina de gas operando con Diesel N°2, mientras quela de menor pendiente y de mayor costo fijo es la central hidráulica. El ciclocombinado a gas natural tiene la segunda menor pendiente y también el segundomenor costo fijo.

Una forma de comparar la economía de una opción contra otra es determinar elcosto medio de producción. En la siguiente figura se presenta el costo medio enfunción del factor de utilización el cual se define como las horas de operación entrelas horas del año.

Costo Medio de Producción según Tecnología

10

100

1000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Utilización

US

$/M

Wh




Se aprecia en esta figura que para un factor menor al 10% (876 horas al año) elCiclo Simple tiene el costo medio más bajo, mientras que para factores deoperación entre 10% y 100%, el Ciclo Combinado a Gas natural es más económico,inclusive que las centrales hidráulicas.

En la figura de “Comparación de Tecnologías” también se aprecia que la línea delCiclo Simple cruza a la línea del Ciclo Combinado en un punto que equivale a untiempo de operación de 944 horas al año (10.8% de 8760). Esto quiere decir, quepara un periodo de operación de las unidades inferior a 944 horas es máseconómico el uso del Ciclo Simple y para periodos mayores a 944 horas el CicloCombinado es el más adecuado.

¿Cuál sería el Precio del Gas Natural para ser competitivo a LargoPlazo?

Las figuras anteriores presentan los costos de las diversas opciones para producirelectricidad, la cual se agrupa en costos fijos y costos variables. Además, se hademostrado que el costo medio depende de las horas de operación de la central ypor lo tanto la competitividad del gas debe ser evaluada según esta variable.

DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE EQUILIBRIO DE LARGO PLAZOPARA EL GAS NATURAL

Costo Fijo Total (CF)CF = CFc + CFt

Donde:CFc = Costo Fijo de la Central, US$/kW-añoCFt = Costo Fijo del Transporte, US$/kW-año

Costo Variable Total (CV)CV = CVC + CVNCCVC = CE x CC

Donde:CVC = Costo Variable Combustible, US$/MWhCVNC = Costo Variable No Combustible, US$/MWhCE = Consumo Específico, Und/MWhCC = Costo del Combustible, US$/Und

La condición básica para que en el Largo Plazo, el gas natural o cualquier fuenteenergética sea competitiva frente a otras es que el Costo Medio de producción seaa lo más igual al de la fuente alternativa.

Costo Medio (CMe)

Donde:CF = Costo Fijo, US$/kW-añoCV = Costo Variable, US$/MWhH = Miles de Horas al Año = 8.76fc = Factor de Carga

Condición de CompetenciaCMe1 = CMe2 = CMe3 = CMe4(igualdad de costos medios)

CVHfc

CFCMe +

×=

Por ejemplo, si comparamos el Ciclo Combinado a gas natural con las otras fuentesde energía determinamos la siguiente expresión que nos muestra ¿Cuál debería serel precio del gas natural en boca de pozo (sin incluir los transportes del gas ya que



los mismos están incluidos en el costo fijo) para que el costo medio de producciónsea equivalente a la fuente alternativa.

Comparación entre Una Central y el Ciclo Combinado

( )

2

2121

2

2222

2112

22

11

Combinado Ciclo2 Central; Otra1 :Siendo

CEHfcCFCF

CVNCCVCC

CVNCCCCECVHfcCFCF

CVCV

CVHfc

CFCV

HfcCF

×−+−

=

+×=×−+=

==

+×

=+×

Por ejemplo en el caso del Ciclo Combinado a Gas Natural (CC a GN) y la centralhidráulica que opera a un factor de carga (FC) de 80%, el gas en boca de pozodebería costar como máximo 1.68 US$/MBTU. Este mismo razonamiento se repitepara el resto de fuentes dando como resultado el cuadro siguiente:

Precios de Equilibrio del GN

Factor de Carga CCGN2

FC US$/MBTU90% 1.4880% 1.6870% 1.9460% 2.2890% 2.6680% 2.7170% 2.7860% 2.8840% 10.6030% 9.4120% 7.0310% -0.13

Hidráulica y CC a GN

Carbón y CC a GN

TG a D2 y CC a GN

En el caso de competencia con una central a Carbón, se aprecia que para el mismofactor de carga (80%), el precio del GN en boca de pozo no debería ser mayor de2.71 US$/MBTU.

El análisis de la competencia entre el Ciclo Simple a Diesel N°2 y el CicloCombinado a GN muestra que para un factor de utilización de 10%, el precio delGN en boca de pozo es negativo (-013 US$/MBTU), esto quiere decir que esnecesario subsidiar la producción a este nivel de operación.

En la siguiente figura se presenta las curvas de precios del gas natural queequilibran los costos medios de producción de las Centrales Hidráulicas y de lasCentrales a Carbón. Se aprecia que el precio de equilibrio del GN contra el carbónes más estable y se encuentra en el rango de 2.6 a 2.9 US$/MBTU, mientras que lacompetencia con la central hidráulica tiene una mayor variación la cual esta en elrango de 1.4 a 2.4 US$/MBTU.

Si tenemos en cuenta que el costo de transporte de gas natural fluctuaría entre 1.0y 1.1 US$/MBTU, entonces el costo límite del gas natural en las puertas del



generador debería fluctuar entre 3.6 y 4.0 US$/MBTU para ser competitivo con unacentral a carbón o, entre 2.4 a 3.5 US$/MBTU para ser competitivo con una centralhidráulica.

Precios de Equilibrio del GN

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0

50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%

Factor de Carga

US

$/M

BTU

Hidráulica y CC a GN Carbón y CC a GN

En todos estos casos, se nota la fuerte incidencia del factor de carga en ladefinición del precio de equilibrio del gas natural.

Debemos tener presente que normalmente centrales hidráulicas de bajo factor decarga (entre 50% y 70%) tienen un costo nominal de 1000 a 1200 US$/kW,mientras que centrales de alto factor de carga (75% a 90%), con represasestacionales, tienen un costo nominal que fluctúa entre 1500 a 2000 US$/kW.

¿Cuáles son los precios de competencia en el Corto Plazo?

En la siguiente figura se muestra los precios de los combustibles disponibles paracentrales eléctricas (no incluyen ISC ni IGV). En dicho gráfico los precios están enUS$/GJ29, el cual para convertir a US$/MBTU sólo es necesario multiplicar por1.055.

En el caso del Carbón, se ha empleado un costo del combustible de 41.56 US$/Tony un poder calorífico superior de 6300 Kcal/Kg. En el caso del gas natural el precioincluye el transporte.

29 GJ = Giga Joule = 10^9 Joule



Generación Eléctrica

1.58 1.81

4.46

8.25

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Carbón Gas Natural P. Industrial 6 Diesel N°2

US

$/G

Joul

e

En la siguiente figura se muestra el procedimiento para determinar el costo deproducir Un MWh de energía eléctrica (equivalente a 3.6 GJ) mediante diversastecnologías de generación eléctrica.

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD

CICLO COMBINADO CICLO SIMPLECombustible: Gas Natural Combustible: Diesel N°2

Diferencia PC: 10% Diferencia PC: 6%Costo: 1.81 US$/GJ Costo: 8.25 US$/GJ

Rendimiento: 55% Rendimiento: 33%Producción: 3.60 GJ Producción: 3.60 GJ

Consumo: 7.27 GJ Consumo: 11.61 GJCosto: 13.14 US$ Costo: 95.73 US$

13.14 US$/MWh 95.73 US$/MWh

CENTRAL A VAPOR MOTOR DIESELCombustible: Carbón Combustible: Diesel N°2




15.31 US$/MWh 1.00 MWh 85.38 US$/MWh3.60 GJ

CICLO SIMPLE MOTOR DIESELCombustible: Gas Natural Combustible: Residual N°6




21.25 US$/MWh 47.45 US$/MWh

Por ejemplo en el caso del Ciclo Combinado a Gas Natural, para producir 3.6 GJ(1.0 MWh) se requiere un consumo de gas natural igual a 7.27 GJ (7.27 = 3.60 /



55% / (100% - 10%)). Por lo tanto el costo de producción es igual a 13.14 US$(13.14 = 1.81 x 7.27).

Siguiendo el mismo procedimiento para el resto de centrales obtenemos los costosvariables de producción de electricidad (energía útil), los cuales se muestran acontinuación:

Costo para Generar Electricidad

95.7

85.4

47.4

21.315.313.1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

CC_Gas_Natural CV_Carbón CS_Gas_Natural MD_Residual_6 MD_Diesel_2 CS_Diesel_2

Tecnología - Combustible

US

$/M

Wh

En la siguiente figura se presenta la comparación entre los costos por energía bruta(energía comprada) y los costos por energía útil (energía convertida en electricidad)de diversas tecnologías.

Comparación entre Costo de Energía Bruta y Útil

6.5 5.7 6.5

16.1

29.7 29.7

13.1 15.321.3

47.4

85.495.7

0

20

40

60

80

100

120



US

$/M

Wh

Energía Útil Energía Bruta



La diferencia relativa entre dichos costos (energía bruta y energía útil) esta dada porel rendimiento de la tecnología.

En la siguiente figura se gráfica el rendimiento total30 para la producción deelectricidad.

Rendimiento Total de Producción de Electricidad

49.5%

37.1%

30.6%33.8% 34.8%

31.0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%



Ren

dim

ient

o

Se aprecia que la tecnología de mayor rendimiento térmico es el Ciclo Combinadooperando con gas natural, mientras que el menor es el Ciclo Simple tambiénoperando con gas natural.

Para determinar el Costo del Gas Natural (CGN) que iguala el costo variable deoperación de cada alternativa de generación eléctrica, usamos la siguienteexpresión:

GN a Central

aAlternativaAlternativoCompetitiv

oCompetitivGN a CentralaAlternativaAlternativ

CECCCE

CGN

CGNCECCCE(CC) eCombustibl del Costo (CE) Específico Consumo Variable Costo

×=

×=××=

En el siguiente cuadro se muestran los Consumos Específicos y los Precios de losCombustibles de las tecnologías analizadas.

30 Incluye el rendimiento de la máquina y la pérdida de energía por la formación de vapor de agua, esdecir, la diferencia en los poderes caloríficos del combustible.



Tecnología Consumo Específico Precio del CombustibleCC_GN 6.893 MBTU/MWh 1.91 US$/MBTUCS_GN 11.150 MBTU/MWh 1.91 US$/MBTU

TV_Carbón 0.368 Ton/MWh 41.56 US$/TonMD_Residual_6 1.620 Bl/MWh 29.28 US$/Bl

MD_Diesel_2 1.710 Bl/MWh 49.92 US$/BlTG_Diesel_2 1.918 Bl/MWh 49.92 US$/Bl

Para determinar el Precio del Gas Natural se asume que el Ciclo Combinado a GNcompite con las Turbinas a Vapor (Carbón) y los Motores Diesel a Residual N°6,mientras que el Ciclo Simple a GN compite con el Motor Diesel y la Turbina a Gas,ambos operando a Diesel N°2.

El resultado de los cálculos se muestra en la siguiente figura.

Precio del Gas Que Equilibra el Costo Variable

2.2

6.97.7

8.6

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

TV_Carbón MD_Residual_6 MD_Diesel_2 TG_Diesel_2


US

$/M

BTU

Estos precios son los precios máximos del gas natural en la puerta del cliente que loharía competitivo en la operación con una central térmica que usa un combustiblealternativo. Por ejemplo en el caso de Competencia entre un Ciclo Combinado a GNy una Turbina a Vapor operando con Carbón, el GN no debería costar más de 2.2US$/MBTU en la central con el objeto de ser competitivo el Ciclo Combinado en laproducción de energía eléctrica.

Debe tenerse presente que la competencia en el corto plazo no es sostenible yaque los ingresos del generador provienen de los contratos y es mucho más fácilobtener un contrato para un generador que tiene un bajo costo medio total que paraotro que es más elevado. En resumen, la verdadera competencia se da en losprecios del largo plazo.

¿Cómo se determina los Costos de Producción de las DiversasTecnologías empleadas para generar electricidad?

Con el objeto de mostrar el procedimiento para determinar la forma de calcular losConsumos Específicos de Combustible de cada tipo de tecnología usada en la



generación de electricidad, se presenta el análisis de diversas tecnologías degeneración termoeléctrica. Entre las tecnologías analizadas se tiene:

1. Ciclo Combinado a Gas Natural

2. Ciclo Simple a Gas Natural

3. Turbina de Vapor a Carbón

4. Motor Diesel a Residual N°6

5. Motor Diesel a Diesel N°2

6. Turbina de Gas a Diesel N°2

Ciclo Combinado a Gas Natural

En el caso de la operación de un Ciclo Combinado a Gas Natural seaprecia que para producir Un MWh de energía eléctrica (equivalente a3.412 MBTU), y considerando un rendimiento térmico de 55%, serequiere 2.020 MWh de energía bruta (6.893 MBTU) debido a que sepierde 0.202 MWh (0.689 MBTU) en la formación de vapor de aguaproducto de la combustión y pierde, además, en la máquina 0.818MWh (2.792 MBTU).



En resumen el Consumo Específico de Combustible31 es igual a 6.893MBTU/MWh.

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CON UN CICLO COMBINADOCOMBUSTIBLE : GAS NATURAL

DiferenciaPoder

Calorífico Rendimiento10% 55%

1.000MWh

2.020 1.818MWh MWh 3.41249.5% MBTU6.893 6.204MBTU MBTU

GasesCalientes

Formación deVapor de Agua

0.818 45%0.202 10% MWhMWh

2.7920.689 MBTUMBTU

Consumo Específico6.893 MBTU/MWh

EnergíaÚtilEnergía

Neta

Pérdidas

H2O

31 El Consumo Especifico de Combustible se obtiene dividiendo el Consumo Bruto de Energíacontenida en el Combustible entre la energía eléctrica producida.



Ciclo Simple a Gas Natural

En el caso de la operación de un Ciclo Simple (Turbina de Gas)operando a Gas Natural se aprecia que para producir Un MWh deenergía eléctrica (equivalente a 3.412 MBTU), y considerando unrendimiento térmico de 34%, se requiere 3.268 MWh de energía bruta(11.150 MBTU) debido a que se pierde 0.327 MWh (1.115 MBTU) enla formación de vapor de agua producto de la combustión y pierde,además, en la máquina 1.941 MWh (6.623 MBTU).

En resumen el Consumo Específico de Combustible es igual a 11.15MBTU/MWh.

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CON UN CICLO SIMPLECOMBUSTIBLE : GAS NATURAL

DiferenciaPoder


1.000MWh

3.268 2.941MWh MWh 3.41230.6% MBTU11.150 10.035MBTU MBTU

GasesCalientes


1.941 66%0.327 10% MWhMWh

6.6231.115 MBTUMBTU


EnergíaÚtilEnergía

Neta

Pérdidas

H2O



Turbina a Vapor operando con Carbón

En el caso de la operación de una Turbina a Vapor operando conCarbón (Poder Calorífico Superior igual a 6,300 Kcal/Kg) se apreciaque para producir Un MWh de energía eléctrica (equivalente a860,000 Kcal), y considerando un rendimiento térmico de 39%, serequiere 2.699 MWh de energía bruta (2’321,188 Kcal) debido a quese pierde 0.135 MWh (116,059 Kcal) en la formación de vapor deagua producto de la combustión y además se pierde en la máquina1.564 MWh (1’345,128 Kcal).

En resumen el Consumo Específico de Combustible es igual a2’321,188 Kcal/MWh. Considerando el PCS del Carbón, entonces, elConsumo Específico es igual a 0.368 Ton/MWh.

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CON UNA TURBINA A VAPORCOMBUSTIBLE : CARBON

DiferenciaPoder


1.000MWh

2.699 2.564 860,000MWh MWh KCal37.1%

2,321,188 2,205,128KCal KCal

GasesCalientes


1.564 61%0.135 5% MWhMWh

1,345,128116,059 KCal

KCal

Consumo Específico2,321,188 KCal/MWh

Poder Calorífico Superior del Carbón6,300,000 Kcal/Ton

Consumo Específico0.368 Ton/MWh

EnergíaÚtil

EnergíaNeta

Pérdidas

H2O



Motor Diesel operando con Residual N°6

En el caso de la operación de un Motor Diesel operando con ResidualN°6 (Poder Calorífico Superior igual a 6.222 MBTU/Barril) se apreciaque para producir Un MWh de energía eléctrica (equivalente a 3.412MBTU), y considerando un rendimiento térmico de 36%, se requiere2.955 MWh de energía bruta (10.083 MBTU) debido a que se pierde0.177 MWh (0.605 MBTU) en la formación de vapor de agua productode la combustión, y, además, se pierde en la máquina 1.778 MWh(6.066 MBTU).

En resumen el Consumo Específico de Combustible es igual a 10.083MBTU/MWh. Considerando el PCS del Residual N°6, entonces, elConsumo Específico es igual a 1.620 Bl/MWh o 0.247 Ton/MWh.

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CON MOTOR DIESELCOMBUSTIBLE : RESIDUAL N°6

DiferenciaPoder


1.000MWh

2.955 2.778 3.412MWh MWh MBTU33.8%10.083 9.478MBTU MBTU Gases

Calientes


1.778 64%0.177 6% MWhMWh

6.0660.605 MBTUMBTU


Poder Calorífico Superior del Diesel N°26.222 MBTU/Bl

40.766 MBTU/Ton

Consumo Específico1.620 Bl/MWh0.247 Ton/MWh

EnergíaÚtil

EnergíaNeta

Pérdidas

H2O



Motor Diesel operando con Diesel N°2

En el caso de la operación de un Motor Diesel operando con DieselN°2 (Poder Calorífico Superior igual a 5.736 MBTU/Barril) se apreciaque para producir Un MWh de energía eléctrica (equivalente a 3.412MBTU), y considerando un rendimiento térmico de 37%, se requiere2.875 MWh de energía bruta (9.810 MBTU) debido a que se pierde0.173 MWh (0.589 MBTU) en la formación de vapor de agua productode la combustión, y, además, se pierde en la máquina 1.703 MWh(5.810 MBTU).

En resumen el Consumo Específico de Combustible es igual a 9.810MBTU/MWh. Considerando el PCS del Diesel N°2, entonces, elConsumo Específico es igual a 1.710 Bl/MWh o 0.228 Ton/MWh.

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CON MOTOR DIESELCOMBUSTIBLE : DIESEL N°2

DiferenciaPoder


1.000MWh


Calientes


1.703 63%0.173 6% MWhMWh

5.8100.589 MBTUMBTU



42.950 MBTU/Ton


EnergíaÚtil

EnergíaNeta

Pérdidas

H2O



Turbina de Gas operando con Diesel N°2

En el caso de la operación de una Turbina de Gas operando conDiesel N°2 (Poder Calorífico Superior igual a 5.736 MBTU/Barril) seaprecia que para producir Un MWh de energía eléctrica (equivalente a3.412 MBTU), y considerando un rendimiento térmico de 33%, serequiere 3.224 MWh de energía bruta (10.999 MBTU) debido a que sepierde 0.193 MWh (0.660 MBTU) en la formación de vapor de aguaproducto de la combustión, y, además, se pierde en la máquina 2.030MWh (6.927 MBTU).

En resumen el Consumo Específico de Combustible es igual a 11.0MBTU/MWh. Considerando el PCS del Diesel N°2, entonces, elConsumo Específico es igual a 1.918 Bl/MWh ó 0.256 Ton/MWh.

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CON UNA TURBINA DE GASCOMBUSTIBLE : DIESEL N°2

DiferenciaPoder


1.000MWh


Calientes


2.030 67%0.193 6% MWhMWh

6.9270.660 MBTUMBTU



42.950 MBTU/Ton


EnergíaÚtil

EnergíaNeta

Pérdidas

H2O



¿Cómo Impacta Camisea en el desarrollo del Sector Eléctrico y enlos Costos de la Energía?

Hablar del impacto de Camisea en el Sector Eléctrico significa hablar del impactodel gas natural en el desarrollo futuro del sector. En este sentido es necesarioevaluar la expansión del sistema eléctrico en dos escenarios principales: Sin y ConGas Natural.

Por consiguiente, se ha desarrollado el análisis de tres casos de evolución delsistema eléctrico:

1. Caso 1: Sin Gas Natural ni Carbón.

2. Caso 2: Sin Gas Natural, pero Con Carbón.

3. Caso 3: Con Gas Natural y Carbón.

Caso 1: Sin Gas Natural ni Carbón

Este escenario ha sido preparado con el objeto de medir la evolución delsistema en los años previos a la llegada del carbón (periodo 1993 – 1998).

La siguiente figura muestra los costos de desarrollo de las únicastecnologías que se cuenta para abastecer la demanda (centrales hidráulicasy turbinas de gas operando con Diesel N°2).


0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

Horas al Año

US

$/kW

-año

Hidráulica CS a Diesel N°2

Se aprecia que el punto de corte entre el Ciclo Simple (CS) y la centralhidráulica se produce a las 1760 Horas, y por lo tanto, es más económicoutilizar el CS por debajo de dicha hora y viceversa, es más económicoutilizar la central hidráulica por encima de dicho valor.

Para determinar la capacidad instalada necesaria de cada tecnología(hidráulica o CS) con el objeto de obtener el mínimo costo de Inversión y



Operación, se requiere combinar la figura anterior con la curva de duraciónde la demanda eléctrica, tal como se muestra en la siguiente figura.

Cobertura de la Demanda

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

0 876 1,752 2,628 3,504 4,380 5,256 6,132 7,008 7,884 8,760

Horas

MW


El resultado de la optimización se muestra en el siguiente cuadro, donde seaprecia que el 80% de la demanda es cubierta por centrales hidroeléctricasmientras el restante 20% con centrales térmicas (CS a Diesel N°2).

RESUMENProducción

Hidráulica Térmica a Carbón CC a Gas Natural CS a Diesel N°2 TotalPotencia MW 2,400 0 0 600 3,000

80% 0% 0% 20% 100%Energía MWh 18,395,999 0 0 525,601 18,921,600

97% 0% 0% 3% 100%Factor de Carga % 87.5% 0.0% 0.0% 10.0% 72.0%

Costos UnitariosFijo US$/kW-año 227.8 164.9 140.8 54.5 193.11

Variable US$/MWh 0.2 45.1 69.9 98.7 2.94Total US$/MWh 29.9 0.0 0.0 160.9 33.55

Costos TotalesFijo Miles US$ 546,649 0 0 32,678 579,327

Variable Miles US$ 3,679 0 0 51,889 55,569Total Miles US$ 550,328 0 0 84,567 634,896

Costos MarginalesPotencia US$/kW-año 54.46Energía US$/MWh 24.92

Total US$/MWh 33.55

Se observa también que el 97% de la energía producida corresponde a laproducción hidráulica mientras que el restante 3% al CS.

El costo medio total del sistema (costo entre volumen vendido) es igual a33.55 US$/MWh, el cual es igual al Costo Marginal (condición del óptimo).Los costos marginales de energía y potencia son iguales a 24.9 US$/MWh y54.5 US$/kW-año, respectivamente.

Se demuestra que el Costo Marginal de potencia corresponde al costo deinstalación de la turbina de gas (CS) debido a que es el costo máseconómico de suministrar una unidad adicional de potencia (KW).



Caso 2: Sin Gas Natural, pero Con Carbón

Este escenario ha sido preparado con el objeto de medir un escenario decompetencia en el caso de no contar con gas natural. Además, esteescenario permite medir la evolución reciente del sistema en los años enque se cuenta con carbón (periodo 1999 – 2000).

La siguiente figura muestra los costos de desarrollo de las tecnologíasdisponibles para abastecer la demanda (centrales hidráulicas, turbinas devapor operando con Carbón y turbinas de gas operando con Diesel N°2).


0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

Horas al Año

US

$/kW

-año

Hidráulica Térmica a Carbón CS a Diesel N°2

Se aprecia que el punto de corte entre el Ciclo Simple (CS) y la centraltérmica a Carbón se produce a las 1340 Horas, de igual forma, el punto decorte entre la central térmica a Carbón y la central hidráulica se encuentraen las 3907 horas.

En este sentido, es más económico utilizar el CS por debajo de las 1340horas y viceversa, es más económico utilizar la central térmica a carbón porencima de dicho valor pero no sobrepasando las 3907 horas.

De igual forma, es más económico utilizar la Central Hidráulica por encimade las 3907 horas.

Para determinar la capacidad instalada necesaria de cada tecnología(hidráulica, térmica a Carbón o CS) con el objeto de obtener el mínimocosto de Inversión y Operación, se requiere combinar la figura anterior conla curva de duración de la demanda eléctrica, tal como se muestra en lasiguiente figura.




0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

0 876 1,752 2,628 3,504 4,380 5,256 6,132 7,008 7,884 8,760

Horas

MW


El resultado de la optimización se muestra en el siguiente cuadro, donde seaprecia que el 72% de la demanda es cubierta por centrales hidroeléctricas,el 12% con centrales térmicas a Carbón, y el restante 16% con centralestérmicas tipo CS a Diesel N°2.

RESUMENProducción

Hidráulica Térmica a Carbón CC a Gas Natural CS a Diesel N°2 TotalPotencia MW 2,171 364 0 465 3,000

72% 12% 0% 16% 100%Energía MWh 17,751,583 854,329 0 315,689 18,921,600

94% 5% 0% 2% 100%Factor de Carga % 93.3% 26.8% 0.0% 7.8% 72.0%

Costos UnitariosFijo US$/kW-año 227.8 164.9 140.8 54.5 193.29

Variable US$/MWh 0.2 16.3 42.4 98.7 2.57Total US$/MWh 28.1 86.4 0.0 178.9 33.21

Costos TotalesFijo Miles US$ 494,596 59,939 0 25,325 579,860

Variable Miles US$ 3,550 13,904 0 31,166 48,620Total Miles US$ 498,146 73,842 0 56,491 628,480


Total US$/MWh 33.21

Se observa también que el 93% de la energía producida corresponde a laproducción hidráulica, 5% a la producción con Carbón y el restante 2% alCS.


Se aprecia que con respecto al Caso 1, existe una reducción del Costo enaproximadamente 1% (33.21 / 33.55 - 1). Esto quiere decir que el beneficiode contar con el Carbón no es apreciable.



Por otra parte debe observarse que el factor de planta medio (potenciamedia entre capacidad instalada) de la central a carbón se encuentra en27%. Esto quiere decir que en la práctica sería muy difícil sustentar laoperación de dichas centrales debido al bajo factor de planta.

Caso 3: Con Gas Natural y Carbón

Este escenario ha sido preparado con el objeto de medir la ventaja del gasnatural.

La siguiente figura muestra los costos de desarrollo de las tecnologíasdisponibles para abastecer la demanda (centrales hidráulicas, turbinas devapor operando con Carbón, Ciclos Combinados a Gas Natural y turbinasde gas operando con Diesel N°2).


0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

Horas al Año

US

$/kW

-año


Se aprecia que solamente son factibles las centrales Ciclo Combinado aGN y Ciclo Simple a Diesel N°2.

Además, el punto de corte entre el Ciclo Simple (CS) y el Ciclo Combinado(CC) se produce a las 943 Horas, y por lo tanto, es más económico utilizarel CS por debajo de dicha hora y viceversa, es más económico utilizar el CCpor encima de dicho valor.

Se observa claramente que la centrales hidráulicas y las centrales térmicasa carbón no son económicas y por lo tanto no son requeridas en el sistema.

Aquí cabría hacerse la siguiente pregunta: ¿Qué sucede con las centraleshidráulicas o termicas a carbón en este caso, cual es su valor?

La respuesta es que el valor viene dado por la competencia, es decir, lacentral hidráulica o la central térmica no vale más que su equivalente enciclo combinado. Esto demuestra que la llegada del gas natural trae unatransformación en el sistema que pasa por la revaluación de las centralesexistentes.



Al igual que en los casos anteriores, para determinar la capacidad instaladanecesaria de cada tecnología (CC o CS) con el objeto de obtener el mínimocosto de Inversión y Operación, se requiere combinar la figura anterior conla curva de duración de la demanda eléctrica, tal como se muestra en lasiguiente figura.


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

0 876 1,752 2,628 3,504 4,380 5,256 6,132 7,008 7,884 8,760

Horas

MW

Hidráulica CC a Gas Natural CS a Diesel N°2

El resultado de la optimización se muestra en el siguiente cuadro, donde seaprecia que el 89% de la demanda es cubierta por centrales a CicloCombinado (CC), mientras que el restante 11% con centrales térmicas tipoCS a Diesel N°2.

RESUMENProducción

Hidráulica CC a Gas Natural CS a Diesel N°2 TotalPotencia MW 0 2,670 330 0 3,000

0% 89% 11% 0% 100%Energía MWh 0 18,762,606 158,994 0 18,921,600

0% 99% 1% 0% 100%Factor de Carga % 0.0% 80.2% 5.5% 72.0%

Costos UnitariosFijo US$/kW-año 227.8 140.8 54.5 131.34

Variable US$/MWh 0.2 7.2 98.7 7.97Total US$/MWh 0.0 27.2 211.8 0.0 28.80

Costos TotalesFijo Miles US$ 0 376,034 17,973 0 394,006

Variable Miles US$ 0 135,159 15,697 0 150,856Total Miles US$ 0 511,193 33,669 0 544,862


Total US$/MWh 28.80

Se observa también que el 99% de la energía producida corresponde a laproducción con CC, mientras que el restante 1% al CS.




Se aprecia que con respecto al Caso 1, existe una reducción del Costo enaproximadamente 14% (28.8 / 33.55 - 1). Esto quiere decir que el beneficiode contar con el Gas Natural es apreciable.

Por otra parte debe observarse que el factor de planta medio (potenciamedia entre capacidad instalada) de la central a CC se encuentra en 80%.Esto quiere decir, que en la práctica es posible sustentar la operación dedichas centrales debido al alto factor de planta.

Resumen

El siguiente cuadro resume los resultados obtenidos en los 3 Casosanalizados.

Precios de Generación Eléctrica (Barra) Optimos

Potencia US$/kW-año Energía MonómicoCaso Básico Reserva Reserva Total US$/MWh Comparación US$/MWh Comparación

Sin Carbón ni Gas Natural 54.5 30% 16.3 70.8 24.9 23.6% 36.1 16.8%Con Carbón y Sin Gas Natural 54.5 28% 15.2 69.7 24.6 21.9% 35.6 15.1%Con Carbón y Gas Natural 54.5 25% 13.6 68.1 20.2 0.0% 31.0 0.0%

Se aprecia que, el no contar con gas natural ni carbón (Caso 1) origina unsobrecosto en el precio de la energía y en el precio monómico de 23.6% y16.8%, respectivamente, si lo comparamos con el Caso de contar con elGas Natural (Caso 3).

Por otro lado, la llegada del gas natural origina una diferencia sustentada enlos precios de al menos 5 US$/MWh, esto quiere decir que para unaproducción anual de 20 TWh (consumo aproximado de los años 2004 ó2005) existe un ahorro de 100 millones de US$ por año.

Comparación de los Valores Optimos con los ValoresHistóricos

En la siguiente figura se muestra la comparación del precio óptimo delsistema eléctrico sin gas natural con los valores fijados por la CTE.



Comparación del Precio Monómico de Generación Sin Gas Natural

20

25

30

35

40

45

50

55

60

May-93 May-94 May-95 May-96 May-97 May-98 May-99 May-00 May-01

Fijaciones

US

$/M

Wh

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Dife

renc

ia

Fijado Optimo Diferencia

Se aprecia que mientras el precio óptimo del sistema sin gas natural seencuentra en 36 US$/MWh, el precio fijado por la CTE varia entre 34 y 48US$/MWh, es decir, una variación entre –5% y +30%. En promedio, losprecios de la CTE se encuentran 15% por encima del valor óptimo.

Además, hay que tener presente que la reducción en los precios fijados porla CTE se debe a factores exógenos tales como la caída en los precios delDiesel N°2 (1996 a 1998), si esto no hubiera ocurrido, los precios fijados porla CTE hubieran permanecido en promedio por encima de los 45 US$/MWh(25% más alto que el valor óptimo).

La siguiente figura muestra la comparación de los mismos precios históricoscon respecto a un escenario con gas natural (valor óptimo igual a 30US$/MWh).

Comparación del Precio Monómico de Generación Con Gas Natural

20

25

30

35

40

45

50

55

60


Fijaciones

US

$/M

Wh

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Dife

renc

ia


Se aprecia que los precios fijados por la CTE se han encontrado entre 10%y 55% sobrevaluados con respecto del valor óptimo con gas natural. Enpromedio la diferencia es igual a 35%.



En la siguiente figura se efectúa la comparación entre los precios históricosde la energía (no incluye la potencia) y el valor óptimo del sistema sin el gasnatural.

Aquí se observa claramente que las variaciones en el precio de la energíarespecto del óptimo son más acentuadas, llegando a oscilar entre el –10% yel +50%. La variación promedio es de 24%.

En esta figura se hace más evidente la influencia del Diesel N°2 en lareducción de los precios en el periodo 1996 a 1998. La caída de los preciosen el periodo 1999 y 2000 se debe al incremento de la oferta hidráulica.

Comparación del Precio Básico de Energía Sin Gas Natural

0

5

10

15

20

25

30

35

40


Fijaciones

US

$/M

Wh

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Dife

renc

iaFijado Optimo Diferencia

Del mismo modo, la siguiente figura compara los precios de la energía (sinincluir los precios de la potencia) fijados por la CTE con el valor óptimo delsistema si se hubiera contado con el gas natural.

Comparación del Precio Básico de Energía Con el Gas Natural

0

5

10

15

20

25

30

35

40


Fijaciones

US

$/M

Wh

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Dife

renc

ia


Se aprecia en esta figura que la diferencia entre el valor fijado y el valoróptimo fluctúa entre 10% y 80%. Esto demuestra la enorme inestabilidad de



los precios de la energía eléctrica, debido fundamentalmente a la variacióndel Diesel N°2.

¿Cuál podría ser el valor de oportunidad de las centraleseléctricas con los precios fijados por la CTE?

El análisis de expansión del sistema sin gas natural demuestra que el valoróptimo del sistema eléctrico debería ser 36 US$/MWh (precio monómico), locual retribuye una inversión nominal de 1250 US$/kW (incluye costos detransmisión eléctrica).

En la práctica las tarifas fijadas por la CTE para el sistema eléctrico se hanencontrado en promedio 15% por encima del valor óptimo, lo que quieredecir que el valor intrínseco reconocido en las tarifas equivale a un costo delas centrales hidráulicas correspondiente a 1450 US$/kW.

Valor de Mercado de Centrales Hidráulicas - Sin Gas Natural

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800


Fijaciones

US

$/K

W

Fijado Media

Se aprecia, en esta figura, que el valor máximo pagado a las centraleshidráulicas se alcanzó en el periodo 1995 a 1997 con un valor equivalente a1650 US$/kW.

En Resumen, la llegada del gas natural originará una revaluación de lascentrales hidráulicas existentes que, de acuerdo al análisis mostrado,desalentará la construcción de nuevas centrales hidráulicas y porconsiguiente asegurá el desarrollo de esta nueva fuente energética deacuerdo con el crecimiento del sector eléctrico, traduciéndose en una menortarifa.

¿Cuál es el impacto en los Costos Marginales de Corto y LargoPlazo?

El análisis efectuado líneas arriba se centra en el impacto de Camisea en losPrecios de la Electricidad a Largo Plazo. Pero, se requiere evaluar la sensibilidad de



los precios a cambios en el sistema debido al crecimiento del mismo o debido amejoras en la tecnología (reducción en los costos fijos).

Es lógico pensar que el Ciclo Combinado a gas natural traería otras ventajas a lasola reducción de los precios, entre ellas tenemos:

1. Mayor competitividad entre fuentes energéticas.

2. Menor dependencia a los Ciclos Hidrológicos.

3. Menor dependencia a factores externos (Diesel N°2).

4. Mayor flexibilidad y rapidez en la instalación de nuevas centrales.

5. Mayor transferencia de las mejoras tecnológicas a los usuarios.

Para cuantificar estas mejoras se ha realizado la simulación de la operación delsistema ante el crecimiento de la demanda. Se asume que el sistema parte con unademanda nominal de 3100 MW y que requiere nueva capacidad a los 3700 MW.También se asume que existe una mejora tecnológica al poner la nueva capacidadque origina que los costos de las turbinas de gas y de los ciclos combinados sereduzcan en 10% (las centrales hidráulicas permanecen constantes).

Escenario Sin Gas Natural

Por ejemplo, en el caso de no contar con el gas natural, el costo medio delsistema en su punto óptimo (3100 MW) es igual a 36 US$/MWh. Dichocosto se incrementaría a 40 US$/MWh en el caso que la demandadisminuya o se incremente en 20% (ver figura siguiente).

Expansión del Sistema - Sin Gas Natural

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500 5,000

Capacidad : MW

US

$/M

Wh

CMe 1 CMg 1 CMe 2 CMg 2

Continuando con el ejemplo, si la demanda se redujera en 200 MW (-6.5%)el costo marginal sería 23 US$/MWh (-36% = 23/36-1), mientras que si la



demanda se incrementará en 200 MW (+6.5%) el costo marginal se elevaríaa 50 US$/MWh (+39% = 50/36-1).

Por otro lado, si el sistema esta en crecimiento, y los inversionistas instalannueva capacidad cuando la demanda alcanza los 3400 MW, de tal formaque la nueva instalación este diseñada para un valor óptimo de 3700 MW,entonces, el costo marginal en esta situación sería 20 US$/MWh y seincrementaría hasta alcanzar su valor óptimo (35.5 US$/MWh) en lademanda nominal.

La siguiente figura muestra este fenómeno donde se aprecia que los costosmarginales hacen una gráfica tipo diente de sierra (línea punteada) y que enteoría debería fluctuar alrededor del Costo Marginal de Largo Plazo (costomedio de expansión).

Costos de Expansión - Sin Gas Natural

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

2,700 2,900 3,100 3,300 3,500 3,700 3,900 4,100

Capacidad : MW

US

$/M

Wh

CMe CMg

Escenario Con Gas Natural

En otro ejemplo, en caso de contar con el gas natural, el costo medio delsistema en su punto óptimo (3250 MW) es igual a 31 US$/MWh. Dichocosto se incrementaría a 3432 US$/MWh en el caso que la demandadisminuya o se incremente en 20% (ver figura siguiente).

32 Mucho menos que en el caso de no contar con el gas natural.



Expansión del Sistema - Con Gas Natural

0

10

20

30

40

50

60

2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500 5,000

Capacidad : MW

US

$/M

Wh

CMe 1 CMg 1 CMe 2 CMg 2

Continuando con este ejemplo, si la demanda se redujera en 200 MW (-6.5%) el costo marginal sería 22 US$/MWh (-29% = 22/31-1), mientras quesi la demanda se incrementará en 200 MW (+6.5%) el costo marginal seelevaría a 43 US$/MWh (+39% = 43/31-1).

Por otro lado si el sistema esta en crecimiento, y los inversionistas instalannueva capacidad cuando la demanda alcanza los 3500 MW, pero de talforma que la nueva instalación este diseñada para un valor óptimo de 3800MW, entonces, el costo marginal en esta situación sería 15 US$/MWh y seincrementaría hasta alcanzar su valor óptimo (28 US$/MWh) en la demandanominal.

La siguiente figura muestra este fenómeno donde se aprecia que los costosmarginales hacen una gráfica tipo diente de sierra (línea punteada) y quelos mismos fluctuan alrededor del Costo Marginal de Largo Plazo.

Costos de Expansión - Con Gas Natural

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

2,700 2,900 3,100 3,300 3,500 3,700 3,900 4,100

Capacidad : MW

US

$/M

Wh

CMe CMg



Comparación de Escenarios

Al comparar estos escenarios se aprecia que la variación de los costosmarginales (diferencia entre el valor máximo y el valor mínimo) es menor enel caso del gas natural que en el caso de no tener gas. Esto fomenta laestabilidad de los precios y por lo tanto el atractivo del sector a los nuevosinversionistas.

En la siguiente figura se aprecia que el valor medio de los costosmarginales (precios de largo plazo) son menores en el caso del gas naturalque en el caso de no contar con él, lo cual es una ventaja adicional que nose ha cuantificado en los beneficios del gas natural.

Comparación de Costos Marginales

0

10

20

30

40

50

60

2,700 2,900 3,100 3,300 3,500 3,700 3,900 4,100

Capacidad : MW

US

$/M

Wh

Sin Gas Con Gas

En la siguiente figura se comparan los costos medios de expansión delsistema (Costos Marginales de Largo Plazo) considerando los dosescenarios (Sin Gas y Con Gas) y analizando el efecto de los cambiostecnológicos.

Se aprecia que en el escenario sin gas natural un cambio tecnológico en lacentral de CS (reducción del costo en –10%) origina una reducción delcosto medio en 1%, ello debido a la baja participación de dicha tecnologíaen la producción de energía.

Por otro lado, al contar con el gas natural, una disminución del 10% en loscostos de inversión de las unidades térmicas (CC y CS) origina unareducción de 7% en los costos de largo plazo.



Comparación de Costos Medios

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

2,700 2,900 3,100 3,300 3,500 3,700 3,900 4,100

Capacidad : MW

US

$/M

Wh

Sin Gas Con Gas

Esto quiere decir, que la inclusión del gas natural como fuente energéticapara la generación de eléctricidad originará a futuro que cualquier beneficioeconómico originado por un cambio tecnológico se vea trasladado en granmedida al precio pagado por los usuarios.

IMPACTO DE CAMISEA EN EL SECTOR TRANSPORTE

En esta sección se analiza la magnitud de Camisea con respecto de la demanda deenergía del sector transporte, así como también la economía del uso del gas naturalen los automóviles.

¿Qué significa Camisea para el Sector Transporte del Perú?

En el año 1999 el consumo de combustibles en el sector transporte del Perú fue de13 millones de barriles de Diesel N°2 y 8.8 millones de barriles de gasolina, con unaflota de vehículos de 400 mil unidades a Diesel (buses, micros, combis, taxis,camionetas pick up, camiones, remolcadores) y 600 mil unidades a gasolina(combis, taxis, particulares).

Considerando que un barril de Diesel N°2 y Gasolina tiene una energía bruta de5.736 y 5.176 millones de BTU, respectivamente, entonces el consumo de energíadel sector transportes en el año 1999 fue de 74.6 Tera BTU para las unidades deDiesel y 45.6 para las unidades a Gasolina, es decir, el consumo total fue de 120.1Tera BTU (equivalente a 35.2 TWh).

En resumen el sector transporte consumió en el año 1999, 35.2 TWh mientras queel sector eléctrico produjo 17.4 TWh, es decir, una relación de 2 a 1. Hay que tenerpresente que la energía consumida por el sector transporte es energía bruta, y quesu rendimiento promedio (básicamente motores diesel y gasolineros) es de un 30%,por lo que la energía realmente utilizable es de 10.6 TWh. Del mismo modo elsector eléctrico pierde un 16% de su energía producida en las redes de transmisión



y distribución, siendo el consumo real de los clientes unos 14.7 TWh. Porconsiguiente, la nueva relación entre el sector transporte y el sector eléctrico seríade 0.72.

Energía Térmica Bruta35.2 Tera Watt Hora

Energía Térmica Util10.6 Tera Watt Hora

Energía Eléctrica Clientes14.7 Tera Watt Hora

Energía Eléctrica Producida17.4 Tera Watt Hora

Consumo de Energía del Sector Transporte y EléctricoAño 1999

El gas natural seco (en otros países al gas natural utilizado en el transporte se leconoce como Gas Natural Comprimido - GNC) puede emplearse en los motores agasolina (ciclo Otto) muy fácilmente, agregando únicamente un Kit (sistema deinyección y almacenamiento) que podría costar entre 2000 y 3000 US$. En losmotores Diesel, la cosa es más complicada y lo más recomendable sería cambiarde motor (lo cual es factible para unidades pequeñas debido a la baja potencia delmotor).

Si consideramos que es factible cambiar las unidades que consumen diesel a gasnatural (parque compuesto por micros, combis y taxis), entonces la demandaaccesible es de 4.3 millones de barriles de Diesel a Gas Natural Seco, si a esto leagregamos la demanda de los autos a gasolina (8.8 millones de barriles) se obtieneuna demanda potencial de 13.1 millones de barriles. La energía bruta de estademanda potencial es de 70.2 Tera BTU (20.6 TWh) en el año 1999.

Como se menciono líneas arriba, el gas natural seco contenido en Camisea tieneuna energía de 12711 Tera BTU, por lo que el tiempo de vida del yacimiento con lademanda potencial del sector transporte al año 1999 sería de 180 años (12711 /70.2). Si consideramos un crecimiento anual de la demanda potencial del 5%, y queel gas natural se utilice en su totalidad en el sector transporte a partir del 2004,entonces los 12711 Tera BTU alcanzaría hasta el año 2046, es decir, Camisea parael sector transporte nos daría una cobertura energética de 43 años (del 2004 al2046).



Demanda Potencial del Gas Natural en el Sector Transporte

0

200

400

600

800

1,000

1,200

2,004 2,009 2,014 2,019 2,024 2,029 2,034 2,039 2,044 2,049 2,054

Años

Anu

al -

Tera

BTU

0

2,500

5,000

7,500

10,000

12,500

15,000

Acu

mul

ado

- Ter

a B

TU

Anual Reserva

¿Cuál sería el precio del GNC en una estación de Servicio?

Con el objeto de analizar el costo del GNC en el sector transporte se realiza laevaluación del costo del GNC en una estación de servicio.

Asumiendo que la inversión en una estación de servicio asciende a US$ 500,000(medio millón de dólares) y que los costos de operación y mantenimiento soniguales al 10% de la inversión (US$ 50,000 por año).

COSTOS

Inversión 500,000.0 US$O&M 50,000.0 US$/año

10%

FinanciamientoTasa 18% anual 1.39% mensual

Duración 10 años 120 mesesFactor Anual 0.2225 Factor Mensual 0.0172

Costo MensualInversión 8,584.4 US$/mes 67%

O&M 4,166.7 US$/mes 33%Total 12,751.1 US$/mes 100%

Por otro lado, si el inversionista financia su proyecto con préstamo bancario a 10años y 18% anual, entonces, el costo mensual necesario para cubrir los pagos delpréstamo y los costos de operación y mantenimiento ascendería a US$ 12,751(67% corresponde a la inversión y 33% a la operación y mantenimiento).

Para determinar la demanda potencial se asume que la estación de servicio seconcentra en un nicho de mercado tal como lo son las compañías de taxi de altorecorrido (entre 90,000 y 100,000 Km por año).

En el cálculo se asume que un taxi recorre en un mes 7,200 Km y que tiene unrendimiento medio de 30 Km/Gal.



MERCADO

Taxistas de Alto Recorrido Mensualkm/Gal km/Día km/mes Dias/Semana Semana/Mes Dias/Mes

Taxi a Gasolina 30 300 7,200 6 4 24

Consumo Mensual de 1 TaxiConsumo 240.0 Gal/mes

5.7 Bl/mes29.6 MBTU/mes27.7 KPC/mes

783.5 m3/mes

PCS Gasolina 5.176 MBTU/BlPCS Gas Natural 1,069.0 BTU/PC

1 m3 = 35.315 PC

Total de Taxis Atentidos por DíaNúmero 200 Taxis/DíaIntervado deAtención 7.2 Minutos/Taxi

Energía Vendida en un MesGas Natural 156,694 m3/mes

5,915 MBTU/mes

Del cálculo efectuado se determina que el consumo anual de combustible es igual a240 galones por mes, es decir, 5.7 barriles por mes. Si consideramos que enpromedio la gasolina tiene un PCS de 5.176 MBTU/Bl, entonces la energíaconsumida por mes sería 29.6 MBTU.

Como el PCS del gas natural es 1069 BTU/PC, entonces la cantidad requerida degas natural para igualar el requerimiento de energía del taxi (29.6 MBTU/mes) seríaigual a 27.7 millares de pies cúbicos por mes (KPC/mes), es decir, 783.5 m3/mes.

De igual forma, para determinar la venta total de gas natural de la estación en unmes, se asume la atención de 200 taxis (aproximadamente 3 flotas de taxis), lo queda como resultado que al mes se venda 156,694 m3.

El costo medio de la estación se determina dividiendo el costo total mensual entrelas ventas estimadas en el mes, que de acuerdo con los datos proporcionados dacomo resultado un costo medio de 0.08138 US$/m3 (12751 / 156694). Este costomedio es equivalente a 2.304 US$/KPC ó 2.156 US$/MBTU.

COSTO MEDIO DE LA ESTACIÓN

Costo Medio 0.08138 US$/m32.304 US$/KPC2.156 US$/MBTU

Para determinar el costo total del GNC a ser vendido al público debemos estimarprimero las tarifas de venta de gas natural por parte de la empresa distribuidora degas natural.

Para esto tomamos la Resolución N° 014-99 P/CTE, publicada por la CTE el 12 dediciembre de 1999, donde se establecen las tarifas de venta de gas natural alpúblico usuario. En esta Resolución, la CTE definió 4 opciones de consumidores (A,B, C, D) donde el costo medio de la red de distribución esta calculado según elvolumen comprado por cada tipo de consumidor. Estas tarifas se muestran en elsiguiente cuadro bajo el rubro de Costo Fijo de Baja Presión (CFBP) y CostoVariable de Distribución en Baja Presión (CVDBP).



Se ha asumido que el precio del gas natural vendido por el productor al distribuidor(PG) asciende a 1.80 US$/MBTU (valor máximo) y que la red principal para eltransporte y distribución del gas en alta presión (T&DAP) es igual a 1.30 US$/KPC).

COSTOS DE COMPRA DE GAS NATURAL AL DISTRIBUIDOR

Opción TarifariaA B C D

Consumo Mínimo m3/mes 0 850 142,000 850,000US$/MBTU 1.80 1.80 1.80 1.80US$/KPC 1.92 1.92 1.92 1.92US$/m3 0.06795 0.06795 0.06795 0.06795

US$/KPC Capacidad 1.30 1.30 1.30 1.30US$/m3 Capacidad 0.04591 0.04591 0.04591 0.04591US$/m3 Consumo 0.05739 0.05739 0.05739 0.05739

CFBP US$/Cliente 0.70 0.70 0.70 0.70CVDBP US$/m3 0.25573 0.02320 0.00487 0.00258

US$/Cliente 0.70 0.70 0.70 0.70US$/m3 0.31311 0.08058 0.06226 0.05996

Factor de Carga 80% 80% 80% 80%

PG

T&DAP

Total T&D

Para elegir la mejor opción de las cuatro reguladas, se debe simular la posiblefactura a pagar por el usuario y elegir la más económica. Haciendo esto, la opciónmás ventajosa para la Estación de Servicio es la “Opción C”, por lo tanto, sepresenta a continuación el resumen de dicha opción.

Precios ResultantesOpción C

US$/MBTU 1.80US$/m3 0.06795

US$/Cliente 0.70US$/m3 0.06226

Estación US$/m3 0.08138

Total T&D

PG

En el siguiente cuadro se muestra la conformación del precio al público del GNC.Se aprecia que el precio final con IGV es igual a 6.61 US$/MBTU y que el 38% delcosto total viene siendo representado por el costo de la Estación.

PRECIO AL PUBLICO

US$/MBTU US$/m3 ParticipaciónPG 1.80 0.06795 32%

Total T&D 1.65 0.06226 29%Estación 2.16 0.08138 38%

Total 5.60 0.21159 100%IGV 1.01 0.03809 18%

Al Público 6.61 0.24968 118%

Hay que tener en cuenta que el precio estimado de venta al público obedece a unossupuestos, que tienen por objeto servir de base para un análisis de competitividadentre el GNC y las gasolinas.

Cabe indicar que, nuestra legislación en materia de gas natural ofrece unaprotección (precios máximos) para los consumidores de gas (industrias, residencias,comercios, estaciones de servicio, etc.) pero no impone una limitación al precio delGNC vendido por la Estación de Servicio, por lo tanto, el precio determinado en estecapítulo es, por decirlo de alguna manera, un precio adecuado que deberíaobtenerse en condiciones de competencia, pero, ante la ausencia de competidores,



el dueño de la Estación podría fijar el precio en un nivel que produzca el ahorronecesario para el cambio a la nueva fuente pero que le reditúe mayores ganancias.

¿Cómo se encuentra el Gas Natural con respecto a los otrosenergéticos?

En la siguiente figura se muestra el precio de los diversos energéticos disponiblesen el mercado para ser usados en el sector transporte. En el caso del GNC, dichoprecio ha sido estimado según lo señalado en el capitulo previo. Hay que tener encuenta que en esta figura el precio se expresa en US$/GJ, y que para convertirlo aUS$/MBTU es necesario multiplicarlo por 1.055.

Usuario Transporte

6.27

15.2414.55

19.03

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

GNC* GLP Diesel N°2 Gasolinas

US

$/G

Joul

e

Se aprecia que el precio estimado para el GNC se encuentra en un 41%, 43% y33% de los precios actuales del GLP, Diesel N°2 y las Gasolinas, respectivamente.

Evidentemente, la Estación de Servicio que expende GNC tiene un margenconsiderable para poder establecer el precio al público, pero, debe tenerse presenteque, la mayor economía ofrecida por el GNC será decisiva en el proceso detransformación (conversión), tal como se demuestra en el siguiente capítulo.

¿Cuál es la rentabilidad de utilizar el GNC en el sector transporte?

La rentabilidad de la conversión del GNC depende básicamente del tipo de vehículoa convertir, de las inversiones involucradas, y del precio de los energéticos. En estesentido se han analizado dos casos de conversión a GNC: la conversión de un Taxique emplea Diesel N°2, y el otro caso de un taxi que emplea Gasolina de 90Octanos.

En primer lugar, se asume que ambos taxis tienen el mismo recorrido anual e iguala 93,600 Km (ver cuadro siguiente). Si el rendimiento del taxi a Diesel N°2 es de 35Km/Gal y el de Gasolina es de 30 Km/Gal, entonces, los consumos de combustibleal año serían de 63.7 y 74.3 Barriles, respectivamente.



En términos energéticos, y considerando el poder calorífico del Diesel N°2 y de laGasolina, se puede determinar el requerimiento de energía de cada tipo de usuario,obteniéndose un consumo de 365 y 386 millones de BTU para el Taxi a Diesel yGasolina, respectivamente.

Rendimiento Recorrido Dias de Trabajokm/Gal km/Día km/Año Dias/Semana Semanas/Año Dias/Año

Taxi a Diesel 35 300 93,600 6 52 312Taxi a Gasolina 30 300 93,600 6 52 312

Consumo de Combustible Consumo de EnergíaGalones/Año Barriles/Año 10^6 BTU/Bl 10^6 BTU/Año

Taxi a Diesel 2,674.3 63.7 5.736 365.2Taxi a Gasolina 3,120.0 74.3 5.176 384.5

El precio del Diesel N°2 y de la Gasolina (promedio de gasolinas) a noviembre de2000, en Lima, es de 7.34 y 8.66 Soles por Galón, respectivamente. Considerandoun tipo de cambio de 3.5 S/./US$ y que un Barril tiene 42 galones, se puede calcularel precio al público de dicho combustible en US$/Barril, resultando los valores de88.1 y 103.9 para el Diesel N°2 y la Gasolina, respectivamente.

El precio del Diesel N°2 y de la Gasolina en términos de la energía contenida sedetermina dividendo el precio anterior por el Poder Calorífico Superior (PCS), con locual se obtiene un valor de 15.4 y 20.1 US$ por millón de BTU (US$/MBTU) para elDiesel N°2 y la Gasolina, respectivamente (ver cuadro siguiente).

La factura pagada por concepto del combustible en un Taxi a Diesel N°2 y uno aGasolina resulta en 5,608 y 7,720 US$ al año, es decir, que el taxista a Diesel N°2ahorra 2,112 US$/Año respecto a uno de Gasolina por el mismo recorrido.

Economía con Combustibles Líquidos

Precio al Público (Nov-2000) Pago Respecto alS/.Gal US$/Gal US$/Barril US$/10^6 BTU US$/Año GNC

Taxi a Diesel 7.34 2.10 88.08 15.36 5,608.36 132%Taxi a Gasolina 8.66 2.47 103.92 20.08 7,719.88 204%

Tipo de Cambio 3.50 S/./US$

Se estima que el GNC en las estaciones de servicio de Lima costaría alrededor de6.6 US$/MBTU, por consiguiente, al efectuarse el cambio al GNC (se asume que enel caso del taxista que emplea Diesel N°2 se efectúa un cambio de motor) ambostendrían el mismo consumo de energía, el cual equivale al del motor Otto33. Enconsecuencia el nuevo pago anual para ambos taxistas sería de 2,543 US$.

Economía con Gas Natural Comprimido (GNC)

Precio Pago AhorroUS$/10^6 BTU US$/Año US$/Año US$/Mes

Taxi a Diesel 6.61 2,543.00 3,065.36 255.45Taxi a Gasolina 6.61 2,543.00 5,176.88 431.41

Esto quiere decir, que el taxista a Diesel tiene un ahorro anual de 3,065 US$ (255.5US$ por mes) mientras que el taxista a gasolina tiene un ahorro de 5,177 US$

33 Los motores a gasolina se denominan motores Otto en honor a su inventor.



(431.4 US$ por mes). Este ahorro deberá permitir el cambio a la nueva fuenteenergética (GNC) tal como se muestra a continuación.

Si se considera que la inversión para convertirse al GNC por parte de un taxista aDiesel y otro de Gasolina asciende a 6,000 y 2,500 US$, respectivamente, y queambos financian la inversión con un préstamo bancario a una tasa anual del 18%,entonces el periodo de amortización del préstamo en cada caso resulta en 29 y 6meses, siendo la recuperación más rápida para el taxista a gasolina.

Evaluación Económica de la Conversión a GNC

Inversión Interes del Amortización Perido de AmortizaciónUS$ Prestamo US$/Mes Meses Años

Taxi a Diesel 6,000 18.0% 255.45 29 2.4Taxi a Gasolina 2,500 18.0% 431.41 6 0.5

En resumen, es más rentable para un taxista a gasolina cambiarse a GNC que untaxista a Diesel. La conveniencia del uso del GNC en el transporte depende delprecio del gas y del recorrido anual de las unidades, siendo más rentable para lasunidades de alto recorrido (transporte público).

¿Cuál es la economía de usar GLP en lugar de Gasolina?

Actualmente, existen en Lima unidades (taxistas) que operan con GLP, el cual anoviembre del 2000 tiene un precio en los gasocentros de 1.42 Soles por litro(S/./Lt). Con el objeto de evaluar la conveniencia del GLP versus la Gasolina seefectúa la siguiente comparación:

Economía con Gas Licuefactado de Petroleo (GLP)

Precio al Público (Nov-2000) Pago AhorroS/./Lt 10^3 BTU/Lt US$/10^6 BTU US$/Año US$/Año US$/Mes

Taxi a Diesel 1.42 25.225 16.08 6,184.26 -575.90 -47.99Taxi a Gasolina 1.42 25.225 16.08 6,184.26 1,535.63 127.97

En el cuadro anterior, se aprecia que es más económico el Diesel N°2 que el GLP, ypor lo tanto no sería económico para el taxista efectuar el cambio. Por otro ladopara el taxista a Gasolina, existe un ahorro en el uso del GLP de 1536 US$/Año, o128 US$/mes. Este ahorro permitiría hacer el cambio (800 US$ de inversión) ypagar la deuda en 7 meses (préstamo anual a 18%).

Evaluación Económica de la Conversión a GLP

Inversión Interes del Amortización Perido de AmortizaciónUS$ Prestamo US$/Mes Meses Años

Taxi a Gasolina 800 18.0% 127.97 7 0.6

Para evaluar el impacto real de Camisea en los ahorros del sector transporte sedebe analizar el parque potencial de taxistas que se convertirían a GNC.



¿Qué opciones de uso del gas natural para el Sector Transporteexisten y cual sería su impacto?

En la siguiente figura se muestra la comparación de proporcionar fuerza motrizmediante gas natural (motores Otto) o mediante la energía eléctrica (motoreseléctricos moviendo trolebuses).

Se aprecia, que para satisfacer el requerimiento de 1.0 MBTU de energía útil serequiere 3.40 y 2.86 MBTU de energía bruta en el gas natural, usando gasoductos yredes eléctricas, respectivamente.

Por lo tanto, técnicamente es más eficiente el uso del gas natural en las redeseléctricas que mediante gasoductos. Sería interesante hallar la eficienciaeconómica, y para ello se requiere contar con ciertos costos que escapan delalcance de este documento.

98% Turb ina de Gas

T u r b i n a d e V a p o r

CalderoR e c u p e r a d o r

d eC a l o r

80% 90% 1.0

49.5%

2.86

EnergíaBruta

EnergíaÚtil

T&DGN

Ciclo Combinado

GN

T&DEE

MotorEE

Cadena : Gas Natural >> Energía Eléctrica

Cadena : Gas Natural

98% 30% 1.03.40

EnergíaBruta

EnergíaÚtil

T&DGN

MotorOtto



OPCIONES DE USO DEL GAS NATURAL EN EL SECTOR TRANSPORTE

Comparación de Opciones de Consumo-16%

Consumo de Gas Natural Vía la Generación Eléctrica Consumo de Gas Natural

MBTU KWh MBTUDemanda de Gas en Boca de Pozo 2.87 841.57 3.40

Pérdidas de Transporte de Gas2% 2%

Energía Comprada por el Generador MBTU KWh(Demanda de Gas Natural) 2.81 824.74

Rendimiento 49.5%Máquina 55.0%Poder Calorífico 90.0%

MBTU KWhEnergía Producida por el Generador 1.39 408.25

PérdidasTransmisión 8.0%

MBTU KWhEnergía Comprada por el Distribuidor 1.28 375.59

PérdidasDistribución 13.3%

MT 3.0%BT 10.0%

MBTU KWh MBTUEnergía Vendida por el Distribuidor 1.11 325.63 3.33

Rendimiento en la Producción de Movimiento90% 30%

MBTU KWh MBTUEnergía Útil Requerida por el Usuario 1.00 293.07 1.00

Turbina de Gas

Turbina de Vapor

CalderoRecuperador

deCalor

¿Cuáles son las Ventajas y Desventajas de utilizar el GNC en elTransporte?

Como cualquier combustible, el gas natural tiene tanto ventajas como desventajas.Aunque la conversión de vehículos a GNC no siempre es apropiada para todos lostipos de vehículos, ni en todos los nichos del transporte, esta puede satisfacer lasnecesidades de muchas organizaciones.

Por lo tanto, es necesario comprender los atributos del GNC de tal forma que estossean sopesados con la necesidad de los consumidores.

Las siguientes ventajas y desventajas son hechas en comparación con losvehículos de gasolina.



Ventajas Desventajas

Reducción de las Emisiones y Eliminaciónde Contaminantes Tóxicos.

Peso adicional debido a los cilindros decombustible. Se adiciona entre 35 a 125kilogramos por cilindro, lo cual puedereducir la eficiencia y la capacidad decarga.

Reducción en el nivel de Emisión deHidrocarburos No Combustionados encerca de 80%.

El tamaño y la localización de los cilindrosde combustible pueden reducir el espaciode carga.

Reducción en el nivel de Emisión de COen cerca de 50%.

Pocas estaciones de servicio.

Reducción en el nivel de Emisión de losOxidos de Nitrógeno (NOX).

Los costos de conversión estángeneralmente entre los 2,000 y 3000 US$.Los mayores costos son debido a loscilindros de alta presión.

El costo por galón de gasolina equivalentees normalmente entre 30% y 60% másbarato.

En vehículos de dos combustibles (gasnatural y gasolina), el motor no puede seroptimizado para ambos combustibles, porlo tanto existe una pérdida de rendimiento.

Emisiones de Invernadero sonaproximadamente 15% menos que con laGasolina

Perdida de potencia resultante deldesplazamiento del aire esta alrededor de10%.

No se requiere almacenamiento bajotierra, eliminando la posibilidad decontaminación del terreno o de las aguassubterráneas.

Alto grado de octano, entre 120 y 130,permite la obtención de mayoresrelaciones de compresión.

El gas natural no requiere elenriquecimiento34 del combustible, debidoa que es introducido dentro del motorcomo vapor.

La operación del motor es mucho más

34 En los motores que operan con gasolina, la mezcla de la gasolina y aire se produce antes de entrara la cámara de combustión. Debido a que la gasolina se encuentra en estado líquido es necesariovaporizarla, mediante un proceso de atomización, con el objeto de obtener una mezcla casi perfecta.Existe un volumen teórico de gasolina por unidad de volumen de aire. Por efecto de que la mezcla noes perfecta, generalmente se agrega más gasolina que el requerimiento teórico, a este proceso se ledenomina “enriquecimiento de la mezcla”.



suave y silenciosa.

La combustión es más limpia y por lotanto los vehículos requieren menosmantenimiento. Se ha estimado que elgas natural incrementa la vida del motoren cerca de 25%.

Un vehículo convertido puede retener sucapacidad para operar con gasolina,extendiendo así su rango de acción yflexibilidad.

Los vehículos con GNC sonextremadamente seguros de operar ymantener.

Los vehículos pueden ser reconvertidospara operar con gasolina. También, lossistemas de conversión pueden serreinstalados en otros vehículos.

IMPACTO DE CAMISEA EN EL SECTOR RESIDENCIAL

¿Qué significa Camisea en el Sector Residencial?

Como se ha mencionado, los yacimientos de Camisea poseen dos recursosfácilmente utilizables en el sector residencial: el GLP y el Gas Natural Seco. Ladistribución del Gas Natural se realiza mediante tuberías, por lo tanto su mercadose extiende hasta donde es económico el desarrollo de la red (depende del volumenconsumido), mientras que el GLP tiene un radio de acción mucho mayor siendomás económico que el Gas Natural en sitios alejados y de bajos consumos.

Si la producción de líquidos de Camisea es superior al consumo interno, entonceslos precios internos deberían de reflejar la paridad de exportación y por lo tantoexistiría un beneficio para la población que utiliza el GLP como insumo energético.

En el año 1999 la demanda interna de GLP en el Perú fue de 4.67 millones debarriles, lo cual equivale a un consumo de energía de 18.68 Tera BTU (el podercalorífico del GLP se estima en 4 millones de BTU por Barril). Si consideramos quede los 781 millones de barriles que contiene Camisea como líquidos del gas natural,409 millones son GLP (52%), y que los mismos se destinaran al mercado interno (elcual crecería a una tasa del 5%), entonces la vida útil de dichas reservas sería de30 años (del 2004 al 2034).



Demanda Interna de GLP

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045

Años

Dem

anda

: Mio

Bl /

Año

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Res

erva

: Mio

Bl

Anual Reserva

En octubre de 1999, el precio del GLP en el mercado interno fue 0.857 US$/kg(incluye el IGV). Considerando que el GLP tiene un peso específico de 2.03 kg/Gal,es decir, 85.25 kg/Bl, entonces el precio del GLP sería de 73.1 US$/Bl, o lo que eslo mismo 18.22 US$/MBTU (se considera un poder calorífico de 4.01 MBTU/Bl).

De acuerdo con la legislación vigente, el precio al público que empleará el gasnatural de Camisea mediante la red de ductos, es la suma de los costos deProducción más Transporte más Distribución. Sí el precio del gas (sin incluir IGV)vendido por el Productor al Distribuidor fuera de 1.8 US$/MBTU (valor máximo), elcosto de la red de Transporte 1.614 US$/MMBTU (valor estimado), y la red deDistribución (margen de distribución más comercialización y Acometida) 7.241US$/MBTU más 0.7035 US$/mes, entonces el precio resultante sería de 10.655US$/MBTU más 0.70 US$/mes. Estos valores deben ser multiplicados por 1.18 paraconsiderar el IGV.

COMPONENTES DEL PRECIO DEL GAS NATURAL(No Incluye IGV)

Opciones

Componentes A B C DCompra de Gas Natural US$/MBTU 1.800 1.800 1.800 1.800

Transporte y Distribución en AP US$/MBTU 1.614 1.614 1.614 1.614Distribución en BP

Consumo Mínimo MBTU/mes 0 30 5,015 30,018Cargo Variable US$/MBTU 7.241 0.657 0.138 0.073

Cargo Facturación US$/Cliente 0.700 0.700 0.700 0.700

Así por ejemplo, un usuario doméstico que consume 1 balón de 10 kilos por mes(10 kilos/mes = 0.117 Barriles/mes = 0.470 MBTU/mes) tiene un consumo de 0.470

35 El valor de 0.70 US$ corresponde al costo fijo de comercialización, el cual no depende del volumenvendido. En ese sentido se ha visto por conveniente separar dicho costo y no incluirlo como un costovariable ya que se tendría que adoptar un supuesto adicional de consumo promedio del cliente.



millones de BTU y paga en gas natural 6.73536 US$, lo cual equivale a un preciomedio de 14.3337 US$/MBTU. Si esta familia consumiera 2 balones de 10 kilos(0.940 MBTU/mes), entonces el precio medio sería 13.45 US$/MBTU.

Se aprecia, que para un consumo de 1 balón al mes, el Gas Natural es máseconómico que el GLP (14.33 contra 18.22 US$/MBTU), mientras que, si elconsumo fuera de 2 balones de GLP al mes, entonces, la economía del Gas Naturalsería mayor (13.45 contra 18.22 US$/MBTU).

En resumen, la ventaja del gas natural se aprecia para grandes consumos (porencima de 0.470 millones de BTU al mes o 16 píes cúbicos por día) ya que los altoscostos fijos de la red de distribución se diluyen a mayor volumen.

GLP vs Gas Natural en el Sector Residencial(Precios Nov-2000 - Incluyen IGV)

Consumo Mensual GLP Gas Natural AhorroBalones MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/Mes US$/10 Años

0.5 0.235 18.22 16.08 2.14 0.50 461.0 0.470 18.22 14.33 3.89 1.83 1661.5 0.706 18.22 13.74 4.48 3.16 2872.0 0.941 18.22 13.45 4.77 4.49 4072.5 1.176 18.22 13.28 4.95 5.82 5283.0 1.411 18.22 13.16 5.06 7.14 6483.5 1.646 18.22 13.07 5.15 8.47 7694.0 1.882 18.22 13.01 5.21 9.80 8894.5 2.117 18.22 12.96 5.26 11.13 1,0105.0 2.352 18.22 12.92 5.30 12.46 1,1305.5 2.587 18.22 12.89 5.33 13.79 1,2516.0 2.823 18.22 12.87 5.36 15.12 1,3716.5 3.058 18.22 12.84 5.38 16.44 1,4927.0 3.293 18.22 12.82 5.40 17.77 1,6127.5 3.528 18.22 12.81 5.41 19.10 1,7338.0 3.763 18.22 12.79 5.43 20.43 1,8538.5 3.999 18.22 12.78 5.44 21.76 1,9749.0 4.234 18.22 12.77 5.45 23.09 2,0949.5 4.469 18.22 12.76 5.46 24.41 2,215

10.0 4.704 18.22 12.75 5.47 25.74 2,335

Periodo 10 añosTasa 6% anual

En el cuadro superior se presenta la evaluación del ahorro por consumir GasNatural en lugar del GLP, dependiendo del consumo mensual. Por ejemplo, sievaluamos el ahorro que podría significar para una familia que consume 3 balonesde GLP al mes, veremos que al cabo de 10 años y a una tasa del 6% anual, elahorro sería de 648 US$. Esto quiere decir, que las instalaciones internasnecesarias para utilizar el Gas Natural no podrían constar más de 648 US$, sino losusuarios no optarían por el gas.

¿Cuál es la comparación económica de las diversas fuentesenergéticas?

En la siguiente figura se muestra los precios de los diversos energéticos disponiblespara los consumidores residenciales.

36 6.735 = ( 10.655 x 0.470 + 0.70 ) x 1.18 = 5.708 x 1.18

37 14.33 = 6.735 / 0.470 = ( 10.655 + 0.70 / 0.470 ) x 1.18



Se aprecia que el precio del Kerosene es muy similar al precio del Gas Natural,mientras que en el caso del GLP y la Electricidad (tarifa BT5) el gas natural es 25%y 60% más económico, respectivamente.

Usuario Residencial

12.92 13.03

32.26

17.27

0

10

20

30

40

Kerosene Gas Natural GLP Electricidad-BT5

US

$/G

Joul

e

Si bien a simple vista el gas natural es más económico que el GLP y la Electricidad(BT5), para efectuar una correcta evaluación se debe determinar el costo de laenergía útil requerida por el usuario. Recordemos que la energía útil esta asociadaa la tecnología empleada para convertir la energía del combustible o la electricidaden calor o fuerza motriz.

El uso principal del gas natural en las residencias es la generación de calor, tantopara la cocción de alimentos como para el calentamiento de agua. En la siguientefigura se muestra los rendimientos normales de diversas tecnologías necesariaspara producir calor dependiendo del tipo de fuente energética.

Rendimientos de Equipos de Calor

94.4%

80.0%75.0%

47.5%

75.0%

47.5%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Terma Cocina

Tecnología

Ren

dim

ient

o

Electrica Gas Natural GLP

Asumiendo que el 70% del calor requerido en una vivienda se destina alcalentamiento de agua y el restante 30% a la cocción, podemos determinar elrendimiento medio de la producción de calor.



Por otro lado, existe diferencia entre la combustión de GLP y gas natural debido a laformación de vapor de agua. Por ejemplo en el caso del GLP, del 100% de laenergía bruta (PCS) disponible en el combustible, el 7.5% es perdido en laformación de vapor de agua y por lo tanto la energía neta (PCI) es igual al 92.5% dela energía bruta. Del mismo modo, del 100% de la energía bruta (PCS) contenida enel gas natural, el 10% se pierde en la formación de vapor de agua y el restante 90%constituye la energía neta (PCI) disponible.

Diferencia entre el PCS y el PCI

0.0%

10.0%

7.5%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

Electricidad Gas Natural GLP

Combustible

Dife

renc

ia

Por lo tanto el rendimiento total de cada una de las fuentes energéticas se obtienemultiplicando el rendimiento térmico de la tecnología por la relación entre el PoderCalorífico Inferior (PCI) y el Poder Calorífico Superior (PCS). El resultado semuestra en la siguiente figura.

Rendimiento Total(Energía Util / Energía Bruta)

90% 90% 90%

58% 60%

0%10%20%

30%40%50%60%70%

80%90%

100%

BT2 Existente BT2 Nuevo BT5 Gas Natural GLP


Ren

dim

ient

o

En esta figura se muestra que la tecnología con mayor rendimiento para producircalor es la energía eléctrica con 90%, mientras que el gas natural y el GLP tienenrendimientos de 58% y 60%, respectivamente.

En la siguiente figura se esquematiza un procedimiento de cálculo para determinarel costo de la energía para un usuario residencial que utiliza 3 fuentes energéticas,analizándose dos tarifas de electricidad (BT5 y BT2) en baja tensión.



Para este caso se parte del supuesto que una familia consume Un balón de GLP almes, y por lo tanto compra 0.470 MBTU a un precio de 18.22 US$/MBTU siendo sufactura igual a 8.57 US$. Como el rendimiento total de usar el GLP es igual a 60%,entonces la energía útil requerida por el usuario para sus procesos de calor es iguala 0.280 MBTU (0.280 = 0.470 x 60%). En consecuencia el costo de la energía útilrequerida es igual a 30.56 US$/MBTU (30.56 = 8.57 / 0.280 = 18.22 / 60%).

COSTO DEL CONSUMO DE CALOR EN EL SECTOR RESIDENCIAL

BT5Rendimiento 90%Consumo 91.5 kWhPrecio 106.40 US$/MWhFactura 9.73 US$

Costo de la Energía Útil118.41 US$/MWh32.89 US$/GJ

9.3 kWh10%

40%0.190 MBTU

Gas NaturalRendimiento 58%Consumo 0.483 MBTU GLPPrecio 14.281 US$/MBTU Rendimiento 60%Factura 6.90 US$ Consumo 0.470 MBTU

Costo de la Energía Útil Precio 18.221 US$/MBTU24.62 US$/MBTU 0.280 MBTU Factura 8.57 US$23.33 US$/GJ 0.296 GJ Costo de la Energía Útil

82.2 kWh 30.56 US$/MBTU28.96 US$/GJ

1 Balon = 0.470 MBTUMBTU 0.203 Consumo 1.00 Balones

42%

9.3 kWh10%

BT2Rendimiento 90%Consumo 91.5 kWhPrecio 40.05 US$/MWhFactura 3.66 US$

Costo de la Energía Útil44.57 US$/MWh12.38 US$/GJ

Pérdidas

Energía ÚtilPérdidas

Energía Útil

Pérdidas

EnergíaÚtil

Pérdidas

EnergíaÚtil

Para el análisis de los otros combustibles partimos del hecho que el calor requeridopor el usuario es igual a 0.280 MBTU = 0.296 GJ = 82.2 kWh.

En el análisis del gas natural se observa que la energía bruta requerida paraproducir 0.280 MBTU de calor con un rendimiento promedio de 58% es igual a0.483 MBTU (0.483 = 0.280 / 58%). Como el precio de la energía bruta del gasnatural es igual a 14.28 US$/MBTU, entonces la factura pagada por la energía seríaigual a 6.90 US$ (6.90 = 0.483 x 14.28). Por lo tanto, el costo de la energía útil seríaigual a 24.62 US$/MBTU (24.62 = 6.90 / 0.280).

De igual forma, en el caso de la energía eléctrica, la energía bruta requerida paraproducir 82.2 kWh de calor con un rendimiento medio de 90% es iguala a 91.5 kWh(91.5 = 82.2 / 90%). Para analizar el costo de la electricidad debemos analizar dosopciones tarifarias: BT2 y BT5.



La opción tarifaria de Electricidad BT5 es la más utilizada en nuestro medio, debidoa que es la más barata de obtener (el costo de conexión equivale a US$ 194 sinIGV) y sólo se requiere de leer la energía total consumida por el usuario. En estaopción la tarifa es igual a 106.40 US$/MWh.

Asimismo, la opción tarifaria de Electricidad BT2 es la más cara de obtener (el costode conexión equivale a US$ 1591 sin IGV) entre las opciones de baja tensión, yrequiere la lectura de la potencia y la energía tanto en hora punta como en fuera depunta38. En esta opción la tarifa de energía en hora punta y fuera de punta es iguala 63.52 y 40.05 US$/MWh, respectivamente.

Si el usuario cuenta con una conexión tipo BT5, entonces el precio de la energíaeléctrica bruta es igual a 106.40 US$/MWh, en consecuencia la factura pagada porla energía sería igual a 9.73 US$ (9.73 = 91.5 x 106.40 / 1000). Por lo tanto, el costode la energía útil sería igual a 118.41 US$/MWh (118.41 = 9.73 / 82.2 x 1000). Estecosto equivale en el Sistema Internacional de Unidades a 32.89 US$/GJ (32.89 =118.41 / 3.6).

En el caso que el usuario contara con una conexión tipo BT2, y asumiendo que elconsumo de calor (agua caliente y cocción) lo realizara principalmente en horasfuera de punta, entonces el precio de la energía eléctrica bruta sería igual a 40.05US$/MWh, en consecuencia, la factura pagada por la energía sería igual a 3.66US$ (3.66 = 91.5 x 40.05 / 1000). Por lo tanto, el costo de la energía útil sería iguala 44.57 US$/MWh (44.57 = 3.66 / 82.2 x 1000). Este costo equivale en el SistemaInternacional de Unidades a 12.38 US$/GJ (12.38 = 44.57 / 3.6).

En el caso de la opción tarifaria BT2 hay que tener presente que si la demanda deelectricidad en el periodo de punta se incrementa en una cantidad tal que lapotencia máxima de dicho periodo sobrepasa a la potencia máxima del periodo depunta, entonces, se requiere pagar un monto adicional determinado como elproducto del exceso de potencia (potencia máxima en fuera de punta menospotencia máxima en horas de punta) por el precio de dicho exceso (equivalente a9.43 US$/kW-mes). En los análisis efectuados líneas arriba se asume que estehecho no ocurre, pero para aclarar el concepto se presenta el siguiente ejemplo.

Se presenta el caso de un consumidor residencial que antes de dejar el GLPconsumía 300 kWh al mes, repartido en las horas de punta y fuera de punta segúnse muestra en la siguiente figura (consumo normal).

Suponiendo que el consumidor convierte su requerimiento de 1 balón de GLP a91.5 kWh de electricidad, y este se distribuye en 68% terma eléctrica y 32% cocinaeléctrica, entonces, la potencia requerida dependerá de los hábitos de consumo.

En la figura se ha supuesto que la terma se use durante 2 horas al día, mientrasque, la cocina durante 1 hora al día.

38 En el sistema eléctrico se ha definido la hora punta como el periodo de 5 horas comprendidas entrelas 18:00 horas y las 23:00 horas. Las horas fuera de punta corresponde al periodo restante (19horas).



Consumo de Calor Mediante Electricidad

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Horas del Día

KW

Normal Terma Cocina

Hora Punta

Hora Fuera de Punta

Se puede apreciar, que los consumos adicionales de electricidad (terma y cocina)no son coincidentes en el tiempo y por lo tanto su requerimiento de potenciatampoco lo és. Además, la potencia máxima (KW) en las Horas Fuera de Punta nosupera la potencia máxima en las Horas de Punta, por lo tanto, este consumoadicional de electricidad no origina mayor pago por capacidad (potencia).

Si el consumidor utiliza la terma sólo una hora al día, entonces la potencia máximaen Fuera de Punta sobrepasaría la potencia máxima en las Horas de Punta, talcomo se muestra en la siguiente figura, por consiguiente, tendría que haber un pagoadicional por el exceso de potencia, lo cual incrementaría el costo medio de laenergía en fuera de punta.

Consumo de Calor Mediante Electricidad

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Horas del Día

KW

Normal Terma Cocina

Exceso de Potencia en Fuera de Punta

En conclusión, el patrón de consumo de cada usuario determina la conveniencia ono del uso de la electricidad en la producción de calor.



Continuando con los resultados sobre el uso de fuentes alternativas para laproducción de calor, el cuadro siguiente muestra el resumen de los Costos Mediosde la energía útil para cada una de las fuentes analizadas.

Costo Medio de la Energía Útil

US$/GJ US$/MBTU US$/MWhBT2 12.38 44.57

Gas Natural 23.33 24.62GLP 28.96 30.56BT5 32.89 118.41

Se aprecia claramente la ventaja de la opción tarifaria de electricidad BT2, peroteniendo en mente que los consumos deben realizarse en fuera de punta y nosobrepasar la demanda máxima de punta.

Si comparamos únicamente las opciones energéticas mayormente disponibles (gasnatural, GLP y BT5), entonces el gas natural resulta ser una opción económica queen términos relativos es 20%39 y 30%40 más económico que el GLP y la BT5,respectivamente. En la figura siguiente se muestra esta comparación.

Costo Medio Útil de Producción de Calor

12.4

23.3

29.0

32.9

0

5

10

15

20

25

30

35

BT2 Gas Natural GLP BT5

Combustible

US

$/G

J

¿Cuál es el ahorro de usar la electricidad (opción BT2) en lugar delGLP en las residencias?

Como se recordará, si un usuario residencial tiene instalado una conexión eléctricatipo BT2, el costo de la energía en hora de punta es igual a 40.05 US$/MWh, lo cualequivale a 11.74 US$/MBTU (11.74 = 40.05 / 3.412).

39 20% = 23.3 / 29.0 - 1

40 30% = 23.3 / 32.9 - 1



Por otro lado, la evaluación de la economía en el uso de una fuente energética debehacerse en función de la energía útil requerida en el proceso productivo, porejemplo, la producción de calor. Para relacionar los consumos brutos de energía delas diversas fuentes energéticas se emplea la siguiente expresión:

GLPBT2

GLPBT2

BT2BT2GLPGLP

EBRR

EB

REBREB(EU) ÚtilEnergía (R) oRendimient x (EB) Bruta Energía

×=

×=×=

Considerando que el Rendimiento con GLP (RGLP) es igual a 60% y con Electricidad(RBT2) es igual a 90%, entonces, la Energía Bruta requerida con electricidad (EBBT2)es igual a 2/3 (2/3 = 60%/90%) de la Energía Bruta requerida con GLP (EBGLP).

Por ejemplo, si se requiere 1 balón de GLP, el cual equivale a 0.470 MBTU,entonces se requeriría 0.312 MBTU de electricidad para garantizar el mismoconsumo de energía útil.

Resumiendo, el ahorro de dinero por emplear la Electricidad (BT2) en lugar del GLPen los usos de calor de un consumidor residencial es igual a la diferencia en loscostos de la energía comprada, tal como se muestra en la siguiente expresión:

Ahorro = EBGLP x PrecioGLP – EBBT2 x PrecioBT2

En el siguiente cuadro se muestra el cálculo del ahorro mensual para diversosniveles de consumos de energía (medidos según el número de balones de GLP).

GLP vs Electricidad (BT2) en el Sector Residencial(Precios Nov-2000)

Consumo GLP Consumo Electricidad GLP BT2 AhorroBalones MBTU KWh MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/Mes US$/10 Años

0.5 0.235 45.7 0.156 18.22 11.74 2.45 2231.0 0.470 91.5 0.312 18.22 11.74 4.91 4451.5 0.706 137.2 0.468 18.22 11.74 7.36 6682.0 0.941 183.0 0.624 18.22 11.74 9.81 8902.5 1.176 228.7 0.780 18.22 11.74 12.27 1,1133.0 1.411 274.5 0.936 18.22 11.74 14.72 1,3363.5 1.646 320.2 1.093 18.22 11.74 17.18 1,5584.0 1.882 365.9 1.249 18.22 11.74 19.63 1,7814.5 2.117 411.7 1.405 18.22 11.74 22.08 2,0035.0 2.352 457.4 1.561 18.22 11.74 24.54 2,2265.5 2.587 503.2 1.717 18.22 11.74 26.99 2,4496.0 2.823 548.9 1.873 18.22 11.74 29.44 2,6716.5 3.058 594.6 2.029 18.22 11.74 31.90 2,8947.0 3.293 640.4 2.185 18.22 11.74 34.35 3,1167.5 3.528 686.1 2.341 18.22 11.74 36.80 3,3398.0 3.763 731.9 2.497 18.22 11.74 39.26 3,5628.5 3.999 777.6 2.653 18.22 11.74 41.71 3,7849.0 4.234 823.4 2.809 18.22 11.74 44.17 4,0079.5 4.469 869.1 2.965 18.22 11.74 46.62 4,22910.0 4.704 914.8 3.122 18.22 11.74 49.07 4,452

Periodo 10 añosTasa 6% anual

En el cuadro anterior, si una familia consume 3 balones por mes de GLP, entoncesel ahorro por utilizar aparatos eléctricos en la producción de calor (cocción ycalentamiento), mediante la opción tarifaria BT2, es igual a 14.72 US$/mes. Si esteahorro se mantiene por 10 años y la tasa de oportunidad para el consumidor es de



6%, entonces el valor presente de dicho ahorro en el periodo especificado es igual a1336 US$.

Si el usuario en este momento tiene una conexión eléctrica tipo BT5 (US$ 229, conIGV) y desea cambiarse a la opción BT2 (US$ 1877, con IGV), pensando ahorrar enel consumo de calor, entonces, el ahorro a lo largo de 10 años debería ser mayor a1648 US$ (1648 = 1877 – 229) para que sea conveniente el cambio. Si observamosel cuadro anterior, apreciamos que dicho nivel de ahorro se obtiene para consumosde GLP iguales o superiores a 4 balones por mes. Evidentemente, este nivel deconsumo no corresponde con el consumo promedio de la población, y por lo tanto,es muy difícil que esta fuente energética (BT2) sea una opción para la granmayoría.

El problema de la no-factibilidad del uso de la BT2 radica en el costo de la conexión,y por lo tanto, deberá estudiarse la posibilidad de crear una nueva opción tarifariasimilar a la BT5, pero con dos lecturas de energía (en punta y fuera de punta) de talforma que se incentive el uso de la energía en la hora fuera de punta y la conexiónno cueste más del doble de la BT5.

En el caso de existir esta nueva opción (BT5-2E), y la diferencia de costo con laBT5 sea de 229 US$, entonces, el consumo mínimo requerido para pagar el costode pasarse a esta opción mediante los ahorros futuros debería ser al menos 0.5balones por mes (5 kilogramos de GLP por mes). Esta cantidad es fácilmentealcanzable por muchos hogares y por lo tanto la masificación del gas natural en elsector residencial no sólo se haría mediante gasoductos sino también medianteredes eléctricas (electroductos).

Hay que tener presente que cerca del 75% de la población cuenta actualmente conenergía eléctrica, y en muchos casos las redes se encuentran sub-utilizadas, por lotanto la opción del uso de la electricidad como fuente de calor no debe ser dejadafuera de juego.

¿Qué opciones de uso del gas natural para el usuario Residencialexisten y cual sería su impacto?

De acuerdo al resultado del análisis mostrado anteriormente, la factibilidad de lamasificación del gas natural vía las redes eléctricas depende de las opcionestarifarias creadas con el objeto de incentivar la eficiencia económica de sectorenergético.

En el siguiente diagrama se aprecia que para consumir 1 MBTU de energía útil serequiere producir 1.76 MBTU de gas natural, empleando la red de gasoductos. Porotro lado, el satisfacer el mismo requerimiento de energía útil mediante las redeseléctricas hace necesario producir 3.10 MBTU. Esto quiere decir que el despachode energía mediante gasoductos es más eficiente técnicamente que mediante redeseléctricas. La pregunta complementaria sería: ¿Es también más económico elgasoducto contra la red eléctrica?.

La respuesta se encuentra en el uso de la capacidad ociosa del sistema (fuera depunta).



OPCIONES DE USO DEL GAS NATURAL EN EL SECTOR RESIDENCIAL

Comparación de Opciones de Consumo76%

Consumo de Gas Natural Vía la Generación Eléctrica Consumo de Gas Natural

MBTU KWh MBTUDemanda de Gas en Boca de Pozo 3.10 907.60 1.76

Pérdidas de Transporte de Gas2% 2%

Energía Comprada por el Generador MBTU KWh(Demanda de Gas Natural) 3.03 889.45

Rendimiento 49.5%Máquina 55.0%Poder Calorífico 90.0%

MBTU KWhEnergía Producida por el Generador 1.50 440.28

PérdidasTransmisión 8.0%

MBTU KWhEnergía Comprada por el Distribuidor 1.38 405.06

PérdidasDistribución 19.5%

MT 3.0%BT 16.0%

MBTU KWh MBTUEnergía Vendida por el Distribuidor 1.11 326.15 1.72

Rendimiento de Producción de Calor90% 58%

MBTU KWh MBTUEnergía Útil Requerida por el Usuario 1.00 293.07 1.00

Turbina de Gas

Turbina de Vapor

CalderoRecuperador

deCalor

En la siguiente figura se muestra un esquema donde se aprecia las dos cadenas desuministro energético: Cadena del Gas Natural y la Cadena Gas – Electricidad.



98% Turb ina de Gas

T u r b i n a d e V a p o r

CalderoR e c u p e r a d o r

d eC a l o r

75% 90% 1.0

49.5%

3.05

EnergíaBruta

EnergíaÚtil

T&DGN

Ciclo Combinado

GN

T&DEE

CocinaTerma

Cadena : Gas Natural >> Energía Eléctrica

Cadena : Gas Natural

98% 58% 1.01.76

EnergíaBruta

EnergíaÚtil

T&DGN

CocinaTerma

PRECIOS Y TARIFAS DEL GAS NATURAL

El precio del gas natural a ser pagado por los usuarios comprende los siguientescomponentes:

1. Compra del Gas Natural

2. Tarifas Reguladas para el Transporte y Distribución (T&D) en Alta Presión (AP).

3. Tarifas Reguladas para la Distribución en Baja Presión (BP).

El precio por la compra de gas natural no esta regulado, y por lo tanto, es sujeta anegociación. En el caso de Camisea el Productor no puede vender a sus clientes aun precio mayor al Precio Máximo. De las noticias difundidas por el CEPRICamisea, se sabe que el Precio Máximo es igual a 1.0 y 1.8 US$/MBTU para losGeneradores Eléctricos y Otros Clientes, respectivamente.

La Tarifa de Transporte y Distribución (T&D) en AP depende del Costo ofertado porel inversionista y de los volúmenes garantizados a lo largo de los años. Cómo a lafecha de elaborar este documento, la información necesaria para efectuar loscálculos no esta disponible aún, se ha asumido como tarifa para el GeneradorEléctrico 0.90 US$/KPC y para el Resto 1.30 US$/KPC. Estas tarifas son cargos decapacidad, los cuales al ser transformados en cargos volumétricos y energéticosequivalen a 0.9041 y 1.61 US$/MBTU, respectivamente.

Las Tarifas de Distribución en BP para la Ciudad de Lima y Callao son reguladas enla Resolución N° 014-99 P/CTE, publicada el 12 de diciembre de 1999, la cuál crea

41 En el caso del generador eléctrico se asume un factor de carga de 100% debido a la modificacióndel DS 040-99-EM, donde, para el generador eléctrico se ha flexibilizado la facturación por capacidad.



4 opciones de pago de la red de distribución en BP (A, B, C, D) y 2 opciones depago de la Acometida42.

En el siguiente cuadro se muestra los componentes del precio final del gas naturalpara los usuarios que no son generadores eléctricos. En el caso de la Distribuciónen BP se presenta la opción de pago de la Acometida como parte de la Tarifa, paracada una de las cuatro opciones.

COMPONENTES DEL PRECIO DEL GAS NATURAL(No Incluye IGV)

Opciones

Componentes A B C DCompra de Gas Natural US$/MBTU 1.800 1.800 1.800 1.800

Transporte y Distribución en AP US$/MBTU 1.614 1.614 1.614 1.614Distribución en BP

Consumo Mínimo MBTU/mes 0 30 5,015 30,018Cargo Variable US$/MBTU 7.241 0.657 0.138 0.073

Cargo Facturación US$/Cliente 0.700 0.700 0.700 0.700

La Resolución N°014-99 P/CTE fija las tarifas de distribución en BP en NuevosSoles por m3 (S/./m3). Para convertir estas tarifas a US$/MBTU, se ha utilizado untipo de cambio de 3.492 S/./US$ y un PCS del gas natural equivalente a 1000BTU/PC.

El procedimiento de selección de la mejor Opción Tarifaria (A, B, C, D) por parte delusuario consiste en simular la factura a pagar por la Red de Distribución en BP y deella tomar el menor valor. En la siguiente figura las líneas representan las posiblesfacturas a ser pagadas por el usuario (no incluye el IGV), mientras que el áreamarcada muestra el menor valor posible.

42 Se denomina Acometida a la instalación que permite unir la red de baja presión del Distribuidor conla Red Interna del Cliente.



Factura por la Distribución en Baja Presión para Lima

1

10

100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

0.1 1.0 10.0 100.0 1,000.0 10,000.0 100,000.0

Consumo Mensual MBTU

Fact

ura

US

$/m

es

A B C D

Por ejemplo, si un usuario consume 1.0 MBTU/mes, entonces su mejor opción es la“A”. Del mismo modo, si consume 100 MBTU/mes, entonces su mejor opción es la“B”.

Debe tenerse presente que las tarifas reguladas por la Resolución 014-99P/CTE se estructuran según el costo incurrido por el volumen consumido porcada cliente, y no según el uso que él le da (residencial, comercial, etc.).

La siguiente figura muestra la tarifa media por la Distribución de gas natural en BPpara la ciudad de Lima y Callao. Estos valores han sido obtenidos dividiendo lafactura calculada en la figura anterior entre el volumen consumido.



Tarifa Media por la Distribución en BP para Lima

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1,000.00

10,000.00

100,000.00

0.1 1.0 10.0 100.0 1,000.0 10,000.0 100,000.0

Consumo Mensual : MBTU

US

$ / M

BTU

A B C D

Las áreas marcadas muestran las tarifas mínimas que el usuario debería buscarcon el objeto de pagar lo menos posible. Si a estas tarifas mínimas le agregamoslos precios del gas y las tarifas de T&D en AP se obtendría el Precio Total, tal comose muestra en la siguiente figura.

Precio Total del Gas Natural en Lima (Sin IGV)

1

10

100

0.1 1.0 10.0 100.0 1,000.0 10,000.0 100,000.0


US

$ / M

BTU

195 kWh 195 MWh

En la siguiente figura, se compara el precio posible del gas natural (GN) y de losotros energéticos tales como: Residual N°6 (R6), Diesel N°2 (D2), GLP y energíaeléctrica (EE).



Precio de Alternativas (con IGV)

1

10

100

0.1 1.0 10.0 100.0 1,000.0 10,000.0 100,000.0


US

$ / M

BTU

GN R6 D2 GLP EE

Se aprecia claramente que para consumos menores a 0.2 MBTU/mes (0.4 balonesde 10 kg de GLP) el GLP es más económico que el gas natural.

Por otro lado, en el caso del sector transporte, un taxi de alto recorrido consumiría30 MBTU/mes, por lo que el margen entre el GLP y el GN es cerca de 8 US$/MBTU(15 – 7), incluye la Estación de Servicio (2.5 US$/MBTU), entonces las posibilidadesde crecimiento del GN son buenas y dependen del inversionista.

En todos los casos, la Energía eléctrica es más cara que el gas natural, pero hayque advertir que estos precios no son por energía útil y que de acuerdo alrendimiento de la tecnología a usar la situación puede cambiar para algún nicho delmercado.

CONCLUSIONES

Este documento pone de manifiesto muchos de los impactos que generará Camiseaen el desarrollo futuro del sector energético, destacándose entre ellos:

1. Incremento de la competitividad del sector energético. Esto traerá consigo lareducción de los precios de los energéticos alternativos al gas natural.

2. Mayor economía en la producción de la electricidad, con la consiguientereducción de los precios.

3. Mayor estabilidad de los precios de la electricidad, debido a la reducción de ladependencia a factores externos al sector.

4. Reducción de la barrera de entrada a nuevos inversionistas en la generacióneléctrica, lo cual traerá consigo un incremento de la competencia.



5. Mayor competitividad del sector industrial, sobre todo en el campo demanufactura. Esto originará mayor potencial para el desarrollo de dicho sector.

6. Posibilidad de crear nuevas industrias que empleen el gas natural como insumo.

7. Posibilidad de uso en sector transporte, tanto como Gas Natural Comprimido,como energía eléctrica.

8. Posibilidad de reducción de los precios de los combustibles alternativos debido ala competencia con el GNC, en el sector transporte.

9. Reducción de los niveles de contaminación ambiental debido al uso del GNC.

10. Combustible competitivo al GLP en el sector Residencial.

11. Posibilidad de masificar el uso del gas natural vía el uso de la red eléctrica.



GLOSARIO DE TÉRMINOS

Avenida

Periodo del año caracterizado por lluvias y donde el caudal de los riossupera el promedio anual.

Barril Equivalente de Petróleo (BEP)

Unidad de referencia energética caracterizada por reflejar el contenidoenergético bruto de Un Barril Standard de Petróleo. 1 BEP = 5.8 MBTU =1.462 Gcal = 1700 kWh = 6.12 GJ.

BTU (British Thermal Unit)

Unidad Térmica Britanica definida como la cantidad de calor necesaria paraelevar la temperatura de una Libra de Agua un grado Fahrenheit.

Capacidad

Requerimiento máximo de una instalación. Su medida depende del periodode tiempo de evaluación. Generalmente, la Capacidad se mide como elcociente del Volumen transcurrido en un periodo de tiempo. Por ejempo, enel sector eléctrico a la Capacidad se denomina Potencia y, en el Perú, semide en periodos de 15 minutos.

Condensados (Líquidos) del Gas Natural

Hidrocarburos que existen como vapor en los reservorios de gas natural, yque condensan a liquidos cuando su temperatura y presión decrecencuando el gas seco es producido. En el caso del gas natural se incluye enesta categoría al Propano (C3H8), Butano (C4H10), Pentano (C5H12) y otroshidrocarburos más pesados.

Consumo Específico (CE)

Mide el requerimiento de Combustible por unidad de Energía producida.

Costo Variable Combustible (CVC)

Costo variable de operación de la unidad que depende básicamente delCombustible.



Costo Variable No Combustible (CVNC)

Costo variable de operación de la unidad que no depende del combustible,tal como los lubricantes y algunos procesos de mantenimiento.

Energía

Capacidad para efectuar un Trabajo (energía potencial) o la conversión deesta capacidad en movimiento (energía cinética).

Energía Neta

Energía adquirida por el consumidor.

Energía Útil

Energía realmente utilizada en el proceso.

Estiaje

Periodo del año caracterizado por ausencia de lluvias (sequía) y donde elcaudal de los rios es menor al promedio anual.

Factor de Carga (FC)

Indice que muestra el uso de la Capacidad Instalada del Usuario o delconjunto de usuarios. Se detemina como el cociente del volumen medioconsumido entre la Capacidad Instalada.

Factor de Planta (FP)

Indice que muestra el uso de la Capacidad Instalada del Productor o delconjunto de Productores. Se detemina como el cociente del volumen medioproducido entre la Capacidad Instalada.

Gas Natural Húmedo

Gas Natural que incluye a los Condensados.

Horas de Utilización

Se determina como el producto de las Horas Totales del periodo por elFactor de Carga o el Factor de Planta, según sea el caso.

Poder Calorífico Superior (PCS)

Energía Bruta Contenida en los Combustibles.



Poder Calorífico Inferior (PCI)

Energía Remanente del Combustible y que realmente es aprovechada porlas máquinas térmicas. Se determina como la diferencia del PCS menos laenergía contenida en el vapor de agua producto de la combustión delcombustible con el oxigeno.

Potencia

Definido como trabajo por unidad de tiempo, la potencia mide la Capacidadreal de una máquina para efectuar un trabajo. En el negocio eléctrico lapotencia se mide en Watts (W) o su múltiplo el Kilowatts (KW).

Precio Monómico

Precio que combina los Precios de Volumen (energía) y Capacidad(potencia) en un solo valor. Normalmente los precios de Capacidad setraducen en precios por Volumen dividiendo el anterior entre las Horas deUtilización.

Prefijos del Sistema Internacional de Unidades (SIU)

Sistema Internacional de UnidadesPrefijos

Nombre Simbolo EquivalenciaKilo K 103

Mega M 106

Giga G 109

Tera T 1012

Peta P 1015

Exa E 1018

Zetta Z 1021

Yiotta Y 1024

Documents

CAMISEA: IMPACTO EN EL SECTOR ENERGÉTICO