Libro07 masificacion del gn baja by Ronald Vargas Palomino

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Masificación del gas natural en el Perú

Experiencia y perspectiva

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Gas Natural

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

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Masificación del gas natural en el Perú

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Masificación del gas natural en el Perú

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Publicación elaborada y editada por Teps Group S.A.C. por encargo la División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin, según CLS OsinergminGART-037-2013. Intervinieron en la elaboración, revisión y aprobación de esta publicación las siguientes personas: Por la GART: Gerente Adjunto: Víctor Ormeño Salcedo Gerente de la División de Gas Natural (e): Miguel Juan Révolo Acevedo Ex-Viceministro de Energía: Luis Alberto Espinoza Quiñones Asesor Técnico: Carlos Alberto Palacios Olivera Especialistas: Michael Antonio Moleros Cuestas Oscar Echegaray Pacheco Raúl Edgardo Montoya Benites Jorge Sánchez Paisig Ricardo Pando Argote Andrés Estrella Camacuari Marian Núñez del Prado Elizabeth Pahuacho Vásquez Por Teps Group SAC: Editor responsable: Pedro Hugo Morote Asesor Técnico: Juan Carlos Liu Yonsen Editora asistente: Gladis Espinoza Cerna Diseñador: Pablo Quispe Sánchez Hecho el Depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú Nº 2014 - 09912 Edición: Osinergmin Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – GART División de Gas Natural Av. Canadá 1460 – San Borja – Lima 14 Teléfono: 219 3400; Anexos: 2001 / 2010; Fax: 224 0491 Copyright © Osinergmin-GART 2014 Impreso en los talleres gráficos de Revistas Especializadas Peruanas S.A., Calle Miguel de Cervantes Nº 485, Lima 27 La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informático están permitidos, siempre y cuando se citen las fuentes y se haya solicitado el permiso correspondiente del Osinergmin - GART.

Presentaciรณn

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Presentación

Presentación En el año 2004 se inició la explotación de los yacimientos de Camisea, la reserva de gas natural más importante del Perú, luego de que se suscribieran los contratos de explotación, transporte y distribución de gas natural en el año 2000. La explotación de este hidrocarburo ha permitido que su consumo en el sector eléctrico, industrial, vehicular, comercial y residencial. Asimismo, los líquidos de gas natural extraídos han permitido abastecer casi en su totalidad la demanda interna de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y diésel, así como exportar productos derivados. En el año 2010 se inició la exportación de gas natural licuefactado desde la Planta de Licuefacción de Perú LNG Pampa Melchorita, producto que es negociado directamente entre el exportador (hoy Shell) y los consumidores externos. Asimismo a finales del año 2013 se realizó la entrega en concesión de sistemas de transporte de gas natural por medios móviles (GNL y GNC) y la distribución de gas natural en otras regiones del país. La necesidad de llevar el gas natural a la zona sur del país ha sido siempre una demanda de dicha zona que aspira gozar de los beneficios que ofrece el uso de este combustible, más aun considerando que el principal yacimiento gasífero de nuestro país se ubica precisamente en ella. Actualmente, dicha expectativa podrá hacerse realidad con la concesión y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano y el Sistema de Seguridad, el mismo que se sustenta en el consumo de gas natural del Nodo Energético del Sur, recientemente concesionado. El presente documento tiene el objetivo de divulgar información de aspectos técnicos de la masificación del gas natural desde el enfoque de la Gerencia de Regulación Tarifaria (GART) del Osinergmin. Este documento hace hincapié en los planes y programas que promueven la masificación de gas natural a nivel nacional. La masificación del gas natural más que alcanzar grandes volúmenes de consumo de gas se encuentra referida a llevar este recurso a un mayor número de consumido-

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res. En la actualidad el 70% del gas natural del Lote 88 de Camisea es consumido por unos pocos clientes, en su mayoría generadores eléctricos e industriales, mientras que los consumidores residenciales representan menos del 1% de la demanda. La necesidad de llevar gas natural a los clientes residenciales radica en que este es un combustible que ofrece muchos beneficios, principalmente económicos y ambientales, con respecto al gas licuado de petróleo (GLP) y la leña que son los principales combustibles que consume la mayoría de la población del segmento residencial de nuestro país. El libro se basa en la información pública disponible en el Ministerio de Energía y Minas, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, el Fondo de Inclusión Social Energético, Proinversión, la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, entre otras instituciones públicas. Asimismo, se ha empleado información de las empresas que participan en el mercado de gas natural. Este libro está organizado en once capítulos. El primero describe el funcionamiento de la industria del gas natural y el desenvolvimiento del mercado mundial de gas natural, además contiene un apartado sobre el gas de esquisto. El segundo capítulo trata de explicar las diferencias que existen entre el gas natural y el gas licuado de petróleo (GLP), ya que todavía se mantiene en la colectividad gran confusión respecto a la naturaleza y aplicaciones de ambos combustibles. El tercer capítulo detalla el desarrollo de la industria peruana del gas natural, teniendo en cuenta que antes de la explotación de los yacimientos de Camisea ya existía un mercado del gas natural en la costa norte y en la selva (Talara y Aguaytía, respectivamente). En parte también se hace referencia a los actores de la industria de Camisea y los compromisos adquiridos con el Estado en los contratos de licencia o concesión. El cuarto capítulo explica el desarrollo de la industria de Camisea, donde se detalla la actividad de explotación de los yacimientos (Lote 88 y Lote 56) ubicados en la región Cusco. También se muestra a través de gráficos estadísticos el estado actual de la industria de Camisea y su aporte al desarrollo del país. El quinto capítulo está referido al transporte del gas natural desde los yacimientos de Camisea hasta la puerta de entrada a las zonas de consumo (Lima y Callao e Ica) por medio de gasoductos (para gas seco) o por medio de sistemas ‘virtuales’ o móviles. Por su parte, el sexto capítulo ahonda en la etapa de distribución, la misma que consiste en llevar el gas natural hasta los domicilios de los usuarios por medio de una

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red de ductos que permiten que el hidrocarburo llegue de forma segura hasta las instalaciones y equipos de los consumidores. El séptimo capítulo explica el porqué de la regulación tarifaria efectuada por Osinergmin a las actividades comerciales como la producción, transporte y distribución de gas natural. Esta acción efectuada por el regulador sirve para evitar el abuso de posición de dominio en la relación empresa-consumidor y asegurar la sostenibilidad del sistema. El octavo capítulo está dedicado al gas natural vehicular (GNV) y muestra como cambia el parque automotor del país por efecto de las ventajas económicas y medioambientales del nuevo combustible. También da cuenta sobre el número de vehículos y estaciones de servicio que trabajan con GNV, así como sobre los mecanismos promocionales establecidos para impulsar su desarrollo en el interior del país. El noveno capítulo muestra los beneficios económicos que brinda el gas natural frente a los energéticos tradicionales que actúan como sustitutos en los diferentes sectores económicos. El décimo capítulo hace referencia a dos proyectos de desarrollo energético en el sur del país: el Nodo Energético y el Polo Petroquímico, ambos funcionarán con gas natural de Camisea y permitirán el desarrollo económico de la zona. Por último, el décimo primer capítulo contiene información relevante sobre los descuentos de promoción para las conexiones residenciales de Lima y Callao para el periodo 2014 – 2018, que tiene por finalidad promover la masificación del uso del gas natural y que más usuarios gocen de los beneficios de este hidrocarburo.

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Indice general Presentación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . V Índices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XI Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1. Naturaleza del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 2. Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 2.1. En el hogar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.2. En el comercio y la industria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.3. En la producción de energía eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 2.4. En el transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 3. La industria del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 3.1. Exploración y extracción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 3.2. Producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 3.3. Transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 3.4. Almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 3.5. Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 3.6. Comercialización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 4. Mercado mundial del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 4.1. Reservas probadas de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 4.2 Producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 4.3. Consumo de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 La revolución del gas de esquisto (shale gas) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP . . . . . . 34 1. Origen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

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2. Obtención . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 3. Suministro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 4. Precios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 5. Unidad de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 6. Características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 7. GNV versus GLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Capítulo III: El gas natural en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 1. Industria peruana de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 1.1. El yacimiento de Aguaytía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 1.2. Yacimientos de la costa norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 1.3. Proyecto Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 1.3.1. Partida de Shell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 1.3.2. Nuevo esquema de desarrollo de Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 1.3.3. Contrato con Pluspetrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 1.3.4. Estructura de la industria de gas natural de Camisea . . . . . . . . . . . . . 62 2. Reservas nacionales de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 2.1. Clasificación de las reservas de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 2.2 Reservas nacionales de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Marco normativo e institucional del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 a. Marco normativo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 b. Marco institucional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea . . . . . . . . . . . 73 1. Explotación y producción del gas natural de Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 2. Líquidos de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

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3. Mercado nacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 3.1. Producción de gas natural y líquidos de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 3.2. Procesamiento de gas natural y líquidos de gas natural de Camisea . . . . 79 3.3. Transporte de gas natural y líquidos de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 3.4. Distribución de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 3.5. Gas natural para el sector residencial y comercial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 3.6. Gas natural para el sector industrial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 3.7. Gas natural para el sector eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 4. Mercado de exportación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 4.1. Suministro de gas natural a la Planta de Licuefacción . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 4.2. Embarques de gas natural licuado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 4.3. Volumen de GNL exportado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 1. Sistemas de ductos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 1.1. Red Principal de Transporte de Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 1.1.1. La GRP en el desarrollo del gasoducto de Camisea . . . . . . . . . . . . . 101 1.1.2. Impacto de la GRP de Camisea en el sector eléctrico . . . . . . . . . . . . 106 1.2. Derivación Principal Ayacucho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 1.3. Gasoducto de seguridad y Gasoducto Sur Peruano . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 1.3.1. Características del Sistema de Transporte de Gas . . . . . . . . . . . . . . . 124 1.3.2. Diseño, construcción, operación y mantenimiento del Sistema de Seguridad de Transporte de Líquidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 1.3.3. Diseño de los Gasoductos Regionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 1.3.4. Diseño del Tramo C . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

1.3.5. Consumidores iniciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 2. Sistemas ‘virtuales’ o móviles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 2.1. Gas natural comprimido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 2.2. Gas Natural Licuado (GNL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 3. Sistemas móviles concesionados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 3.1. Concesión sierra centro-sur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 3.1.1. Características del sistema de abastecimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 3.2. Concesión norte y sur del país . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 3.2.1. Planta de licuefacción de gas natural (Perú LNG) . . . . . . . . . . . . . . . 143 3.2.2. Transporte virtual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 El FISE y el Plan de Acceso Universal a la Energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150

Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes . . . . 155 1. Concesión de Lima y Callao (Cálidda) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 1.1. Red Principal de distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 1.1.1. La red troncal de distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 1.1.2. El ‘City Gate’ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160 1.2. Otras Redes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 1.3. Instalación interna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 1.3.1. Instalador Registrado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 1.3.2. Pruebas de verificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 2. Concesión de Ica (Contugas) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 2.1. Sistema de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 2.2. Aspectos importantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 3. Concesión para el norte y suroeste (GNL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

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3.1. Planta Satélite de Regasificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 3.2. Distribución domiciliaria por redes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172 3.2.1. Concesión del suroeste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 3.2.2. Concesión del norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 4. Concesión para zonas altoandinas (GNC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . 179 1. Osinergmin y la regulación de tarifas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 1.1. Por qué y para qué se regula . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 1.2. Osinergmin y la fijación de las tarifas de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . 182 1.3. El procedimiento tarifario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182 1.4. Principios del accionar del regulador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183 1.5. Criterios de la regulación tarifaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186 2. Regulación de las tarifas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186 3. Precio del gas natural de Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 3.1. Precio del gas en boca de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 3.2. Tarifas de transporte por ductos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 3.2.1. Tarifas de transporte de la Red Principal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 3.3. Tarifas de distribución de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190 3.3.1. Concesión de Distribución en Lima y Callao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190 3.3.2. Concesión de Distribución en Ica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 4. Opciones tarifarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204 5. Actualización de precios y tarifas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205 5.1. Actualización del precio del gas en boca de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206 5.1.1. Factor de reajuste del precio máximo (Lote 88) . . . . . . . . . . . . . . . . 206

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

5.2. Factores de actualización del transporte de Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . 207 5.3. Factores de actualización de la TUD en Lima y Callao . . . . . . . . . . . . . . . . 207 5.4. Factores de actualización de las TD y cargos en Ica . . . . . . . . . . . . . . . . . 209 6. Tarifas del gas para norte y suroeste del país (GNL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 6.1. Tarifas Iniciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 6.2. Régimen tarifario del primer periodo de regulación . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 6.2.1. Categoría de consumidores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 6.2.2. Tarifas de Distribución y Comercialización Iniciales . . . . . . . . . . . . . 212 6.2.3. Cargos por conexiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 1. ¿Qué es el GNV? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217 2. Ventajas y desventajas del GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217 2.1. Ventajas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218 2.2. Desventajas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 3. Funcionamiento del GNV en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 3.1. Conversión vehicular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221 3.2. Procedimiento de conversión vehicular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221 3.3. Financiamiento de proyectos de GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224 3.4. Sistema de carga inteligente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224 3.5. Estaciones de GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 225 4. Desarrollo del GNV en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227 5. Competitividad del GNV y costos de conversión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 230 6. Conversiones para las zonas de masificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 7. Programa de conversiones vehiculares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244 8. Economía de la estación de servicio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 246

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9. Problemática del transporte público en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 249 Mercado internacional del GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a . . . sustitutos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 1. Competitividad del gas natural en el sector residencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257 2. Competitividad del gas natural en el sector comercial e industrial . . . . . . . . . 265 3. Competitividad del gas natural en el sector eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica . . . . . . . . . . . . . . . 271 1. El Nodo Energético del Sur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273 1.1. Alcances del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273 1.2. Proyectos concesionados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276 2. Desarrollo de la industria petroquímica en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278 2.1. Polos de desarrollo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279 2.2. Proyectos de petroquímica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 2.2.1. Proyecto de Nitratos del Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 2.2.2. Proyecto CF Industries Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282 2.3. Aprovechamiento del etano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 2.3.1. Estructura de costos para una pronta puesta en valor del etano en el país . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284 2.3.2. Otros beneficios del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289 2.3.3. Pasos a seguir para la viabilidad del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . 290 2.3.4. Conclusiones y Recomendaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301 1. Antecedentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

2. El Plan de Promoción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 305 2.1. Definiciones empleadas en Plan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 305 2.1. Evolución del mecanismo de promoción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 306 3. Plan de conexión de clientes residenciales con Descuento de Promoción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 307 3.1. Cantidad de clientes con Descuento de Promoción en redes de distribución nuevas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308 3.2. Cantidad de clientes con Descuento de Promoción en redes de distribución existentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 309 3.3. Factor de Penetración en zonas con el Descuento de Promoción . . . . . . 311 3.4. Determinación del Descuento de Promoción según estratos de nivel de ingreso familiar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313 3.4.1. Costos de conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314 3.4.2. Consumo promedio de gas natural, tarifas del gas natural y el precio del GLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 316 3.4.3. Determinación del Descuento de Promoción. . . . . . . . . . . . . . . . . . 317 3.5. Aplicación del Descuento de Promoción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 318 4. Plan Quinquenal de Inversiones 2014 – 2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 319 4.1. Resultados del Plan Quinquenal 2009 – 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 319 4.2. Criterios empleados para el desarrollo del Plan Quinquenal 2014 – 2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320 4.3. Inventario de instalaciones del Plan Quinquenal de Inversiones 2014 – 2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320 4.4. Plan Quinquenal de Inversiones 2014 – 2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 321 5. Redes proyectadas en el Plan Quinquenal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322 5.1. Redes existentes a setiembre de 2009 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322 5.2. Redes existentes a junio de 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323

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5.3. Redes existentes a setiembre de 2014 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324 5.4. Redes de polietileno existentes y proyectadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 325 5.5. Redes de acero existentes y proyectadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 326 Glosario de abreviaturas empleadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 329 BibliografĂa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333

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MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

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Índice de gráficos Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Gráfico 1.1 Molécula del metano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 Gráfico 1.2. Yacimientos de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 Gráfico 1.3.Esquema de una central térmica de ciclo combinado . . . . . . . . . . . . . . 12 Gráfico 1.4. Esquema de la industria de gas natural en el mundo . . . . . . . . . . . . . . 14 Gráfico 1.5. Exploración sísmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 Gráfico 1.6. Perforación ‘onshore’ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Gráfico 1.7. Perforación ‘offshore’ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Gráfico 1.8 Esquema de la industria del gas natural en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . 18 Gráfico 1.9. Producción comercializada de gas natural según (%) por grandes áreas geográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Gráfico 1.10. Distribución de las ventas de gas natural 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 Gráfico 1.11. Diferencia entre gas natural convencional y gas de esquisto . . . . . . 25 Gráfico 1.12. Técnica de extracción del gas de esquisto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 Gráfico 1.13. Extracción del gas de esquisto en Estados Unidos . . . . . . . . . . . . . . . 28 Gráfico 1.14. Cuencas de gas de esquisto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP . . . . . . 34 Gráfico 2.1. Componentes del gas natural antes de ser procesado . . . . . . . . . . . . . 36 Gráfico 2.2. Torre de destilación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Gráfico 2.3. Craqueo catalítico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 Gráfico 2.4. Etapas de procesamiento de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 Gráfico 2.5. Buque metanero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 Gráfico 2.6. Cadenas de suministro del GLP y del gas natural en el Perú . . . . . . . . 41

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Gráfico 2.7. Suministro de GLP (en balones) y de gas natural (por tuberías) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Gráfico 2.8. Composición del precio del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 Gráfico 2.9. Formación de precios del gas natural - 01/09/14 . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 Gráfico 2.10. Composición del precio del GLP a junio de 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . 44 Gráfico 2.11. ¿Cuántos metros cúbicos de gas natural se utilizan para calentar la vivienda y preparar comida? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Gráfico 2.12. Equivalencias de medidas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 Gráfico 2.13. Componentes de vehículo que funciona con GLP . . . . . . . . . . . . . . . 48

Capítulo III: El gas natural en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 Gráfico 3.1. Localización geográfica del Proyecto Aguaytía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 Gráfico 3.2. Localización geográfica de los yacimientos de la Costa Norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 Gráfico 3.3. Historia del Proyecto Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 Gráfico 3.4 Mapa de Lotes 56 y 88 - Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 Gráfico 3.5. Actores de la industria del gas de Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 Gráfico 3.6. Clasificación de las reservas de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Gráfico 3.7. Evolución de las reservas probadas de gas natural en el Perú . . . . . . . 65 Gráfico 3.8. Evolución de las reservas de gas natural en el Perú (Probadas, probables y posibles) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 Gráfico 3.9. Evolución de las reservas probadas de líquidos de gas natural en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 Gráfico 3.10. Evolución de las reservas de líquidos de gas natural en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 Gráfico 3.11. Instituciones que intervienen en la industria del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

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Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea . . . . . . . . . . . 73 Gráfico 4.1. Evolución de la producción de gas natural de Camisea . . . . . . . . . . . . 78 Gráfico 4.2. Evolución de la producción de líquidos del gas natural (LGN de Camisea) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 Gráfico 4.3. Procesado de gas en Planta de Separación en Malvinas . . . . . . . . . . . 80 Gráfico 4.4. Procesado de LGN en Planta de Fraccionamiento de Pisco . . . . . . . . . 80 Gráfico 4.5. Volumen de gas natural transportado por TGP - 2013 . . . . . . . . . . . . . 81 Gráfico 4.6. Volumen de gas natural entregado por TGP (2004 -2013) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 Gráfico 4.7. Volumen promedio transportado de LGN de Camisea . . . . . . . . . . . . . 83 Gráfico 4.8. Volumen de consumo de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 Gráfico 4.9. Expansión de redes de gas natural Lima y Callao . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 Gráfico 4.10. Expansión de redes de gas natural en Ica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 Gráfico 4.11. Instaladores registrados de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 Gráfico 4.12. Consumidores habilitados en el Sistema de distribución de gas natural de Lima y Callao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 Gráfico 4.13. Conexiones domiciliarias en el sistema de distribución de Ica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 Gráfico 4.14. Demanda de gas natural en el sector residencial y comercial . . . . . . 87 Gráfico 4.15. Demanda de gas natural industrial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 Gráfico 4.16. Evolución del consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 Gráfico 4.17. Consumo de gas natural de Camisea por generadores 2013 (MMPC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 Gráfico 4.18. Volumen promedio de gas natural para Planta de Licuefacción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Gráfico 4.19. Número de embarques de GNL para exportación . . . . . . . . . . . . . . . 90 Gráfico 4.20. Número de embarques de GNL según región de destino . . . . . . . . . 91 Gráfico 4.21. Volumen de GNL exportado desde Planta de Licuefaccción . . . . . . . 91

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 Gráfico 5.1. Red de transporte de TGP / Recorrido de los ductos de TGP (gasoducto y poliducto) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 Gráfico 5.2. Recorrido de los ductos de TGP (gasoducto y poliducto) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 Gráfico 5.3. Ampliación del sistema de transporte de TGP y Proyecto de Derivación Ayacucho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 Gráfico 5.4. Garantía de Red Principal - GRP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 Gráfico 5.5. Funcionamiento de la GRP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 Gráfico 5.6. ¿Cómo funciona la GRP? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 Gráfico 5.7. Evolución de la participación por tipo de recurso energético en la producción de energía del COES 2000-2013 . . . . . . . . . . . . . . . 108 Gráfico 5.8. Evolución del índice de Precios de Energéticos . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 Gráfico 5.9. Precios a Nivel Generación Lima y Santiago . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 Gráfico 5.10. Balanza Comercial de Hidrocarburos 2000 -2012 . . . . . . . . . . . . . . . 115 Gráfico 5.11. Recorrido del Gasoducto del Sur Peruano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 Gráfico 5.12. Esquema del Sistema de Transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 Gráfico 5.13. Aspectos relvantes del Gasoducto Sur Peruano . . . . . . . . . . . . . . . . 122 Gráfico 5.14. Puntos de conexión del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 Gráfico 5.15. Eslabones del gasoducto virtual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 Gráfico 5.16. Esquema de una estación de compresión (GNC) . . . . . . . . . . . . . . . 136 Gráfico 5.17. Cadena de valor GNL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138

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Índices

Gráfico 5.18. Sistema de abastecimiento de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 Gráfico 5.19. Trazo del gasoducto de Perú LNG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 Gráfico 5.20. Planta de licuefacción de Melchorita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144 Gráfico 5.21. Planta de regasificación de GNL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 Gráfico 5.22. Tipo de recorrido del transporte de GNL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 Gráfico 5.23. Ruta de transporte terrestre de GNL concesión norte . . . . . . . . . . . 147 Gráfico 5.24. Ruta de transporte terrestre de GNL concesión suroeste . . . . . . . . 148

Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes . . . . 155 Gráfico 6.1. Red Principal de distribución de gas natural en Lima y Callao . . . . . . 159 Gráfico 6.2. Las Otras Redes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 Gráfico 6.3. Instalaciones internas domiciliarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 Gráfico 6.4. Mecanismos de inscripción de los instaladores en Osinergmin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 Gráfico 6.5. Recorrido del ducto de gas de Ica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 Gráfico 6.6. Cadena de valor del GNL / PSR + Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170 Gráfico 6.7. Esquema de funcionamiento de estación de servicio GNV para concesiones norte y sur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Gráfico 6.8. Esquema de una estación de carga de GNC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Gráfico 6.9. Masificación de gas natural con GNL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 Gráfico 6.10. Número de clientes de la concesión suroeste . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 Gráfico 6.11. Número de clientes de la concesión norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177 Gráfico 6.12. Esquema de funcionamiento de EDE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . 179 Gráfico 7.1. Esquema de Procedimiento de Fijación Tarifaria de Red Principal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184

XXVII

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Gráfico 7.2. Esquema de Procedimiento de Tarifas Únicas de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185 Gráfico 7.3. Componentes del precio del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 Gráfico 7.4. Actividades reguladas en la industria del gas natural . . . . . . . . . . . . . 191 Gráfico 7.5. Componentes de la Acometida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192 Gráfico 7.6. Tubería de conexión y sus componentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193 Gráfico 7.7. Precios del gas natural con IGV en Lima por categorías Julio 2014 (US$/GJ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 Gráfico 7.8. Precios del gas natural con IGV en Ica por categorías Setiembre 2014 (US$/GJ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 Gráfico 7.9. Precios del gas natural con IGV por categorías / Concesión Norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 Gráfico 7.10. Precios del gas natural con IGV por categorías / Concesión Sur Oeste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 Gráfico 8.1. Pasos para la conversión a gas natural vehicular . . . . . . . . . . . . . . . . . 222 Gráfico 8.2. Kit de conversión de GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223 Gráfico 8.3. Funcionamiento del sistema Infogas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 225 Gráfico 8.4. Estación de servicio de GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226 Gráfico 8.5. Vehículos activos a GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227 Gráfico 8.6. Vehículos convertidos Vs Vehículos nuevos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 Gráfico 8.7. Establecimientos de GNV por distrito (Lima y Callao) / Vehículos financiados Vs. Vehículos contado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229 Gráfico 8.8. Vehículos financiados Vs. Vehículos contado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229 Gráfico 8.9. Vehículos convertidos a GNV por región . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 230 Gráfico 8.10. Establecimientos de GNV por región . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 230

XXVIII

Índices

Gráfico 8.11. Evolución del precio de los combustibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231 Gráfico 8.12. Estructura del costo del GNV al 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232 Gráfico 8.13. Economía del GNV respecto a sustitutos (Análisis de Punto Muerto) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232 Gráfico 8.14. Economía del GNV incluyendo la Tasa de Financiamiento . . . . . . . . 233 Gráfico 8.15. Economía del GNV según la Cuota de pago del Financiamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 Gráfico 8.16. Economía del GNV comparado con la gasolina . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 Gráfico 8.17. Economía del GNV comparado con el GLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 236 Gráfico 8.18. Costos de GNV para clientes de alto recorrido (225 km/día) . . . . . . 237 Gráfico 8.19. GNV vs gasolinas y GLP en Lima para clientes de alto recorrido . . . 237 Gráfico 8.20. Costos del GNV en Lima para clientes de bajo recorrido (50 km/día) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 Gráfico 8.21. GNV vs gasolinas y GLP en Lima para clientes de bajo recorrido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 Gráfico 8.22. Evaluación de competencia del GNV con análisis sin intereses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 Gráfico 8.23. Evaluación de competencia del GNV considerando los intereses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 Gráfico 8.24. Análisis de la cuota para vehículos de bajo consumo . . . . . . . . . . . . 242 Gráfico 8.25. Sensibilidad del beneficio al cliente por el paso de gasolina a GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242 Gráfico 8.26. Sensibilidad del beneficio al cliente que usa GLP y cambia al GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243 Gráfico 8.27. Análisis de un bono para reducir el costo de conversión . . . . . . . . . 244 Gráfico 8.28. Efecto del bono en la competitividad del GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245 Gráfico 8.29. Esquema del programa de conversiones vehiculares . . . . . . . . . . . . 245

XXIX

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Gráfico 8.30. Programa de actividades de la conversión vehicular . . . . . . . . . . . . 246 Gráfico 8.31. Sensibilidad de las EESS a la inversión y el número de vehículos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 247 Gráfico 8.32. Caso 1: Costo para un bus por día típico (Soles/día) . . . . . . . . . . . . . 249 Gráfico 8.33. Caso 2: Costo para un bus por día típico (Soles/día) . . . . . . . . . . . . . 250 Gráfico 8.34. Caso 3: Costo para un bus por día típico (Soles/día) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250 Gráfico 8.35. Caso 4: Costo para un bus por día típico (Soles/día) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251 Gráfico 8.36. Caso 5: Costo para un bus por día típico (Soles/día) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251 Gráfico 8.37. Financiamiento para transportistas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252 Gráfico 8.38. ‘Top ten’ de los países con vehículos a GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253 Gráfico 8.39. Top 10 países con estaciones de servicio GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 Gráfico 9.1. Demanda interna de GLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 258 Gráfico 9.2. Usuario residencial: Comparación de GN y GLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259 Gráfico 9.3. Precio del GN y GLP en el sector residencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 261 Gráfico 9.4. Comparación GN vs. GLP residencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 261 Gráfico 9.5. Economía por la conversión al GN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262 Gráfico 9.6. Usuario Residencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262 Gráfico 9.7. Rendimiento de equipos de calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263 Gráfico 9.8. Diferencia entre PCS y PCI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264 Gráfico 9.9. Rendimiento total (Energía útil/energía bruta) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264 Gráfico 9.10. Usuario comercial menor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265

XXX

Índices

Gráfico 9.11. Producción de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266 Gráfico 9.12. Costo para generar electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267 Gráfico 9.13. Comparación entre costos de energía bruta y útil . . . . . . . . . . . . . . . 269 Gráfico 9.14. Rendimiento total de producción de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . 269

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica . . . . . . . . . . . . . . . 271 Gráfico 10.1. Esquema de funcionamiento del Nodo Energético del Sur . . . . . . . . 274 Gráfico 10.2. Líneas de transmisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276 Gráfico 10.3. Capacidad de producción de productos petroquímicos (Mill. ton/año) % participación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279 Gráfico 10.4. Cadenas productivas por desarrollar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280 Gráfico 10.5. Plano de ubicación de futura Planta de CF Industries . . . . . . . . . . . . 282 Gráfico 10.6. Posible ruta del ducto del etano por la costa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285 Gráfico 10.7. Estructura de costos para una pronta puesta en valor del etano en beneficio del país . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 287 Gráfico 10.8. Límites del poder calorífico para la comercialización del gas natural seco (metano + etano) en Perú según el Reglamento de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 291 Gráfico 10.9. Extracción del etano en la situación actual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292 Gráfico 10.10. Extracción del etano manteniendo el consumo de energía . . . . . . 292 Gráfico 10.11. Cambio de propiedad del gas natural de Camisea . . . . . . . . . . . . . . 293 Gráfico 10.12. Posible esquema de negocio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296 Gráfico 10.13. Valor de Oportunidad del Etano para el País . . . . . . . . . . . . . . . . . . 298

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301 Gráfico 11.1. Evolución de las Promociones otorgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 307

XXXI

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

Redes existentes a setiembre de 2009 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322 Redes existentes a junio de 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323 Redes existentes a setiembre de 2014 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324 Redes de polietileno existentes y proyectadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 325 Redes de acero existentes y proyectadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 326

XXXII

Índices

Índice de tablas Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Tabla 1.1. Composición de los reservorios de Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 Tabla 1.2. Evolución de las reservas mundiales de gas natural (Billones de m3) . . . 22

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP . . . . . . 34 Tabla 2.1. Diferencias del GLP y el gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 Tabla 2.2. Comparación entre GNV y GLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

Capítulo III: El gas natural en el Perú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 Tabla 3.1. Estudio de factibilidad realizado por Shell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 Tabla 3.2. Reservas probadas de gas natural en el Perú. (En Tera pies cúbicos – TCF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Tabla 3.3. Reservas probadas de líquidos de gas natural en el Perú (En miles de millones de barriles – MMBLS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea . . . . . . . . . . . 73 Tabla 4.1. Producción de gas natural de Camisea MMPC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 Tabla 4.2. Producción de líquidos de gas natural de Camisea MBPD . . . . . . . . . . . . 79 Tabla 4.3. Consumo de gas natural Camisea por generadores eléctricos (MMPC) . . . 88

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 Tabla 5.1. Recaudación total de la GRP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 Tabla 5.2. Consumidores iniciales de Gas Natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 Tabla 5.3. Generación térmica de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 Tabla 5.4. Programa de energía eléctrica según tipo de generación y recurso energético utilizado por área en el COES 2013 (GW.h) . . . . . . . . . . . . . . 107 Tabla 5.5. Precio de los combustibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 Tabla 5.6. Costo de combustible para producir un MWh de energía eléctrica . . . 108

XXXIII

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Tabla 5.7. Comparación entre Costo de Energía Bruta y Energía Útil (US$ MWh) . . . 109 Tabla 5.8. Precios Medios utilizados en el Sector Energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 Tabla 5.9. Evolución del índice de Precios de Energéticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 Tabla 5.10. Precio de Barra en Santiago y Lima (US$/MW.h) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 Tabla 5.11. Adelanto de la GRP y recaudación total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 Tabla 5.12. Efecto de la GRP en los costos de generación eléctrica . . . . . . . . . . . . 114 Tabla 5.13. Producción anual de energía eléctrica en GW/h de 2003 a 2013 . . . . 115 Tabla 5.14. Máxima demanda promedio anual de energía eléctrica (SEIN) en MW de 2003 a 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 Tabla 5.15. Evolución de la potencia instalada en MW de 2003 a 2013 . . . . . . . . . 116 Tabla 5.16. Composición del gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 Tabla 5.17. Puntos de entrega del sistema de transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 Tabla 5.18. Punto de entrega de gasoductos secundarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 Tabla 5.19. Capacidades mínimas a satisfacer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 Tabla 5.20. Condiciones mínimas de ducto: punto de inicio . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 Tabla 5.21. Condiciones mínimas de ducto: punto de entrega . . . . . . . . . . . . . . . . 126 Tabla 5.22. Características mínimas de los ductos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 Tabla 5.23. Fracción molar de líquidos de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 Tabla 5.24. Capacidad mínima a satisfacer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 Tabla 5.25. Condiciones mínimas de diseño: Punto de inicio . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 Tabla 5.26. Condiciones mínimas de diseño: Punto de entrega . . . . . . . . . . . . . . . 130 Tabla 5.27. Características mínimas del ducto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 Tabla 5.28. Puntos de entrega de ductos regionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 Tabla 5.29. Capacidades mínimas de transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132 Tabla 5.30. Condiciones mínimas de diseño: puntos de entrega . . . . . . . . . . . . . . 132

XXXIV

Índices

Tabla 5.31. Características de los ductos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132 Tabla 5.32. Consumidores iniciales del Gasoducto Sur Peruano . . . . . . . . . . . . . . . 133 Tabla 5.33. Estaciones de compresión y de GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 Tabla 5.34. Transporte terrestre de GNL al norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 Tabla 5.35. Transporte terrestre de GNL al suroeste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 Tabla 5.36. Proyectos para la Masificación del uso de gas natural (Residencial y GNV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 Tabla 5.37. Metas de los proyectos de masificación de gas natural . . . . . . . . . . . . 153

Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes . . . . 155 Tabla 6.1. Concesión Ica: Plan de conexiones residenciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168 Tabla 6.2. Programa de conexiones de Concesión Norte Tabla 6.3. Programa de conexiones de Concesión Sur Oeste . . . . . . . . . . . . . . . . . 172 Tabla 6.4. Datos de las regiones de la concesión suroeste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 Tabla 6.5. Datos de las regiones de la concesión norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 Tabla 7.1. Precio Máximo de Gas Natural en Boca de Pozo del Lote 88 de Camisea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 Tabla 7.2. Tarifa de Red Principal de Camisea 2014- 2016 aplicable a TGP . . . . . . 190 Tabla 7.3. Tarifa Única de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 Tabla 7.4. Topes Máximos de Acometida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193 Tabla 7.5. Derechos de Conexión y Factores K . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 Tabla 7.6. Cargos por Inspección, supervisión y habilitación interna (US$) . . . . . . 195 Tabla 7.7. Cargos Máximos por Corte del Servicio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 196 Tabla 7.8.Cargos Máximos por Reconexión del Servicio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 196 Tabla 7.9. Margen de Comercialización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199

XXXV

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Tabla 7.10. Margen de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 Tabla 7.11. Cargos Máximos por Corte del Servicio en la Concesión de Ica (US$) . . . 200 Tabla 7.12. Cargos Máximos por Reconexión del Servicio en la Concesión de Ica (US$) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 Tabla 7.13. Categorías tarifarias para la Concesión de Lima y Callao . . . . . . . . . . . 205 Tabla 7.14. Categorías tarifarias para la Concesión Ica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205 Tabla 7.15. Parámetros generales de actualización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208 Tabla 7.16. Coeficientes de las fórmulas de actualización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 Tabla 7.17. Categorías de consumidores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 Tabla 7.18. Tarifas de distribución de gas natural para la concesión norte . . . . . . 212 Tabla 7.19. Tarifas de distribución de gas natural para la concesión suroeste . . . . 213 Tabla 7.20. Cargos por Acometida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213 Tabla 7.21. Derecho de Conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 Tabla 7.22. Flete de transporte virtual por concesión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 Tabla 8. 1. Beneficio neto del GNV respecto de la gasolina (US$/mes) . . . . . . . . . 235 Tabla 8.2. Beneficio neto del GNV respecto del GLP (US$/mes) . . . . . . . . . . . . . . . 236 Tabla 8.3. Flujo de caja del taller de conversión típico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239 Tabla 8.4. Flujo de caja del taller de conversión con el doble de vehículos . . . . . . 240 Tabla 8.5.Sensibilidad del beneficio al cliente que usa gasolina y cambia al GNV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243 Tabla 8.6. Sensibilidad del beneficio al cliente que usa GLP y cambia al GNV . . . . 244 Tabla 8.7. Economía de la estación de servicio típica de Lima . . . . . . . . . . . . . . . . . 246 Tabla 8.8. Efecto de la inversión en el TIR de la estación de servicio de Lima . . . . 247 Tabla 8.9. Flujo de caja de la estación de servicio típica de Lima . . . . . . . . . . . . . . 248

XXXVI

Índices

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 Tabla 9.1.Componentes del precio del gas natural en Lima y Callao (Sin IGV - Marzo 2014) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259 Tabla 9.2. GLP vs. gas natural en el sector residencial (Precios: marzo 2014 - incluye IGV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 260 Tabla 9.3. Competitividad del gas natural en el sector industrial . . . . . . . . . . . . . . 265 Tabla 9.4. Combustibles usados en generación eléctrica (01/03/2014) . . . . . . . . . 267 Tabla 9.5. Ciclo simple a gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268 Tabla 9.6. Ciclo combinado a gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica . . . . . . . . . . . . . . . 271 Tabla 10.1. Condiciones de operación y remuneración de las centrales . . . . . . . . 275 Tabla 10.2. Proyectos concesionados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277 Tabla 10.3. Características técnicas del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 Tabla 10.4. Características técnicas del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282 Tabla 10.5. Evaluación de una Planta Petroquímica en base a Nafta . . . . . . . . . . . 288 Tabla 10.6. Evaluación de una planta petroquímica en base a etano . . . . . . . . . . . 289

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301 Tabla 11.1. Cantidad de clientes beneficiados sobre redes nuevas . . . . . . . . . . . . 308 Tabla 11.2. Potenciales clientes residenciales ubicados en redes existentes . . . . . 310 Tabla 11.3. Proyección de clientes beneficiarios sobre redes existentes . . . . . . . . 310 Tabla 11.3. Evolución del Factor de Penetración en seis distritos de Lima . . . . . . . 311 Tabla 11.4. Factor de Penetración en zonas con promoción . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313 Tabla 11.5. Costos de conexión con Instalación Interna de 1 punto . . . . . . . . . . . . 315

XXXVII

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Tabla 11.6. Consumo promedio de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 316 Tabla 11.7. Tarifas del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 316 Tabla 11.8. Precio del GLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317 Tabla 11.9. Ahorros económicos por el uso del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317 Tabla 11.10. Descuento de Promoción para la conexión de 1 punto . . . . . . . . . . . 318 Tabla 11.11. Resultado de la simulación del precio esperado por la conexión de clientes beneficiarios del Descuento de Promoción . . . . . . . . . . . . . . 319 Tabla 11.12. Proyección de Instalaciones del Plan Quinquenal de Inversiones 2014-2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320 Tabla 11.13. Inversión proyectada del Plan quinquenal de Inversiones 2014 - 2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 321

XXXVIII

Índices

Índice de fotos Foto 1.1. Gasodomésticos conectados al gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 Foto 1.2. Horno a gas para panadería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 Foto 1.3. Flota de autobuses del Metropolitano de Lima . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Foto 1.4. El tren a gas natural para pasajeros y carga en Huancayo . . . . . . . . . . . . . 13 Foto 3.1. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería . . . . . . . . . . . 72 Foto 4.1. Planta de Fraccionamiento de líquidos de gas natural - Pisco . . . . . . . . . . 77 Foto 4.2. Planta de Licuefaccción de Perú LNG - Pampa Melchorita . . . . . . . . . . . . . 92 Foto 5.1. Tendido del ducto de transporte de líquidos de gas natural de Camisea . 99 Foto 5.2. Transporte de GNC - Sistema Galileo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 Foto 5.3. Transporte de GNL - Cisterna aislada al vacío . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 Foto 6.1. Tendido del ducto de gas natural de Ica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

XXXIX

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

Introducciรณn

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

Introducción

Introducción Las condiciones del mercado varían ostensiblemente entre las diversas regiones del mundo, pero la flexibilidad y las ventajas medioambientales del gas natural en comparación con otros combustibles fósiles y la electricidad lo sitúan en posición de prosperar a largo plazo, según informa la Agencia Internacional de Energía. En el 2012 se presentó un episodio importante en el negocio gasista con la explotación de las reservas de esquisto, que llevaron a otro nivel a esta industria, por los grandes recursos tecnológicos y económicos comprometidos y los resultados obtenidos. Este hecho ha convertido a los Estados Unidos en el país autosuficiente, con un gran potencial de exportación, que ha venido a deprimir los precios internacionales del hidrocarburo y a cambiar el curso de su desenvolvimiento En el Perú, a diez años la llegada del gas natural de Camisea a Lima, el país todavía está en el camino del desarrollo de una industria gasista robusta, dinámica y moderna que irradie sus beneficios a la población de todo su territorio e introduzca cambios en su matriz energética. “El Proyecto Camisea, por diversos motivos, es el caso emblemático de las grandes inversiones en hidrocarburos en la Amazonía peruana. Sus tres componentes: la exploración y explotación de yacimientos de gas en Camisea y su procesamiento en la planta de separación primaria, el fraccionamiento de líquidos de gas natural, además de un terminal marítimo; el transporte de gas natural hasta Lurín, y el transporte de líquidos de gas natural hasta la planta de fraccionamiento; y, la distribución de gas natural a Lima y Callao, han representado desafíos enormes para el país no solo por sus dimensiones y los fondos de inversión involucrados, sino también porque han sido ‘greenfield projects’, es decir, proyectos sin antecedentes previos, ante los cuales se carecía de las restricciones impuestas o recomendadas por una experiencia anterior. Ante la carencia de estas lecciones que nos permitan aprovechar mejor el proyecto, reduciendo al máximo sus riesgos, el país ha asumido el elevado costo de aprendizaje”1. 1. Gamboa Balbín, César; Dávila Ordoñez, Jimpson. Análisis Legal de los Contratos de Transporte del Proyecto Camisea. Lima – Perú. 2010. Pág. 9.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Una de las necesidades de las zonas sur y norte del país era la posibilidad de contar con gas natural para mejorar su calidad de vida con el empleo de un energético más económico y amigable con el medio ambiente. Hoy podemos decir que esto está en vías de ser una realidad, ya que el gas natural llegará a estas zonas como gas natural licuado (GNL) o gas natural comprimido (GNC) con los proyectos concesionados. Las zonas altoandinas (Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo, Jauja, Cusco, Juliaca y Puno) también contarán con los beneficios del gas natural: en una primera etapa dispondrán del hidrocarburo para el funcionamiento de su parque automotor, y en una segunda etapa con suministro domiciliario a través de una red residencial de distribución. En Lima, Callao e Ica el gas natural llega actualmente a un número relativamente importante de usuarios residenciales, comerciales, industriales y de GNV, por lo que sólo basta que la red de suministro de gas natural siga creciendo y aumente la cantidad de usuarios conectados a la red para que la masificación del empleo del gas natural sea una realidad tangible en estas ciudades. En este camino se encuentra el país. La Promulgación de la Ley 29970, Ley que afianza la seguridad energética y promueve el desarrollo de polo petroquímico en el sur del país, provee el marco legal necesario para concesionar e implementar el Gasoducto Sur Peruano que llevará el gas natural a la zona sur para dar viabilidad al Nodo Energético y a la industria petroquímica basada en el etano.

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

Capítulo I La industria del gas natural: Generalidades El gas natural es la tercera fuente de energía más usada en el mundo por su aplicación en la generación eléctrica y en el sector industrial. El consumo de este energético crece de manera sostenida, gracias a su sólida posición competitiva frente a otras fuentes derivada de la disponibilidad del recurso y la dinámica de su industria, como lo demuestra el crecimiento de la producción de gas natural de los Estados Unidos que procede principalmente de sus recursos de esquisto.

La industria del gas natural: Generalidades

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

Capítulo I Generalidades de la industria y el mercado de gas natural 1. Naturaleza del gas natural El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se encuentra en yacimientos fósiles en dos formas: no asociado (sólo), disuelto o asociado (al petróleo o al carbón). Está compuesto principalmente de metano (alrededor de un 90%) acompañado de otros gases como nitrógeno, etano, CO2 y butano, entre otros. Esta composición hace que el gas natural sea un combustible más limpio que los derivados del petróleo. Gráfico 1.1 Molécula del metano

Fuente: Elaboración propia.

También hay que señalar que la composición del gas natural no es uniforme, ya que varía de un yacimiento a otro. La tabla 1.1 muestra la composición del gas natural de Camisea.

La industria del gas natural: Generalidades Tabla 1.1 Composición de los reservorios de Camisea Composición en porcentajes Elementos

San Martín

Cashiriari

Promedio

Vivian

Nia

Nitrógeno

0,55

0,99

0,73

0,76

Anhídrido carbónico

0,18

0,10

0,27

0,20

80,59

83,89

83,34

82,80

Etano

9,80

8,07

8,39

8,65

Propano

3,80

2,95

3,00

3,19

Butano

1,70

1,26

1,28

1,38

Gasolina natural

3,38

2,74

2,99

3,02

100,00

Metano

Total

Fuente: Perú-Camisea Feasibility Study. Elaborado por Shell.

Los yacimientos pueden ser clasificados por el volumen de gas o petróleo que contienen: • Yacimientos de petróleo, donde el petróleo es el producto dominante y el gas es un producto secundario. • Yacimientos de gas-petróleo, donde el gas se encuentra en la parte superior, ya que es más liviano, el petróleo en la parte intermedia, y el agua salada en la parte baja. Gráfico 1.2 Yacimientos de gas natural

Fuente: EIA

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

• Yacimiento de gas condensado, donde los hidrocarburos se encuentran en estado gaseoso a las condiciones de dicho yacimiento. • Yacimiento de gas asociado, donde el gas se encuentra junto a hidrocarburos líquidos.

2. Aplicaciones El uso del gas natural data de varios siglos atrás. En la antigua Grecia existía el mito del ‘jardín de fuego’ originado por escapes de gas de las profundidades de la corteza terrestre y encendido probablemente por un rayo. Este ‘jardín’ fue parte de la parafernalia que inspiraba las profecías del Oráculo de Delfos en el templo que los griegos construyeron a Apolo en el Monte Parnaso, alrededor de los años 1000 a.C. De esta forma mitológica y supersticiosa se habrían dado las primeras aplicaciones del gas natural en otras civilizaciones tempranas de Europa, Asia y los demás continentes. Así, aun sin comprender bien su origen o naturaleza, habrían ocurrido también las primeras experiencias de aplicaciones utilitarias del gas natural en China 500 a. C. y durante la Dinastía Zhou, en el tratamiento térmico del agua marina para la obtención de sal y el transporte de gas a través de tuberías de bambú. De los siglos XVII y XVIII provienen las referencias de aplicaciones del gas natural en el alumbrado de viviendas y vías publicas en Europa. Pero fue en las primeras décadas del Siglo XX cuando el gas natural comenzó a adquirir relevancia como fuente de calor de uso doméstico e industrial y, principalmente, como energía primaria para la generación eléctrica. En el mundo moderno el empleo del gas natural se ha difundido tanto en las naciones productoras de este hidrocarburo como en aquellas que carecen del recurso. Esta evolución tiene relación con el desarrollo del transporte del gas por medio de redes de ductos y sistemas móviles terrestres y marítimos.

2.1. En el hogar En el hogar, el gas natural puede ser usado en la cocción de alimentos, el calentamiento de agua, el secado de ropa, la climatización del ambiente. Para su uso doméstico se han inventado una serie de aparatos conocidos como gasodomésticos, que tienen diferencias importantes con aquellos que funcionan con electricidad. Los gasodomésticos de mayor aplicación son la cocina, el horno, la estufa, la terma y la secadora de ropa.

La industria del gas natural: Generalidades Foto 1.1 Gasodomésticos conectados al gas natural

Fuente: Diario La República

2.2. En el comercio y la industria El gas natural se usa también en espacios públicos como hospitales, clínicas, escuelas u hoteles, en panaderías o pastelerías, como en el caso de los hornos de panificación, o en otros tipos de servicios, como las lavanderías, las piscinas climatizadas y otros establecimientos que requieren calor. Foto 1.2 Horno a gas para panadería

Fuente: Mercado Libre

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

En el sector industrial y manufacturero, el gas natural tiene aplicación como fuente de calor en la metalurgia y siderurgia (fabricación de hierro esponja) y en las industrias de la cerámica, el vidrio, la porcelana, los alimentos, los tejidos y el papel, entre otras. Su poder calorífico, la competitividad de sus precios, la limpieza de su combustión (libre de impurezas y cenizas) han hecho que el gas natural tenga una creciente aceptación y empleo en casi todas las ramas de la actividad industrial. En la industria química el gas natural cumple una doble función, ya que además de servir como fuente de calor, es un insumo para la obtención de diversos productos derivados del etano y el metano, tales como el etileno, metanol, amoniaco o acetileno.

2.3. En la producción de energía eléctrica Otra aplicación del gas natural, y tal vez la más importante, tiene lugar en la generación eléctrica, con mejor rendimiento energético, reducido impacto ambiental y menores costos comparado con otros combustibles fósiles. Además, el desarrollo y mejora de las turbinas de gas permite conseguir ahorros de hasta un 40% con respecto al diésel. Existen tres tipos de centrales de producción de energía eléctrica que emplean el gas natural: –– Las centrales térmicas de ciclo simple, que trabajan con turbinas de gas cuyo movimiento es generado mediante la combustión del gas natural; –– Las centrales de cogeneración termoeléctrica, que combinan la generación simultánea de calor y electricidad; y –– Las centrales de ciclo combinado, que combinan una turbina de gas de ciclo simple y una turbina de vapor. En estos dos últimos sistemas, el calor residual puede tener aplicaciones en calefacción, aire acondicionado o agua sanitaria. En los sistemas de cogeneración, la electricidad no utilizada por el productor se inyecta normalmente a la red eléctrica general: “…esta generación simultánea de calor y electricidad, que conlleva un rendimiento global más elevado, es lo que la distingue de la generación eléctrica convencional”1. 1. Gas Natural Fenosa, Plantas de Cogeneración, 2014, Consulta: viernes, 13 de junio de 2014]

La industria del gas natural: Generalidades Gráfico 1.3 Esquema de una central térmica de ciclo combinado

Fuente: UNESA

2.4. En el transporte Las propiedades físico-químicas del metano hacen de este gas un excelente combustible, debido al bajo índice de contaminación atmosférica y acústica que ocasionan los motores accionados con gas natural vehicular (GNV). En numerosas experiencias de laboratorio y campo, el GNV ha demostrado su viabilidad económica y medioambiental como alternativa a los combustibles fósiles tradicionales. En todo el mundo, circulan actualmente más de 19 millones y medio de vehículos impulsados con GNV, que producen hasta un 50% menos de emisiones de dióxido de carbono (CO2) y un 80% menos de óxidos de nitrógeno (NOx) que los vehículos accionados por gasolina o gasóleo; además no contiene plomo, azufre ni compuestos aromáticos. En América Latina, Argentina es el país con mayor número de vehículos de gas natural, con más de dos millones de automóviles y 1 900 estaciones de servicio.

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

Hasta fines del año 2013, en el Perú existían 171 541 vehículos activos a GNV y 227 estaciones que abastecían con GNV el parque automotor, donde destaca la flota de autobuses del Metropolitano de Lima impulsada íntegramente con gas natural. Esta flota está integrada por 248 buses articulados que circulan en la ruta troncal y 152 buses alimentadores que operan entre las estaciones de transferencia y los paraderos de las líneas alimentadoras. Foto 1.3 Flota de autobuses del Metropolitano de Lima

Fuente: Metropolitano

Cabe destacar que en el año 2005, el Perú se convirtió en el primer país en el mundo con un ferrocarril a gas natural comprimido (GNC)2 , el mismo que pertenece a una empresa que presta servicios de transporte de personas y carga en Huancayo. Foto 1.4 El tren a gas natural para pasajeros y carga en Huancayo

Fuente: F.C. Central Andino S.A.

2. De la compañía Ferrocarril Central Andino.

La industria del gas natural: Generalidades

3. La industria del gas natural La industria del gas natural es aquella que hace posible extraer el hidrocarburo de sus depósitos subterráneos ubicados en las profundidades de la corteza terrestre y traerlo a la superficie para acondicionarlo y transportarlo hasta su destino final o centro de consumo. Llevar el gas natural desde el yacimiento hasta los consumidores, implica la ejecución de un conjunto de actividades que se agrupan generalmente del modo siguiente: exploración, producción (extracción y acondicionamiento), transporte, almacenamiento, distribución y, en muchos casos, comercialización. El gráfico 1.4 muestra un esquema simplificado de la industria de gas natural en el mundo. Gráfico 1.4 Esquema de la industria de gas natural en el mundo

Fuente: Natural Gas. Elaboración Propia.

En los años 80 del siglo pasado, la industria del gas natural cambió radicalmente. Hasta ese momento, la estructura de esta industria era simple, con una limitada flexibilidad y pocas opciones para la entrega de gas natural. Normalmente, las compañías de exploración y producción de gas natural vendían el recurso en boca de pozo a las grandes empresas dueñas de los sistemas de ductos, que transportaban el producto para venderlo a empresas de distribución local, las que a su vez vendían el gas a sus clientes. En este esquema, los precios del gas natural estaban regulados por el Estado, en todos los eslabones de la cadena de suministro o en parte de ellos. Si se toma como ejemplo la industria de gas natural de los Estados Unidos, hay que señalar que la regulación varía normalmente de un estado a otro. Una de las principales diferencias en la estructura actual del mercado es la existencia de comercializadores o vendedores que facilitan la circulación del gas natural desde el productor hasta el usuario final. En esencia, los comercializadores pueden servir como intermediarios entre dos partes, y pueden ofrecer el servicio ya sea todo incluido o desagregado a sus clientes. Los vendedores pueden ser propietarios del gas natural o simplemente pueden facilitar su transporte y almacenamiento. Esencialmente, se registra ahora una variedad de vías de propiedad para llevar el gas natural desde el productor hasta el usuario final.

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

En el Perú, la estructura de la industria del gas natural de Camisea es bastante más simple, especialmente por el número de agentes que intervienen en la operación de las actividades. Así tenemos que el productor es una empresa titular de un contrato de licencia que extrae y acondiciona el producto para su transporte como gas natural seco o como líquidos de gas natural; el transportista o concesionario de las redes de ductos que transporta el gas natural seco y los líquidos de gas natural desde las zonas de producción hasta las zonas de consumo; y el distribuidor que, a través de una red de tuberías, lleva y vende el gas natural a los usuarios finales (residenciales, comerciales, industriales y vehiculares). Como se explica en el Capítulo VII de esta publicación, los precios del gas natural en el Perú tienen componentes libres y regulados.

3.1. Exploración y extracción La exploración de gas natural por lo general comienza con el trabajo de los geólogos examinando la estructura superficial de la tierra, y la determinación de las áreas en las que es geológicamente probable que puedan existir yacimientos de petróleo o gas. Por la topografía y la cartografía de las características de la superficie y del subsuelo de un área determinada, el geólogo puede extrapolar qué áreas tienen más probabilidades de contener un reservorio de petróleo o gas natural. El geólogo tiene muchas herramientas a su disposición para hacerlo, por ejemplo, a partir de los afloramientos de rocas en la superficie o en valles y quebradas, con la información geológica alcanzada desde los cortes de rocas y muestras obtenidas de la excavación de zanjas de irrigación, pozos de agua, y otros pozos de petróleo y gas. Esta información permite al geólogo hacer inferencias sobre el contenido de líquido, la porosidad, la permeabilidad, la edad, y la secuencia de formaciones rocosas debajo de la superficie de un área en particular. Una vez que el geólogo ha determinado un área donde es geológicamente posible que exista una formación de gas natural o petróleo, más pruebas se pueden realizar para obtener datos más detallados sobre el área potencial del yacimiento. Estas pruebas permiten detallar de una manera más precisa la cartografía de las formaciones subterráneas, sobre todo aquellas formaciones que se asocian comúnmente con yacimientos de gas natural y petróleo. Estas pruebas son comúnmente realizados por un geofísico, que utiliza la tecnología para encontrar y mapear las formaciones rocosas subterráneas. Podría decirse que el mayor avance en la exploración de petróleo y gas natural llegó a través de la utilización de la sismología básica. Sismología se refiere al

La industria del gas natural: Generalidades

estudio de cómo la energía, en forma de ondas sísmicas, se mueve a través de la corteza terrestre e interactúa de manera diferente con diversos tipos de formaciones subterráneas. Para ello, en la superficie se perforan pozos de poca profundidad y se colocan cargas explosivas. “Las ondas vibratorias viajan a través de las capas terrestres y al volver a la superficie son captadas por los geófonos colocados a lo largo de la superficie y permiten ‘dibujar’ la configuración de las capas internas de la tierra en mapas”3. Gráfico 1.5 Exploración sísmica

Fuente: Elaboración propia.

Una vez concluido los estudios de geología y evaluación sísmica, corresponde la perforación de un pozo exploratorio. Los resultados de dicho pozo pueden ser de dos tipos: pozo descubridor (con hidrocarburo), o pozo seco (sin hidrocarburo). La decisión de perforar un pozo es una operación muy costosa para las compañías, pues siempre existe el riesgo de no hallar el gas natural, ya que la finalidad de realizar los trabajos de exploración es justamente reducir al máximo posible las probabilidades de que no se encuentre el hidrocarburo. Si al excavar el pozo la estimación efectuada por el equipo de exploración es errada, el pozo se denomina ‘pozo seco’ y la producción no tiene lugar, por tanto es abandonado.

3. Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, El Gas Natural, Lima, Perú, Primera Ed. 2010, Pág. 4.

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades Gráfico 1.6 Perforación ‘onshore’

Fuente: Ikonet

Los yacimientos de gas natural pueden estar en tierra (onshore) o en el mar (offshore), lo que determina las técnicas y la naturaleza de los equipos a emplearse. Gráfico 1.7 Perforación ‘offshore’

Fuente: Natural Gas

Fuente: Elaboración propia.

Pozos de gas e hidrocarburos líquidos

Agua e impurezas

- Separación del gas e hidrocarburos líquidos - Remosión de agua y otras impurezas - Odorización - Reinyección a pozo - Venteado y quemado

Gas natural seco

Planta de separación y acondicionamiento de Malvinas

Hidrocarburos líquidos

Fuente: Teps Group

Red de transporte - TGP

Estaciones de compresión e inyección

Ac vidades de producción - Consorcio Camisea

Distribución de Ica - Contugas

City Gate (Lurín)

Perú LNG

Gráfico 1.8 Esquema de la industria del gas natural en el Perú

Cálidda

Residencial

Comercial

Industrial

Planta de separación de Pisco (GLP y gasolinas)

Eléctricas y otras industrias

La industria del gas natural: Generalidades

Red de distribución de Lima y Callao

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

La perforación de gas natural ‘offshore’, en algunos casos a cientos de kilómetros de distancia de la masa de tierra más cercana, plantea una serie de desafíos diferentes respecto a la perforación en tierra. El mecanismo de perforación real utilizado para ahondar en el fondo del mar es el mismo que se puede encontrar en una plataforma en tierra. Sin embargo, con la perforación ‘offshore’, el fondo del mar puede estar a veces a miles de metros bajo de la superficie. En la perforación ‘onshore’ el suelo proporciona una plataforma para perforar y hace menos complicadas todas las operaciones. En el mar, una plataforma de perforación artificial debe ser construida en la forma que se puede observar en el gráfico 1.7 de la página 17.

3.2. Producción Una vez que el gas natural es encontrado y su explotación es comercialmente viable (por cantidad, calidad, infraestructura y demanda) el siguiente paso es la producción, que comprende las siguientes actividades:

––

Tratamiento del gas natural para eliminar las impurezas que acompañan al gas en momento de su extracción, tales como azufre, agua, CO2 y otros elementos sin valor comercial.

––

Separación del gas natural seco (metano + etano) y los líquidos de gas natural (GLP y gasolinas).

––

El fraccionamiento de los líquidos que acompañan al gas natural, para separar el propano, butano (GLP) y gasolinas naturales (pentanos e hidrocarburos más pesados).

3.3. Transporte El traslado de gas natural de las regiones productoras a las zonas de consumo requiere un amplio y elaborado sistema de transporte. En muchos casos, el gas natural producido a partir de un pozo particular tendrá que recorrer una gran distancia para llegar a su punto de uso. El sistema de transporte de gas natural consiste en una compleja red de tuberías, diseñada para transportar de forma rápida y eficiente el gas natural desde los lugares de producción a las zonas de alta demanda. El transporte de gas natural está estrechamente ligada a su almacenamiento: si el gas natural se transporta y no es empleado de inmediato, puede ser puesto en instalaciones de almacenamiento hasta el momento que se requiera, como ocurre principalmente en los EE.UU. Esta fase comprende la operación de sistemas de gasoductos, estaciones de compresión y medición, instalación y control de válvulas, e inspección y seguridad de las redes, con la finalidad de transportar el gas natural desde los campos de pro-

La industria del gas natural: Generalidades

ducción o centros de tratamiento hasta las zonas de consumo. El transporte del hidrocarburo se realiza normalmente a través de gasoductos y contenedores (ductos móviles), pero en casos de exportaciones o lugares demasiado lejanos se realiza por medio de buques metaneros.

3.4. Almacenamiento En algunos casos el gas natural puede ser almacenado en depósitos subterráneos antes de llegar a los consumidores, para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones de la demanda. Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados de consumo, para responder oportunamente a los picos de la demanda y proporcionar el energético en forma continua.

3.5. Distribución La distribución es el suministro de gas natural a los usuarios a través de las redes de ductos o tuberías instaladas con ese propósito. Las empresas de distribución local suelen distribuir el gas natural a los hogares y negocios a través de miles de kilómetros de tubería de distribución. El punto de entrega del gas natural del gasoducto de transporte a la red del distribuidor se denomina a menudo ‘City Gate’ y es el punto de inicio de la distribución en grandes áreas urbanas y una referencia para la fijación de tarifas. En el City Gate el gas es odorizado para facilitar la detección de posibles fugas en la operación de la distribución.

3.6. Comercialización Esta etapa comprende el uso de un conjunto de herramientas de carácter multidisciplinario que se focalizan en la relación entre el cliente y la empresa concesionaria de la distribución, con la finalidad de incentivar el acceso al consumo del gas natural y su empleo eficiente y seguro. El comercializador, que puede al mismo tiempo ser el distribuidor, prioriza al consumidor y la atención de sus necesidades.

4. Mercado mundial del gas natural El sector del gas ha sido marcado por dos hechos relevantes: el incremento de la producción de gas de esquisto en los Estados Unidos, que por segundo año consecutivo se sitúa como primer país productor a nivel mundial, y la consolidación de Japón como destino de los buques de gas natural licuado (GNL), al posicionarse el gas como motor de reconstrucción del país después del tsunami de 2011.

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

El mercado del gas natural también se ha caracterizado por el mantenimiento de la trayectoria expansiva en los países emergentes y la estabilización del consumo en Europa (consecuencia de la crisis económica, de cierta ventaja de los precios del carbón y de la expansión de las energías renovables en la generación eléctrica). El auge del gas esquisto ha provocado un incremento de las reservas a nivel mundial. Actualmente, se tienen reservas para atender el mercado por unos 150 a 250 años, de mantenerse el ritmo de consumo vigente de gas, ubicadas en gran parte en América del Norte, según estimaciones de Cedigaz. Esta misma fuente sostiene que la producción total de gas natural en EE.UU. sigue aumentando con una cuota creciente del no convencional (gas de esquisto), acelerando la tendencia descendente de las importaciones (en especial de GNL) y aumentando el ritmo de sus exportaciones de carbón. En lo que al comercio se refiere, en el año 2012 se comercializó 1 000 billones de m3 de gas que representa una tercera parte de la producción mundial. Esta cifra ha crecido considerablemente desde el año 2000, cuando se comercializaba un volumen equivalente al 22% de la producción mundial actual. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) pronostica un buen escenario para el gas natural a nivel mundial en los próximos años. Las mayores reservas de gas (a causa del desarrollo del gas de esquisto) y su efecto en los precios pueden elevar la demanda de gas en más de un 50% entre los años 2010 y 20354. Finalmente, uno de los elementos garantes del desarrollo del gas natural es el importante papel que jugará a mediano y largo plazo, para satisfacer la demanda energética y reducir las emisiones de gases contaminantes.

4.1. Reservas probadas de gas natural Según informes de organismos especializados, las reservas potenciales totales de gas natural, convencional y no convencional, indican una disponibilidad de entre 150 y 250 años. Las mayores concentraciones de gas natural convencional se localizan en Oriente Medio, seguido del conjunto de países de la Comunidad de Estados Independientes (CEI)5 donde sigue sobresaliendo Rusia, que acoge la cuarta parte de los recursos mundiales de gas natural. 4. Cedigaz: Asociación Internacional de Gas Natural con sede en Francia y afiliados en más de cien países. 5. Bloque comercial y de cooperación internacional integrado por: Armenia, Azerbaiyan, Bielorrusia, Kasajistán, Kirguistán, Moldavia, Rusia, Tayikistán, Turkmenistán (asociado) y Uzbekistán.

La industria del gas natural: Generalidades

En cuanto a Europa, las reservas continúan con una tendencia a la baja, representando poco más del 2,0% de las reservas mundiales. Esta capacidad permitiría al continente hacer frente al consumo de solo unos ocho años. La región del mundo que más ha visto aumentar sus reservas probadas de gas natural en los últimos años es América del Norte, hecho relacionado directamente con la explotación de los yacimientos no convencionales de gas. Concretamente, como se observa en la tabla 1.2 que incluye tanto al gas convencional como al gas no convencional6, la producción de gas natural en Estados Unidos ha aumentado un 30% desde 2005. Pese a ello, la cifra de reservas evaluadas de gas natural creció un 70% desde esa fecha. La causa es el aumento de las reservas contabilizadas de gas no convencional, en especial de gas de esquisto (shale gas). Tabla 1.2 Evolución de las reservas mundiales de gas natural (Billones de m3) 2000

2005

2010

2012

2013

América del Norte

6,5

7,0

9,4

10,6

10,8

América Central y Sur

7,7

7,4

7,8

7,9

Europa (*)

8,1

6,5

5,9

5,0

4,9

CEI

52,7

53,7

60,5

64,7

65,1

África

11,4

14,1

14,8

14,7

14,8

Oriente medio

54,7

72,5

75,9

79,9

80,6

Asia - Oceanía

11,9

13,9

16,1

16,8

Total mundial

153,1

175,1

190,4

199,6

200,9

(*) Desde el año 2000, UE 27 más Noruega, Suiza, Europa Central y Turquía. En las cifras de años anteriores, no se incluyen las cifras de Europa Central, que estaban incluidas en el Área de Europa Oriental y CEI. Fuente: Cedigaz y Oil and Gas Journal.

Esta evolución explica que las exportaciones de gas natural de los Estados Unidos (principalmente a México) hayan aumentado un 50% en los últimos tres años, mientras que sus importaciones han descendido un 15% durante ese mismo período. Hace tres años, las exportaciones de gas natural de los Estados Unidos suponían el 24% de las importaciones; en la actualidad esa relación está alrededor del 50%. 6. El concepto de gas convencional está generalmente referido al gas que está ubicado en determinadas estructuras geológicas, de donde se le puede extraer con técnicas ‘tradicionales’, es decir, con tecnologías anteriores a las que hoy hacen posible la explotación del gas de pizarra o gas de esquisto (shalle gas) El concepto de gas no convencional está asociado principalmente a este último.

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

Las previsiones señalan que en unos pocos años, dependiendo del ritmo de construcción de las terminales de licuefacción, el saldo neto será exportador. La Tabla 1.2 de la página anterior muestra que las reservas probadas de gas natural en el mundo han crecido en un 0,7% en 2013, respecto al año anterior.

4.2 Producción La producción de los Estados Unidos ha aumentado alrededor de un 5%, situándose este país en primera posición mundial por segundo año consecutivo, desplazando a Rusia, cuyo mercado exterior más destacado (Europa) se ha visto contraído. Sin embargo es posible que Rusia vuelva a liderar la producción mundial de gas natural cuando se haya puesto en plena vigencia el reciente contrato suscrito con China para suministrarle gas natural en los próximos diez años por un valor de 100 millones de euros. Gráfico 1.9 Producción comercializada de gas natural según (%) por grandes áreas geográficas

Fuente: Cedigaz

El 65% de la producción mundial se concentra en América del Norte, el área de la CEI (con diez naciones miembros de la antigua Unión Soviética) y Oriente Medio. Los productores más destacados son los Estados Unidos, Rusia, Irán, Catar y Canadá. Junto con estos países, 10 más superan la cifra de producción de 60 billones de m3 por año. Entre ellos hay dos europeos (Noruega y Países Bajos). Cabe destacar la trayectoria seguida por la producción de gas de esquisto en los Estados Unidos, que ha pasado de 28 mil millones de m3 en 2006 a más de 200 mil millones de m3 en 2012.

La industria del gas natural: Generalidades

En conjunto los Estados Unidos, Oriente Medio y Asia-Oceanía han aportado las cantidades más significativas de producción adicional en el año 2012.

4.3. Consumo de gas natural Según estimaciones de Cedigaz, el consumo de gas natural en el mundo ha crecido en un 2,5%, pues el hidrocarburo ha mostrado flexibilidad y capacidad para cubrir el vacío dejado por la producción nuclear de Japón. Las áreas que han mostrado un mayor dinamismo son Estados Unidos, y en general América del Norte en su conjunto, así como el mercado asiático, que continúa vigoroso pese a la desaceleración de la tasa de crecimiento de las economías de la zona, particularmente de China. La demanda europea, por otro lado, se ha mostrado menos activa por dos causas principales: el poco dinamismo de las economías y la competencia del carbón procedente de Estados Unidos para la generación eléctrica. Este último elemento se ha visto favorecido por una menor presión para el descenso de los gases de efecto invernadero. Gráfico 1.10 Distribución de las ventas de gas natural 2012

Fuente: Cedigaz

Estados Unidos se consolida como el país que consume más gas natural en el mundo, aproximadamente con un 22% del total. Le siguen Rusia, Irán, China y Japón. China ha duplicado su consumo de gas natural desde el año 2007. Por otro lado, India ha aumentado su consumo desde 2007 en un 50%. Ambos países, junto a Japón, desde el tsunami de marzo de 2011, son dos de los grandes destinos de los buques de gas natural licuado (GNL) y los principales causantes de precios más elevados en la zona asiática.

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

La revolución del gas de esquisto (shale gas) Como se ha mencionado anteriormente, el gas natural es la fuente de energía más limpia entre todos los combustibles fósiles. Se caracteriza por una baja emisión de gases de efecto invernadero e inexistencia de desechos peligrosos. El avance de las tecnologías de extracción y reducción de los costos de esta industria han dado la posibilidad de conseguir nuevos y hasta hace poco omitidos recursos de gas natural. El gas de esquisto, denominado también gas de baja permeabilidad, gas de pizarra, gas metano de carbón o gas de lutita, es el nuevo recurso que ha venido a revolucionar la industria y el mercado internacional del gas natural. Gráfico 1.11 Diferencia entre gas natural convencional y gas de esquisto

3 2 1 Leyenda Areniscas Esquistos bituminosos Yacimientos de gas natural

Yacimientos no convencionales de gas natural 1 Yacimientos de gas natural en esquistos 2 Yacimientos de gas natural en arenas compactas

Yacimientos convencionales de gas natural

Aguas de formación

3 Estructurales

Yacimientos de petróleo en esquistos

4 Estratigráficos

Fuente: polishshalegas.pl

La industria del gas natural: Generalidades

El gas de esquisto proviene de yacimientos no convencionales de pizarra situados profundamente bajo la superficie de la tierra. Estas rocas se caracterizan por su baja permeabilidad haciendo que la extracción del gas de esquisto requiera métodos más complejos y técnicamente más avanzados. Gráfico 1.12 Técnica de extracción del gas de esquisto

Fuente: Aturemfracking

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

En forma muy simplificada, la técnica de extracción de gas de esquisto consiste en la perforación horizontal de la roca de esquisto y el llenado de la perforación con una mezcla de agua, arena de cuarzo y aditivos químicos hasta lograr fracturar la roca y la consecuente liberación del gas. La fractura hidráulica es una técnica para aumentar la eficiencia del pozo de explotación mediante la inyección a alta presión de agua con arena y aditivos químicos en los estratos de rocas esquistosas que yacen profundamente en el subsuelo. El líquido bombeado, introduciéndose a presión en las fracturas, las rompe. Para garantizar la seguridad, se hace un seguimiento continuo de todo el proceso. La operación de fractura hidráulica produce fracturas finas que quedan abiertas debido a los granos de arena que se encuentran en el líquido de fractura. Dichas fracturas permiten la liberación controlada del gas encerrado en la roca y su salida hacia la superficie de la Tierra. La cantidad del agua utilizada en el proceso de fractura hidráulica no afecta el equilibrio medioambiental. El Instituto Geológico Estatal polaco estima que el consumo anual de agua en 200 operaciones de fractura a lo largo de 4 años equivale a un 1,3% de la cantidad de agua utilizada por otro tipo de plantas industriales y constituye un 0,6% del consumo total registrado de aguas subterráneas. Ambos procesos, la perforación y la fractura, se repiten varias veces en el tramo horizontal del pozo. Una vez finalizados, se procede a la extracción del gas que sale a la superficie. Según las estimaciones de Energy Information Administration, la extracción de gas de esquisto hasta el año 2030 va a alcanzar el 7% de la producción mundial del gas natural.

•

Gas de esquisto en Estados Unidos

Según el portal web www.polishshalegas.pl, las áreas en las que se encuentran los yacimientos de gas de esquisto en América del Norte cubren los territorios de la mayoría de los estados de la Unión Americana. Durante décadas, los consorcios americanos carecían de tecnologías adecuadas para la explotación de gas de esquisto, pero al comienzo de los años ‘80 del siglo XX, el ingeniero texano George T. Mitchell empezó a usar exitosamente el método de fracturación hidráulica de los esquistos de poca permeabilidad. Mitchell Energy Development, la empresa creada por Mitchell, patentó esta tecnología.

La industria del gas natural: Generalidades

En el año 2000 Devon Energy Corporation adquirió el control de la empresa de Mitchell y unió la técnica de fracturación hidráulica con la perforación horizontal, lo cual permitió la liberación de cantidades mayores de gas con la simultánea reducción de costes de extracción. Con estos avances, el gas de esquisto revolucionó la industria gasista. Según el informe de Colorado School of Mines de julio de 2009, los recursos de gas de esquistos en Estados Unidos alcanzan la cifra de 17 mil millones de m3, pero se estima que al 2014 estos recursos alcanzarían 24,1 mil millones de m3. Estas cifras y el uso de las nuevas tecnologías de extracción del gas de esquisto permiten satisfacer la creciente demanda de energía del país del norte con sus propias fuentes. En los años 2007 y 2008 aumentó en 70% la rapidez de extracción del gas de esquisto en los Estados Unidos. En mayo del año 2008, en todo el país, se encontraban en operación 519 equipos de perforación, mientras que a finales de los años 90 lo hacían solo 40 unidades. Gráfico 1.13 Extracción del gas de esquisto en Estados Unidos

Fuente: EIA

Fuente: Reuters

19,3

MÉXICO

24,4

ESTADOS UNIDOS

11,0

CANADÁ

ARGENTINA

21,9

PARAGUAY

6,4

BRASIL

6,5

ARGELIA

8,2

LIBIA

5,3

POLONIA

Cuencas evaluadas Con reservas es madas Sin reservas es madas

13,7

Gráfico 1.14 Cuencas de gas de esquisto

11,2 Principales reservas en miles de millones de metros cúbicos

SUDÁFRICA

AUSTRALIA

36,1

CHINA

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

La industria del gas natural: Generalidades

Los trabajos más intensos se realizan actualmente en el territorio de Fort Worth Barnett, Fayetteville, Antrim, Arkoma Woodford, Bakken y Haynesville. La mayor cantidad de gas de esquisto se extrae en la región de Barnett Shale en Texas. Según, la U.S. Energy Information Administration, en el año 2012, los Estados Unidos llegó a ser el mayor productor mundial de gas de esquisto con una producción de 10,3 billones de m3, lo cual constituía un aumento de 30,3% en relación al año anterior, cuando se produjo 7,9 billones de m3. La creciente extracción de gas de esquisto hizo que los precios del gas natural (Henry Hub) descendiera hasta el nivel más bajo registrado en los últimos diez años: US$ 72 por 1 000 m3. El gas de pizarra constituye aproximadamente el 14% de la producción total del gas natural de los Estados Unidos y los suministros del mismo tendrán como destino Europa y otras partes del mundo.

•

Gas de esquisto en el mundo

Según el informe de la agencia americana de información energética EIA y Advanced Research Institute (ARI), los mayores recursos de gas de esquisto se hallan en China y alcanzan la cifra de 36 mil millones de m3. Importantes recursos de gas de esquisto se encuentran también en Canadá (11 mil millones de m3) y se estima una cantidad similar de este recursos en Australia. El siguiente continente rico en gas de esquisto es América del Sur. Los países que poseen importantes yacimientos del recursos son Argentina (aproximadamente 22 mil millones de m3), México (aproximadamente 20 mil millones de m3), Brasil (aproxidamente 6,4 mil millones de m3) y también Chile, Paraguay y Bolivia. Según la EIA y el ARI también en África hay grandes depósitos de gas de esquisto, sobre todo en Sudáfrica (13,7 mil millones de m3), en Libia (8,2 mil millones de m3) y en Argelia (6,5 mil millones de m3). Europa es el segundo mayor mercado de gas de esquisto en el mundo. En comparación con los demás continentes, sus recursos de gas de esquisto son escasos. En total alcanzan aproximadamente 15,5 mil millones de m3 que alcanzarían para satisfacer el consumo europeo de unos 30 años. Polonia, Francia y Noruega son los países con mayor potencial de gas de esquisto. Los yacimientos

Capítulo I: La industria del gas natural: Generalidades

identificados están en Alemania, Dinamarca, Holanda, Suecia, Gran Bretaña, Ucrania, Rumania, Bulgaria, Hungría y Turquía. La extracción de gas de esquisto puede aumentar la independencia energética de Europa. En varios países ya se están realizando obras de prospección, pero han de pasar algunos años antes de que se pueda conocer el potencial real del continente. En el año 2009, la UE promovió el programa internacional de investigación sobre el gas de esquisto7 y creó una base de datos sobre pizarras gasíferas: European Black Shale Database (EBSD). El objetivo es evaluar el tamaño de los recursos geológicos y la susceptibilidad de las rocas de fracturación, y al mismo tiempo determinar las condiciones medioambientales de la explotación del shale gas.

7. GASH, primera iniciativa europea de investigación del gas de esquisto que fue lanzado en el 2009. El proyecto es apoyado financieramente por las siguientes empresas: Statoil, ExxonMobil, Gas de France Suez, Wintershall, Vermillion, Marathon Oil, Total, Repsol, Schlumberger y Bayerngas.

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP

Capítulo II Diferencias entre gas natural y el gas licuado de petróleo (GLP) El gas natural (GN) y el gas licuado de petróleo (GLP) son hidrocarburos que tienen orígenes y aplicaciones similares pero realmente no son lo mismo, aunque buena parte de la población cree lo contrario. De esta circunstancia surge la necesidad de explicar las diferencias que existen en la composición, los procesos de producción y las cadenas de suministro de uno y otro combustible para facilitar la comprensión de sus diferencias de precio y la importancia del proceso de masificación del empleo del gas natural.

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP

Capítulo II Diferencias entre gas natural y el gas licuado de petróleo (GLP) El gas natural y el GLP tienen similitudes en cuanto a su origen y aplicaciones, tal como se explica en los párrafos siguientes, pero su composición, obtención, procesamiento, transporte y comercialización son diferentes y esto da lugar a sustantivas diferencias en su manipulación y precios. También tienen similitudes en cuanto a su relación con el medio ambiente ya que ambos son combustibles limpios y menos contaminantes que otros de similar origen. El gas natural y el GLP son combustibles fósiles que provienen de depósitos geológicos donde materiales orgánicos se convirtieron en petróleo crudo, carbón, gas natural o aceites pesados como resultado de la descomposición de plantas y animales sometidos al calor y la presión de la corteza terrestre durante millones de años. El gas natural y el GLP tienen usos y aplicaciones semejantes en el ámbito residencial, comercial e industrial, básicamente en la generación de calor. Ambos combustibles tienen también usos similares en la generación eléctrica. Sin embargo, la excepción es la industria petroquímica donde la composición molecular de cada uno de ellos da lugar a productos finales diferentes. Las diferencias entre ambos combustibles se dan en la procedencia, en los procesos de producción, en el transporte y en la comercialización, y tienen significativa incidencia en los precios al consumidor final, donde las diferencias entre ambos son notables.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

1. Origen El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se encuentran en yacimientos fósiles, no asociado (sólo), disuelto o asociado (acompañando al petróleo o al carbón). Está compuesto principalmente de metano (alrededor de un 90 %), acompañado de otros gases como nitrógeno, etano, dióxido de carbono, butano y propano, entre otros. Sin embargo, hay que destacar que la composición del gas natural no es uniforme, ya que varía de un yacimiento a otro. Gráfico 2.1 Componentes del gas natural antes de ser procesado

Fuente: SENER

El gas licuado del petróleo (GLP) por su parte es un hidrocarburo que se obtiene del proceso de refinación del petróleo, como subproducto de los procesos de transformación física (e.g. destilación atmosferica) y de transformación química (e.g. craqueo catalitico); o en el proceso de separación de los gases y las gasolinas contenidas en los líquidos de gas natural. El GLP se obtiene en estado gaseoso y se convierte en líquido mediante compresión y enfriamiento para facilitar su manejo y comercialización. Está compuesto por propano y butano (gases pesados), que al ser combinados dan como producto final el GLP.

Fuente: CEPSA

Gráfico 2.2 Torre de destilación

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

2. Obtención Existen dos maneras de obtener el GLP: “En plantas de fraccionamiento de líquidos de gas natural: El propano y butano pueden ser extraídos por procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas hasta que estos componentes y otros más pesados se condensen. Los procesos usan refrigeración o turboexpansores para lograr temperaturas menores de -40° C necesarias para recuperar el propano. Enseguida estos líquidos son sometidos a un proceso de purificación usando trenes de destilación para producir propano y butano líquido o directamente GLP”1. “En refinerías: Se inicia cuando el petróleo crudo procedente de los pozos petroleros llega a una refinación primaria, donde se obtienen diferentes destilados, entre los que se tienen gas húmedo, naftas o gasolinas, queroseno, gasóleos atmosféricos o diésel y gasóleos de vacío. Estos últimos (los gasóleos de vacío) son la materia prima para la producción de gasolinas en los procesos de craqueo catalítico. El proceso se inicia cuando estos se llevan a una planta de FCC (Fluid Catalytic Cracking ) y, mediante un reactor primario a base de un catalizador a alta temperatura, se obtiene el GLP, gasolinas y otros productos más pesados. Esa mezcla luego se separa en trenes de destilación”2. Gráfico 2.3 Craqueo catalítico

Fuente: Elaboración propia

1. Ídem. 2. Comisión Reguladora de Energía, Veinte años de Regulación Económica en el Sector Energético, México D.F., 2010. Pág. 26.

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP

Por su parte, el gas natural, una vez extraído de sus reservorios es sometido a procesos de acondicionamiento, separación y fraccionamiento, los mismos que implican: • La eliminación de las impurezas: azufre, agua, CO2 y otras que no tienen valor comercial • La eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) por sus propiedades corrosivas que afectan a ductos y usuarios finales. Este procedimiento consta de cinco etapas: endulzamiento, regeneración, recuperación del azufre, limpieza del gas de cola, e incineración Gráfico 2.4 Etapas de procesamiento de gas natural

Fuente: Elaboración propia con información de PEMEX.

• La deshidratación o remoción del vapor de agua para prevenir la formación de sólidos de hidrocarburo / agua llamados hidratos. • La remoción de mercurio cuando está presente en el gas. • La recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el proceso de endulzamiento. • La remoción de nitrógeno para incrementar el valor calorífico del gas lo cual disminuye el volumen a ser transportado. • La recuperación o separación de etano e hidrocarburos licuables mediante alguna tecnología adoptada: (refrigeración simple, refrigeración en cascada,

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

absorción simple, absorción refrigerada, absorción mejorada y turbo de expansión criogénica). • El fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo corrientes ricas en etano, propano, butanos y gasolina. • La separación de componentes del gas natural. Mediante este proceso el gas se separa en: gas natural seco (metano + etano) que se transporta por gasoductos hasta los centros de consumo; y líquidos de gas natural (LGN) constituidos por propano, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados que se transportan por poliductos hasta una planta de fraccionamiento. Existen dos procesos para obtención de LGN: el método de absorción y el proceso de expansión criogénica.

3. Suministro El gas natural se transporta por medio de gasoductos. También puede ser transportado por buques tanque, cuando el mercado de destino está a grandes distancia de la zona de extracción y producción, como es el caso del gas natural licuefactado (GNL) que se envía fuera del país (exportación). Gráfico 2.5 Buque metanero

Fuente: Evergas

Otra opción es transportar el gas natural por ductos virtuales en forma de gas natural comprimido (GNC) o gas natural licuefactado cuando la implementación de un gasoducto es inviable técnica y económicamente. El suministro del gas natural al cliente final se realiza por medio de redes de ductos, por ser está la vía más segura para llevar el gas hacia las zonas de consumo mediante un suministro continuo en altas y bajas presiones. El gas natural llega a

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP

los quemadores de los gasodomésticos, que también puede funcionar con GLP. De ser el caso, los gasodomésticos que trabajan con GLP deben ser adaptados para funcionar con gas natural, ya que cada uno de estos combustibles es suministrado a diferente presión. Gráfico 2.6 Cadenas de suministro del GLP y del gas natural en el Perú

Fuente: Elaboración propia

El GLP es almacenado en estado líquido en tanques a presión (balones) para su posterior suministro a los consumidores finales. Este combustible no es suministrado comúnmente por redes de tuberías, porque tendría un costo relativamente alto, que encarecería aún más el producto final; por ello se expende por medio de balones que son conectados a los gasodomésticos a través de una manguera, un regulador y un juego de abrazaderas.

Elaboración propia.

Gráfico 2.7 Suministro de GLP (en balones) y de gas natural (por tuberías)

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP

4. Precios Otra diferencia importante es la composición del precio del gas natural y el GLP. Como ya es conocido, el gas natural es más económico que el GLP, pero ¿a qué se debe ello? En el caso peruano, el precio del gas natural de Camisea tiene algunos componentes regulados por Osinergmin, como la tarifa de transporte y la Tarifa Única de Distribución en Lima y Callao. El componente no regulado es el precio del gas en boca de pozo, pero para el caso del contrato de licencia del Lote 88 de Camisea, el gas natural tiene topes máximos, tiene topes máximos para los generadores eléctricos y para los demás clientes. El gráfico 2.8 muestra esta estructura del precio. Gráfico 2.8 Composición del precio del gas natural

Fuente: Osinergmin - GART

Gráfico 2.9 Formación de precios del gas natural - 01/09/14

Fuente: Osinergmin - GART

En tanto, los precios del GLP (como también los precios de combustibles líquidos derivados del petróleo) se encuentran determinados por la oferta y la demanda en el Perú. Sin embargo, con el fin de evitar que la alta volatilidad de los precios internacionales del petróleo crudo y sus derivados se traslade a los consumidores finales, el Estado creó el “Fondo para la Estabilización de Precios de los Combustibles

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Derivados del Petróleo” (en adelante FEPC) en el año 20043; el GLP fue incluido en el ámbito de aplicación del mencionado fondo a partir de abril de 2007, mediante el Decreto de Urgencia 011–2007 que declaró en emergencia el mercado de GLP. El precio que los consumidores finales de GLP pagan, depende de diversos factores como se explicó, el primer nivel de la cadena de comercialización este precio se encuentra relacionado con los precios internacionales y la aplicación del FEPC. Otro elemento a considerar es la carga tributaria que es aplicada sobre el GLP, actualmente, en la comercialización de este producto sólo se aplica el Impuesto General a las Ventas (IGV)4 a diferencia de otros combustibles líquidos a los que se les aplica otros impuestos adicionalmente. Gráfico 2.10 Precio del balón de GLP de 10 kg(*) Setiembre 2014

Operador P. Ex. Planta Regalías Costos U-Bruta

C-Producción

IGV

Transporte

17,60

3,17

0,27

Consumidor final

S/. 17,60 (7,04) (4,97) S/. 5,59

Planta envasadora P. Operador

P. Ex Pta

S/. 21,04

P. Compra

Distribuidor P. Compra

1,76

C-Operativo

U-Bruta

4,66

P-Venta

S/. 27,46

S/. 39,35

Sub Distribuidor

S/. 27,46

P. Compra

S/. 33,15

1,55

C-Operativo

0,88

U-Bruta

4,14

U-Bruta

5,32

P-Venta

S/. 33,15

P-Venta

S/. 39,35

(*) Esquema del Estudio Narvaéz, considerando los costos operativos estimados de cada uno de los eslabones que integran la cadena de valor del suministro de GLP en el Perú, actulizados según valores publicados por Osinergmin a setiembre de 2014. El precio de compra del consumidore final, dependiendo del lugar de compra, oscila entre el precio del distribuidor y el del subdistribuidor a domicilio. Fuente: Osinergmin..

Luego, dependiendo de la ubicación y de la forma como es entregado a los usuarios, los agentes de la cadena de comercialización agregarán al precio los costos y márgenes correspondientes a cada una de sus actividades. Estos costos principalmente se encuentran relacionados con las actividades de transporte, envasado (cuando corresponde) y comercialización a nivel minorista. En el punto anterior se explica con mayor detalle cómo se conforma la cadena de suministro de GLP. 3. El FEPC fue creado mediante el Decreto de Urgencia Nº 010-2004. 4. El Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del GLP fue eliminado mediante Decreto Supremo N° 2702010-EF publicado el 30.12.2010 en el Diario Oficial El Peruano.

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP

5. Unidad de medida Otra diferencia importante es la unidad de medida, ya que estos energéticos se expenden de formas diferentes. El gas natural se expende en metros cúbicos (m3) a los distintos consumidores (residenciales, comerciales, industriales y vehiculares), por su parte el GLP se vende por litros o kilos dependiendo de su utilidad (a los hogares y comercios llega en balones por kilos y a las industrias y vehículos por litros a granel) Entonces, la pregunta que fluye entorno a este aspecto es: ¿a cuánto equivale un metro cúbico de gas natural? Gráfico 2.11 ¿Cuántos metros cúbicos de gas natural se utilizan para calentar la vivienda y preparar comida? Vivienda

Hospitales, casas de maternidad

por persona al año

Para una cama se u lizan anualmente.

82,5m

cocina de gas, suministro centralizado de agua caliente

95,5m

137,5m

237,5m

275,5m3 Calentamiento de agua para uso medicinalsanitario y co diano (sin lavado de ropa)

Para preparar la comida

Cocina de gas

Cocina de gas, calentador de agua gas

Comedores, restaurantes, cafeterias Para preparar comida para una persona

Granjas ganaderas

Para preparar el pienso se u lizan anualmente

0,06m

Desayuno o cena

0,13m

Almuerzo

Plantas de produccción de pan, panaderías

50m

Para cocer una tonelada de producto se u lizan:

caballo

125m

250m

cerdo

vaca

75m

Pan de molde

162,5m

Pan de barra panecillos

231,25m

12,5m

Para calentar agua potable y de uso sanitario para un animal se u lizan anualmente

Tartas, pasteles, galletas, pan de especias

Fuente: Ria Novosti

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Como se ha mencionado, el GLP se expende por kilos (balones) o en litros (a granel), pero ¿cómo se le puede comparar al gas natural si tienen diferentes medidas?. El gráfico 2.12 muestra las equivalencias para lograr dicha comparación. Gráfico 2.12 Equivalencias de medidas Gas natural

GLP

22,09 TM GLP 21,33 TM GNL 34,06 TM carbón 169,35 BEP

1 MMPC

10 kg. GLP

1 000 MMBTU 0,293 GWh

12,7 m3 gas natural 0,735 m3 de gas natural

1 litro GLP

1 055 GJ 35,315 PC

1 327 m3 GN

1 TM GNL

46 877 PC GN

45 251 PC GN

1 TM GLP

1,17 TM de GNL 11,44 Bls

Fuente: Sistema Internacional de Unidades. Osinergmin - GFGN

6. Características Tabla 2.1 Diferencias del GLP y el gas natural GLP

Gas Natural

Está compuesto mayoritariamente de propano y butano.

Está compuesto principalmente por metano.

Se licua de 60 a 120 psi (aproximadamente). Al pasar del estado líquido a gaseoso aumenta su volumen 260 veces aproximadamente.

El licuado del gas natural de produce por temperatura exclusivamente y se logra a la temperatura de 160º centígrados bajo cero. Al pasar de estado líquido a gaseoso aumenta su volumen 600 veces aproximadamente.

No es tóxico. Los trastornos fisiológicos se producen cuando la concentración del gas en el aire es elevada y como consecuencia existe un desplazamiento de oxígeno (en un recinto cerrado)

No es tóxico debido a la ausencia en su composición de monóxido de carbono. Para ser mortal sería necesario que el gas desplazara completamente el aire y eliminara así el oxígeno necesario para la respiración.

Se caracteriza por tener un poder calorífico de 23 400 Kcal/m3

El poder calorífico del gas natural es alrededor de 9 300 Kcal/m3 Continua en la página siguiente.

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP El punto de ebullición del GLP es -26° C aproximadamente.

El punto de ebullición del gas natural es -160° C.

GLP

Gas Natural

El GLP vapor tiene una gravedad específica promedio de 1,716. Esto significa que para un mismo volumen, el GLP pesa un poco más de 1,5 veces el peso del aire a 15° C.

El gas natural tiene una gravedad específica de 0,60. Esto quiere decir que el gas natural es más liviano que el aire.

En una mezcla de GLP-aire sólo se presentará combustión cuando el porcentaje de gas en esta mezcla se encuentre entre un 2,1% y 9,5% (y entre 97,9% y el 90,5% de aire). Por encima de estos límites de inflamabilidad la mezcla es rica en gas y por debajo, la mezcla es pobre en gas, de forma que fuera del límite de inflamabilidad no habrá fuego al contacto con una fuente de ignición.

En una mezcla de gas natural – aire sólo se presentará combustión cuando el porcentaje de gas en esta mezcla se encuentre entre un 4,5% y un 14,5%. Esto significa que al existir una cantidad menor a 4,5% de gas en la mezcla, no habrá combustión. Igualmente, si la concentración de gas es superior a 14,5%, tampoco se producirá combustión. La mezcla ideal de gas, para que se produzca una combustión óptima, se compone de 10% de gas natural y 90% de aire.

(*) El poder calorífico de gas natural es menor que el GLP, por lo tanto, se necesita mayor cantidad de gas natural para generar la misma energía que el GLP, es decir el gas natural necesita 2,51 veces más de combustible, para liberar la misma energía que el GLP.

7. GNV versus GLP El gas natural vehicular (GNV) y GLP son dos combustibles bastante empleados en el sector transporte, pero ambos tienen distintas propiedades y comportamientos. En primer término hay que señalar que el GLP es una mezcla de propano y butano (en una proporción de 60 a 40) más pesada que el aire (con gravedades específicas de 2,05 y 1,56, respectivamente), que trabaja en baja presión (7 atmosferas). En tanto, como se ha señalado anteriormente, el GNV es básicamente metano (en un 90 %), mucho más liviano que el aire (con gravedad específica es 0,60) y que trabaja en muy alta presión (220 atmosferas5 aproximadamente) Las diferencias señaladas determinan que los depósitos o tanque empleados en los vehículos que trabajan con GNV tengan notables diferencias con respecto a los depósitos de los vehículos a GLP. Estos depósitos no solo son más pequeños y mucho más resistentes sino también más pesados y, por tanto, de menor capacidad para el combustible. Estos aspectos limitan a su vez la capacidad de carga del vehículo, en 5. 1 atmósfera = 1,01 bar

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

términos de peso. Por el contrario, los depósitos o tanques de GLP son menos resistentes, más ligeros y más grandes. Pese a ello, la alternativa del GNV como combustible vehicular es atractiva y conveniente para quienes deseen reducir los costos de operación de los vehículos, siempre que las unidades a convertir usen gasolina. Otro factor a evaluar es la disponibilidad de estaciones de servicio de GNV en la zona de trabajo, estas estaciones se encuentra principalmente en Lima y Callao. Su disponibilidad en el interior del país es aún escasa. Gráfico 2.13 Componentes de vehículo que funciona con GLP

Fuente: Multicentro del automóvil

Otro factor importante es el económico. La instalación de un equipo GNV bordea los 1 500 dólares y solo se hace en centros aprobados por el Ministerio de Transportes y Comunicaciones, mientras que el sistema de GLP está alrededor de los 500 dólares. Pero debe considerarse que el GNV es más barato que el GLP, como combustible. También es preciso señalar que antes de convertir el sistema de alimentación a GNV o GLP, es importante verificar si el motor y sistema de refrigeración del vehículo se encuentran en buenas condiciones. Esto para que la inyección de combustible sea la correcta y se alcance la temperatura adecuada para la combustión.

Capítulo II: Diferencias entre gas natural y el gas doméstico o GLP

Una vez efectuada la conversión, el propietario del vehículo convertido debe registrar el cambio en su tarjeta de propiedad. Además, para el buen funcionamiento del vehículo, éste debe ser encendido y apagado siempre con el combustible convencional (gasolina) para que las cañerías por donde pasa tengan la temperatura adecuada para el gas. Tabla 2.2 Comparación entre GNV y GLP Criterios de evaluación

GNV

GLP

Costo del equipo

Mayor precio de adquisición

Menor precio de adquisición

Financiamiento

Trámites ante entidades públicas

Certificación MTC / PRODUCE

Certificación MTC

Estaciones de servicio

Lima, Pisco, Piura, Chiclayo, Chimbote

A nivel nacional

Tipo de tanques

Cilíndricos

Capacidad de carga de gas

Limitada hasta 5 galones

Desde 4 galones

Pasajeros en el auto durante la carga

No permitido.

Permitido, aunque no recomendable.

Autonomía por tanque

30% superior respecto al tanque de gasolina

Similar que la gasolina

Desgaste motor

Incrementa vida útil del Incrementa vida útil del motor motor

Rendimiento

Menor rendimiento que la gasolina y GLP

Similar a la gasolina

Potencia

Pérdida aproximadamente entre 10% y 20%

Similar a la gasolina

Fuente: Massigas

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

Capítulo III: El gas natural en el Perú

Capítulo III El gas natural en el Perú Hasta el descubrimiento de los yacimientos de gas natural de Camisea y su posterior aprovechamiento, la industria peruana del gas natural estaba referida a la explotación de unos pocos yacimientos con escasas reservas y limitado impacto en la economía nacional, pero el desarrollo de Camisea ha hecho cambiar positivamente esa situación y la perspectiva energética del país. En este capítulo se describen aspectos generales de la industria nacional de gas natural, así como de su marco normativo e institucional.

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

Capítulo III: El gas natural en el Perú

Capítulo III El gas natural en el Perú 1. Industria peruana de gas natural En el Perú, antes de la puesta en marcha del Proyecto Camisea, la industria del gas no presentaba un mayor desarrollo. Previo a la explotación de las reservas de Camisea, esta industria se desarrolló básicamente en dos zonas del territorio nacional: en la selva central donde está localizado el yacimiento gasífero de Aguaytía, y en la costa norte donde se encuentra un conjunto de ‘pequeños’ yacimientos de gas natural.

1.1. El yacimiento de Aguaytía El yacimiento de Aguaytía se encuentra localizado en la provincia de Curimaná, Ucayali, a 75 km. al oeste de la ciudad de Pucallpa (lote 31-C) y a 475 km. al noreste de la ciudad de Lima. Este yacimiento cuenta con reservas probadas de 0,44 tera pies cúbicos (TPC) de gas natural seco y 20 millones de barriles de líquidos de gas natural, LGN. El operador inicial del campo de Aguaytía fue Maple Gas Corp. (desde 1994) posteriormente cedió el control del proyecto a la empresa Aguaytia Energy del Perú S.R.L, mediante una modificatoria del Contrato de Licencia firmada en 19961. El yacimiento entró en operación comercial en 1998. La producción promedio del campo de Aguaytía es de 4 400 barriles de LGN diarios y 56 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) de gas natural seco. El campo cuenta con una planta de fraccionamiento, la cual produce aproximadamente 1 400 barriles por día (BPD) de GLP y 3 000 BPD de gasolinas. Los productos son comercializados principalmente en el área de influencia regional del proyecto, que comprende parte de Ucayali (Pucallpa), 1. Los orígenes del proyecto se remontan a 1961, año en que Mobil Oil Co descubrió el yacimiento. Luego éste revirtió al Estado, quien lo concesionó a Maple Gas Corp. del Perú, quien finalmente cedió su posición contractual a Aguaytía Energy del Peru S.R.L.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

donde se expende principalmente GLP, así como parte de Loreto y zonas aledañas de Huánuco. Su cadena de comercialización también comprende gasolinas y GLP que se colocan en la sierra central de Junín y Lima. Gráfico 3.1 Localización geográfica del Proyecto Aguaytía

Leyenda Planta de procesamiento de gas Planta de procesamiento de LGN Planta Termoeléctrica Líneas de Transmisión Carreteras utilizadas por el mercado de AE Fuente: Aguaytía Energy Group

Aguaytia Energy cuenta con la infraestructura siguiente: una planta de procesamiento de gas natural; una planta de fraccionamiento de LGN para la obtención de gasolinas y GLP; una central termoeléctrica de ciclo simple de 172 MW, gestionada por la empresa Termoselva; una línea de transmisión de alta tensión de 220 KV entre Aguaytía y Paramonga, operada por la empresa Eteselva; y posee asimismo un sistema de transporte de combustibles en camiones cisterna (Gráfico 3.1).

1.2. Yacimientos de la costa norte Los yacimientos de la costa norte se encuentran localizados en la cuenca petrolera de Piura y Tumbes, tal como se muestra en la Gráfico 3.2. El gas natural se presenta en la mayoría de reservorios en explotación asociado a la producción de petróleo, por lo cual los costos de producción del gas natural resultan relativamente reducidos. Sin embargo, aunque el potencial energético es importante para la región, el desarrollo del mercado ha sido limitado, sustentándose sólo en la producción de electricidad que ha estado restringida por la competencia de las centrales hidráulicas.

Capítulo III: El gas natural en el Perú

Los pozos productores, de estos yacimientos, se encuentran cerca de áreas de consumo potencial. Por su cercanía, algunas centrales eléctricas, refinerías, plantas de procesamiento y áreas urbanas utilizan su producción. Sin embargo, los volúmenes de consumo se han mantenido usualmente debajo de los 40 MMPCD. Así, en el año 2003, totalizaron aproximadamente a 23,2 MMPCD. La escasa demanda se explica en parte por la ausencia de mecanismos de promoción del uso del gas natural tanto a nivel residencial, comercial e industrial de dicha zona, y a la falta de inversiones (en la zona sólo hay US$ 140 millones invertidos) Gráfico 3.2 Localización geográfica de los yacimientos de la Costa Norte

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Las reservas de hidrocarburos probadas en el 2012 en la zona (costa norte y zócalo) son pequeñas, alcanzando sólo 1,18 TPC, según el Ministerio de Energía y Minas, lo cual limita las posibilidades de una explotación a gran escala para el abastecimiento del mercado interno regional. La producción fiscalizada de gas natural se halla repartida entre los distintos contratistas. En el Zócalo Continental, la empresa Savia (Lote Z2-B) produce cerca de 68 MMPCD; mientras que en la Costa, Sapet (Lote I), Graña y Montero Petrolera (Lotes VI/VII), Olympic (Lote X) y Petrobras (Lote 11) producen en conjunto 22,7 MMPCD. Una parte importante del gas extraído es re-inyectado en los pozos debido a la escasa demanda de la zona. El principal comprador del gas natural de estos yacimientos es la Empresa Eléctrica de Piura S.A. (EEPSA), de propiedad del Grupo Endesa de España. En su planta de secado obtiene gas natural seco para alimentar una central termoeléctrica de ciclo simple (Central Termoeléctrica de Malacas con 101 MW de potencia instalada), y procesa LGN para obtener GLP y gasolinas que son comercializadas en el mercado local (Piura y Tumbes). En general, puede señalarse que el incipiente desarrollo de la industria del gas natural en esa zona se debe a la escasa cantidad de reservas probadas, a la localización geográfica de los yacimientos, ubicados lejos de los principales centros de consumo, y al reducido tamaño del mercado del combustible a nivel local. Asimismo, la falta de una difusión y promoción oportuna del gas imposibilitó el desarrollo de proyectos de transporte y distribución de mayor envergadura en las áreas de influencia de los reservorios.

1.3. Proyecto Camisea En julio de 1981, la compañía Shell Exploradora y Productora firmó un contrato para realizar operaciones petrolíferas en la selva sur del Perú. Específicamente para explorar la existencia de hidrocarburos en los lotes 38 y 42. Posteriormente, entre los años 1984 y 1988, la compañía descubrió reservas de gas natural en la región de Camisea (Cusco), en los yacimientos de San Martín, Cashiriari (Lote 88) y Mipaya (Lote 56).

Capítulo III: El gas natural en el Perú Gráfico 3.3 Historia del Proyecto Camisea

1988

Gobierno de Alan García Aceptación de prórroga en negociación del contrato con Shell

1991

Gobierno de Fujimori Busqueda de nuevo inversionista

1994

Gobierno de Fujimori Acercamiento a Shell

1996 mayo

Gobierno de Fujimori Firma de contrato con Shell Mobil

1998 mayo

Gobierno de Fujimori Prórroga para decidir si Shell pasa a la segunda etapa

1998

Gobierno de Fujimori Decisión de Shell de no continuar con la segunda etapa

1998

Gobierno de Fujimori Definición del nuevo Camisea

2000 mayo

Gobierno de Transición Firma de los Contratos con Pluspetrol - Hunt - SK

Fuente: Osinergmin

Gráfico 3.4 Mapa de Lotes 56 y 88 - Camisea

Ucayali Repsol-Burlington Lote 57

Lote 56

Junín

Lote 88 Petrobras Lote 58

Cusco

Yacimientos gasíferos

Fuente: MINEM/Perupetro

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

En marzo de 1988 se firmó un acuerdo de bases entre Petroperú2 y Shell, donde se establecían los términos de un contrato de operaciones para la explotación de gas natural, en el cual se estimaba que la inversión del proyecto sería de US$ 2500 millones. Sin embargo, la negociación del contrato final tuvo que ser concluida 5 meses después por falta de financiamiento del Estado (Campodónico, 1998). La posición de la compañía Shell fue la de llevar adelante el proyecto, en una época en la que existía una importante participación estatal en el sector eléctrico y en gran parte del sector hidrocarburos. A comienzos de la década de 1990, se suscribió un convenio entre Perupetro y Shell Internacional Petroleum para la evaluación del potencial comercial de las reservas de los tres yacimientos descubiertos. Luego en 1995 se entregaría el estudio de factibilidad y en mayo de 1996 se firmó un contrato de licencia por 40 años mediante el cual se le otorgaba al consorcio formado por Shell (42,5%) y Mobil (57,5%) el derecho a la explotación de los lotes 88A y 88B. Tabla 3.1 Estudio de factibilidad realizado por Shell Ítem

Caso

Descripción

Solo condensados hacia la costa

Construir un poliducto para transportar los condensados hasta la costa (entre Supe y Chincha). Capacidad estimada en 70 mil barriles por día. El gas seco separado en Camisea sería reinyectado. Reinyección estimada en 1 500 millones de pies cúbicos por día. Posibilidad de construir una Planta Termoeléctrica Local (hasta 450 MW equivalente a 150 millones de pies cúbicos por día)

Sólo gas natural en Camisea

Desarrollo de una Planta termoeléctrica a gas natural operando en la cercanía de Camisea (Planta local) Viene acompañado de la construcción de lineas eléctricas al sistema interconectado centro norte (Mantaro). Capacidad estimada en 250 millones de pies cúbicos por día (diámetro máximo de la tubería en 24’’) Se proponen dos rutas para el gasoducto ruta norte, pasando por la Oroya y ruta sur, pasando por Pisco.

Gas y condensados hacia la costa

Construir un poliducto y un gasoducto para transportar los condensados y el gas seco hasta la costa. Las plantas termoeléctricas estarían ubicadas en la costa.

Condensados hacia la costa y gas seco al Brasil

Construcción del poliducto a la costa del Perú para transportar los condensados. Construcción de un gasoducto hasta Santa Cruz (Bolivia) con una capacidad de 30 millones de metros cúbicos por día (1000 millones de pies cúbicos por día).

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

2. El 20 de agosto de 1993 se publica la Ley Nº 26221 Ley Orgánica de Hidrocarburos, donde se crea Perupetro (artículo 6°) y se le encarga entre otras funciones la de negociar, celebrar (firmar) y supervisar en calidad de Contratante los contratos (Licencia, Servicios u otros) que la Ley establece.

Capítulo III: El gas natural en el Perú

El contrato definía tres etapas: –– Etapa 1: duración 2 años; desarrollo de estudios y perforación de pozo exploratorios; garantía de 19,5 millones de dólares. –– Etapa 2: duración 4 años, desarrollo del yacimiento (construcción de plantas y tuberías); garantía de 79,5 millones de dólares. –– Etapa 3: duración 34 años, producción de gas natural y líquidos. Sin embargo, una vez finalizada la primera etapa del proyecto en julio de 1998 y tras largas negociaciones entre el consorcio Shell – Mobil y los representantes del gobierno peruano, el consorcio decidió no continuar con la segunda etapa del proyecto. Ello se habría debido a que el consorcio consideró que, dadas las condiciones de ejecución, el Proyecto Camisea otorgaría sólo una rentabilidad del 8,4% para la inversión, la cual no le permitiría la recuperación de la inversión en los plazos deseados (Campodónico, 1999).

1.3.1. Partida de Shell Una semana antes del 15 de julio de 1998, el consorcio Shell-Mobil presentó al gobierno un requerimiento de tres puntos para poder acceder a la segunda etapa del proyecto: –– Desarrollo de la distribución de gas natural en el área de Lima. Hasta ese momento el contrato establecía, como una obligación del consorcio, la ejecución del campo y el transporte hasta Lima; mientras que un comité de privatización (CEPRI) encontraría una empresa que desarrollaría la parte de distribución del negocio. El costo estimado de la distribución no superaba los 100 millones de dólares. –– Modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas (publicada en noviembre de 1992, antes de la firma del contrato) para permitir la generación privilegiada de las centrales termoeléctricas que operen con el gas de Camisea y, además, que en las reglas de formación de tarifas de generación se incluyan todos los costos del gas natural sin restricción alguna (tal como figuran en el contrato entre el productor de gas y el generador eléctrico). Por otra parte solicitaban reducir la injerencia del regulador (Comisión de Tarifas Eléctricas). –– Permitir la libre exportación de gas natural a Brasil. El consorcio solicitaba un Decreto Supremo que le garantice la libre venta de gas a Brasil sin controles de precios ni restricciones en volumen.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

El día que se cumplía la fecha límite (15 de julio de 1998) altos ejecutivos del consorcio, provenientes de Houston, Londres y La Haya, se reunieron en el despacho del Ministro de Energía y Minas para liquidar la negociación. A las 5:00 p.m. de ese día se venció el plazo y a las 7:00 p.m. el Ministro de Industria, en la inauguración de un evento, dio a conocer la noticia de la negativa de Shell a continuar con el proyecto.

1.3.2. Nuevo esquema de desarrollo de Camisea Luego de la partida de Shell, el gobierno se abocó a la tarea de definir el nuevo esquema de desarrollo de Camisea. Para este fin se formó el Comité Especial de Alto Nivel de Camisea (CEANC) que tenía por objetivo definir el esquema para promocionar el proyecto. Luego de la definición, la tarea de promoción recaería en la Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI)3. Básicamente existían dos propuestas: Desarrollo de Camisea como un proyecto único (tal como lo tenía Shell, pero agregándo la distribución) y el otro segmentado, donde se separaba las actividades de producción, transporte y distribución de gas natural. En mayo del año 1999, el gobierno definió como opción para desarrollar Camisea el esquema segmentado, es decir, el desarrollo de la producción, transporte y distribución por compañías diferentes que podían tener cierta participación cruzada. Después de esta decisión se conformaron los Comités Especiales (CEPRI)4 encargados de la privatización, de acuerdo con el esquema adoptado por el gobierno para el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM)5. 3. Las funciones, atribuciones y competencias otorgadas a la Comisión de Promoción de Concesiones Privadas – PROMCEPRI, creada especialmente para este fin, fueron posteriormente transferidas a la ya existente Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI), nombrada por el Gobierno y conformada por siete Ministros de Estado. La COPRI estudia y analiza los proyectos públicos y las iniciativas privadas con alto potencial de concesión hasta establecer una lista prioritaria considerando la demanda, la viabilidad del proyecto y la temporalidad de su ejecución en el corto, mediano y largo plazo. 4. La COPRI define la formación de Comités Especiales (CEPRI) para los proyectos prioritarios, encargándoles el diseño, estrategia, ejecución y entrega en concesión de los mismos. Los Comités Especiales son autónomos dentro de los lineamientos generales fijados por la COPRI y trabajan en estrecha coordinación con la Dirección Ejecutiva para elaborar el Plan de Promoción en el cual se consigna el Diagnóstico Preliminar de la empresa y el Cronograma detallado de la privatización. Según sea el caso y dependiendo de la complejidad e importancia relativa de la empresa, se realiza posteriormente un Concurso para contratar asesores técnicos y financieros (empresas de auditoría, Bancos de Inversión, empresas especializadas de ingeniería, etc.). 5. El Estado peruano, a fin de llevar a cabo la entrega del desarrollo de Camisea al sector privado, designó un Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM) para que diseñará el desarrollo del proyecto y administrara los procesos de adjudicación respectivos.

Capítulo III: El gas natural en el Perú

1.3.3. Contrato con Pluspetrol En diciembre del año 2000, a inicios del gobierno de transición presidido por Valentín Paniagua Curazao, todavía estaba pendiente la suscripción de los decretos supremos que aprobaban los contratos de Licencia y de Concesión entre el Estado Peruano y los ganadores de los concursos6 realizados. Este estado de cosas motivó una semana de discusiones entre el gobierno y el postor ganador (Pluspetrol7), así como con el postor perdedor (Total-Fina-Elf de Francia). El gobierno sopesó las demandas del postor perdedor y propuso mejoras a los contratos de Licencia y de Concesión, las que fueron aceptadas por Pluspetrol. El 05 de diciembre del año 2000, el gobierno firmó los Decretos Supremos con los que aprobó los contratos de Licencia, con lo que concluyó el proceso de concesión de Camisea. Posteriormente se establecen las bases de la política energética para el desarrollo del gas natural, las cuales se plasman en la Ley Nº 271338 y que se resumen a continuación: ♦♦ Licitación de lotes con reservas probadas de gas natural. ♦♦ Las reservas probadas de gas natural, entregadas en licitación, deben garantizar en forma permanente el desarrollo interno del mercado nacional por el plazo definido en el mismo. ♦♦ La política de precios del gas natural debe evitar la discriminación de precios en consumidores del mismo ramo industrial, tal como lo señala el D.L. 701 (Artículo 5°). ♦♦ Los precios del gas natural deben separarse en toda la cadena del negocio, y los contratos de suministro deben ser públicos y no contener cláusulas discriminatorias. 6. En el caso de la explotación se tenía al consorcio Pluspetrol – Hunt – SK (contrato de Licencia) y en el caso del transporte y distribución al consorcio Techint – Graña y Montero – Sonatrach – PHSK (consorcio del campo). 7. Consorcio formado por las empresas Pluspetrol (Argentina 36%), Hunt Oil Co. (USA 36%), SK Corp. (Corea 18%) e Hidrocarburos Andinos (Argentina 10%), quien ofreció una regalía de 37,24% sobre sus ingresos brutos. 8. La Ley Nº 27133 ‘Ley del Desarrollo de la Industria del Gas Natural’ fue elaborada luego de la salida del consorcio Shell – Mobil del proyecto Camisea y, publicada en el año 1999. El objeto de la Ley era el definir la forma en que debería desarrollarse el sector gas natural y las restricciones a las que está sujeta para cumplir con las políticas definidas por el Estado en esta Ley y en los contratos que se firmen al amparo de la misma.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

♦♦ Existe un precio mínimo y máximo para el gas natural a fin de proteger a los consumidores de posibles abusos de posesión de dominio por parte de los operadores involucrados y, por otro lado, evitar que el consorcio venda el gas a un precio muy bajo que perjudique las ganancias del Estado (Regalías). ♦♦ La actividad de transporte y distribución de gas natural por ductos en alta presión merecerán un esquema de ingresos garantizados en caso se demuestre que el costo de cubrir esta garantía sea menor que los beneficios que traería el menor precio del gas natural. La Ley señala que el sector garante es el eléctrico por ser el de mayor impacto en el proyecto. Todas estas medidas configuran las restricciones que se tomaron en cuenta al momento de estructurar los contratos para el desarrollo de reservas probadas. De esta manera, el proyecto actual está configurado en tres partes: producción, transporte y distribución, donde cada una de ellas tiene un operador estratégico.

1.3.4. Estructura de la industria de gas natural de Camisea De acuerdo con la desagregación de actividades del Proyecto Camisea señalada anteriormente, el Estado otorgó las siguientes adjudicaciones: ♦♦ La etapa de Explotación, Separación y Fraccionamiento de Hidrocarburos, para un periodo de 40 años, fue adjudicada en febrero del año 2000 al consorcio liderado por Pluspetrol. ♦♦ La segunda etapa que consiste en el Transporte y Distribución del Gas, por una duración de 33 años, fue adjudicada en octubre del 2000 al consorcio liderado por la empresa Techint (Argentina 30%), Pluspetrol (Argentina 19,2%), Hunt Oil Co. (USA 19,2%), SK Corp. (Corea 9,6%), Sonatrach (Argelia 10%) y Graña y Montero (Perú 12%). Este consorcio constituyó posteriormente la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP9). ♦♦ La fase de Distribución de gas natural en Lima y Callao fue cedida a Tractebel (Grupo Suez de Bélgica) en mayo de 2002, tal como se estipuló en 9. Hasta fines de 2013, las empresas accionistas de TGP son: Tecgas NV, Hunt Oil, Sonatrach, Pluspetrol SK Corporation, GDF Suez – Tractebel S.A y Graña y Montero.

Capítulo III: El gas natural en el Perú

los compromisos del contrato. Posteriormente, Tractebel constituyó la empresa denominada Gas Natural de Lima y Callao S.A. (Cálidda). En la actualidad (2013) Grupo Energía de Bogotá ostenta el 60% y Promigas el 40% de las acciones de Cálidda. Esta estructura actual de la industria garantiza que el uso de las redes de transporte y distribución sea de acceso abierto y universal a todos los consumidores, habiéndose establecido un monopolio comercial en la distribución de gas con precios regulados para el caso de los pequeños consumos. Por su parte, los grandes consumidores10 (industrias o generadores eléctricos) pueden contratar en forma independiente la compra del gas natural y el pago de los servicios de transporte y distribución hasta su predio (punto de entrega). Gráfico 3.5 Actores de la industria del gas de Camisea

Fuente: Elaboración Propia

2. Reservas nacionales de gas natural 2.1. Clasificación de las reservas de gas natural Las reservas de gas natural se clasifican normalmente en la forma que se muestra en el Gráfico 3.6, siendo esta clasificación la que se emplea en esta publicación.

10. El Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 042-99-EM, establece la diferencia entre consumidor regulado (dentro de monopolio comercial de la distribuidora) y consumidor independiente (fuera del monopolio comercial de la distribuidora), siendo el límite los 30 mil metros cúbicos estándar por día.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 3.6 Clasificación de las reservas de gas natural

Fuente: Pemex

2.2 Reservas nacionales de gas natural En el 2012 las reservas probadas de gas natural ascienden a 15,34 TCF, de las cuales las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 90%, tal como se muestra en la Tabla 3.2 y el Gráfico 3.7. Tabla 3.2 Reservas probadas de gas natural en el Perú (En Tera pies cúbicos – TCF) Área

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Costa Norte

0,17

0,16

0,19

0,2

0,21

0,2

0,33

0,25

0,24

0,91

0,97

Zócalo

0,17

0,18

0,29

0,28

0,66

0,35

0,29

0,21

Selva Central

0,28

0,27

0,25

0,24

0,22

0,21

0,19

0,17

0,22

0,21

0,32

Selva Sur

8,11

10,87

11,2

11,15 11,15 11,04 11,18 11,72 11,29 13,84

Total

8,73

8,72

11,49 11,93 11,84 11,82 12,20 12,00 12,46 12,70 15,34

Fuente: MINEM. Elaboración Propia

Capítulo III: El gas natural en el Perú Gráfico 3.7 Evolución de las reservas probadas de gas natural en el Perú

Fuente: MINEM; elaboración propia

El Gráfico 3.8 muestra la evolución de la participación de las reservas probadas, probables y posibles que en conjunto superan los 28,0 TPC. En el gráfico también se aprecia que las reservas probadas actualmente representan el 54% de dicho total. Gráfico 3.8 Evolución de las reservas de gas natural en el Perú (Probadas, probables y posibles)

Fuente: MINEM; elaboración propia

Por su parte, la Tabla 3.3 muestra las reservas probadas de líquidos de gas natural en el país, las mismas que ascienden en la actualidad a 789,7 miles de millones de barriles (MMBLS), de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 97%. El Gráfico 3.9 muestra la evolución de las reservas probadas de líquidos de gas natural en el periodo 2001 – 2012.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Tabla 3.3 Reservas probadas de líquidos de gas natural en el Perú (En miles de millones de barriles – MMBLS) Área

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Zócalo

13,3

6,6

6,7

14,4

Selva Central

13,3

12,3

10,5

9,1

7,7

6,5

5,4

4,4

6,8

6,5

8,2

12,8

Selva Sur 566,5 566,5 566,5 708,9 687,7 Total

675

668,7 653,8 611,6 644,9 612,1 762,6

579,8 578,8 577,0 718,0 695,4 681,5 674,1 658,2 631,7

658

627

789,8

Fuente: MINEM; elaboración propia

Gráfico 3.9 Evolución de las reservas probadas de líquidos de gas natural en el Perú

Fuente: MINEM; elaboración propia

Actualmente, las reservas probadas de líquidos de gas natural en el país representan el 53% del conjunto de las reservas existentes (probadas, probables y posibles), que ascienden a más de 1 550 MMBLS. Gráfico 3.10 Evolución de las reservas de líquidos de gas natural en el Perú

Fuente: MINEM; elaboración propia

Capítulo III: El gas natural en el Perú

Marco normativo e institucional del gas natural a. Marco normativo La industria peruana del gas natural está organizada de acuerdo con lo establecido en el marco normativo, conformado por un conjunto de leyes, reglamentos y resoluciones de obligatorio cumplimiento por parte de todos los agentes que intervienen en el desarrollo y desenvolvimiento de esta industria. Las principales normas ligadas con la industria del gas natural son las siguientes: • Ley N° 26221, ‘Ley Orgánica de Hidrocarburos’, norma las actividades de hidrocarburos en el territorio nacional. • Ley N° 27133. ‘Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural’ (publicada el 04 de junio de 1999): Establece las condiciones específicas para la promoción del desarrollo de la industria del gas natural, fomentando la competencia y propiciando la diversificación de las fuentes energéticas que incrementen la confiabilidad en el suministro de energía y la competitividad del aparato productivo del país. • Decreto Supremo N° 040-99-EM, ‘Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural’ (publicado el 15 de setiembre de 1999): Contiene un glosario de términos sobre su contenido, normas sobre la explotación de las reservas probadas de gas natural, la comercialización del gas natural, la Garantía por Red Principal, las tarifas base de la Red Principal y las tarifas reguladas de la Red Principal. • Ley N° 28552 (publicada el 19 de junio de 2002), Ley que modifica la Ley N° 27133, estableciendo condiciones operativas para un mayor aprovechamiento del gas natural producido a nivel nacional. • Decreto de Urgencia N° 045-2002-EM, ‘Fideicomiso para la Garantía por Red Principal’ (publicado el 04 de setiembre de 2002): Establece la aplicación de la garantía otorgada por el Estado Peruano

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

para el transporte y distribución de Gas Natural del proyecto Camisea. • Decreto Supremo N° 046-2002-EM. ‘Recaudación de la Garantía por Red Principal: Criterios’ (publicado el 29 de octubre de 2002): Establece disposiciones para regular la recaudación y pago de la Garantía por Red Principal antes de la puesta en operación comercial de la Red Principal del proyecto Camisea. • Decreto Supremo N° 018-2004-EM. ‘Normas del Servicio de Transporte de Gas Natural por Ductos’ (publicado el 16 de junio de 2004): Establece las condiciones para la prestación del servicio de Transporte de Gas Natural por Ductos e incumplimiento y errores registrados en la prestación del servicio. • Decreto Supremo N° 042-2005-EM, ‘Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica de Hidrocarburos’. • Decreto Supremo N° 063-2005-EM, dicta normas para promover el consumo masivo de gas natural. • Ley N° 28849, Ley de descentralización del acceso al gas natural (publicada el 27 de julio de 2006). • Decreto Supremo N° 051-2007-EM, modifica el Reglamento de la Ley N° 27133. • Decreto Supremo N° 081-2007-EM. ‘Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos’ (publicado el 22 de noviembre de 2007): Norma la actividad del servicio público de Transporte de Gas Natural por Red de Ductos, otorgamiento de concesión, prestación del servicio de transporte, obligaciones del concesionario y las tarifas de transporte. Esta norma derogó el Decreto Supremo N° 041-99EM. • Ley N° 29163, ‘Ley de Promoción para el Desarrollo de la Industria Petroquímica’, norma el desarrollo de las actividades de la Industria Petroquímica, a partir de los componentes del Gas Natural y Condensados y de otros hidrocarburos, propiciando el desarrollo descentralizado.

Capítulo III: El gas natural en el Perú

• Decreto Supremo N° 040-2008-EM, ´Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado mediante D.S. Nº 042-99-EM’ (publicado el 22 de julio de 2008): Compila en forma ordenada y cronológica la normatividad de la actividad del servicio público de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, los procedimientos para otorgar concesiones, para fijar tarifas, normas de seguridad, las normas sobre protección del ambiente, las disposiciones sobre la autoridad competente de regulación, así como las normas vinculadas a la fiscalización. • Decreto Supremo N° 045-2008-EM, Reglamento del artículo 11° del Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica de Hidrocarburos. • Decreto Supremo N° 048-2008-EM, modifica el Reglamento de la Ley N° 27133 y dicta disposiciones para unificar procedimientos tarifarios (establece la Tarifa Única de Distribución). • Decreto Supremo N° 057-2008-EM, ‘Reglamento de comercialización de gas natural comprimido y gas natural licuefactado’, establece las normas aplicables para desarrollar las actividades de comercialización de GNC y GNL. • Decreto Supremo N° 066-2008-EM, ‘Reglamento de la Ley de Promoción para el Desarrollo de la Industria Petroquímica’. • Ley N° 29496, ‘Ley de creación de empresas municipales encargadas de la prestación del servicio público de suministro de gas natural por red de ductos en el ámbito de las municipalidades distritales y provinciales’ (publicada el 14 de enero de 2010). • Decreto Supremo N° 058-2010-EM, Reglamento de la Ley N° 29496, norma la aplicación en las zonas o áreas donde el Estado no haya otorgado concesión para la distribución de gas natural a domicilio. • Ley N° 29690, ‘Ley que promueve el desarrollo de la industria petroquímica basada en el etano y el nodo energético en el sur del Perú’ (publicada el 26 de mayo de 2011). • Ley N° 29817, ‘Ley que declara de necesidad pública e interés nacional la construcción y operación del Sistema de Transporte de Hidrocarbu-

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

ros (Gas Natural, Líquidos de Gas Natural y Derivados), y la creación de un polo industrial petroquímico, con fines de seguridad energética nacional’ (publicada el 22 de diciembre de 2011). • Ley N° 29852, ‘Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético’ (publicada el 13 de abril de 2012). • Decreto Supremo N° 021-2012-EM, aprueba el Reglamento de la Ley 29852 (publicado el 09 de junio de 2012). Establece las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación de la Ley, a fin de brindar seguridad al sistema energético y proveer de un esquema de compensación social y de servicio universal para los sectores más vulnerables de la población. • Decreto Supremo N° 045-2012-EM, modifica el Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos aprobado mediante Decreto Supremo N° 040-2008-EM. • Ley N° 29969, ‘Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del gas natural’ (publicada el 22 de diciembre de 2012), promueve la masificación del gas natural a través del desarrollo de sistemas de transporte por ductos y de transporte de gas natural comprimido y gas natural licuado, a fin de acelerar la transformación prioritaria del sector residencial, los pequeños consumidores, así como el transporte vehicular en las regiones del país. • Ley N° 29970, ‘Ley que afianza la seguridad energética y promueve el desarrollo de polo petroquímico en el sur del país’ (publicada el 22 de diciembre de 2012. • Resolución Ministerial N° 203-2013-MEM/DM, aprueba el Plan de Acceso Universal a la Energía 2013 - 2022 (publicada el 28 de mayo de 2013). Contiene los proyectos de masificación de gas natural (residencial y GNV) a nivel nacional. • Decreto Supremo N° 018-2013-EM, aprueba el Reglamento de la Ley N° 29969 (publicada el 01 de junio de 2013). • Decreto Supremo N° 005-2014-EM, aprueba el Reglamento de la Ley 29970 (publicado el 07 de febrero de 2014).

Capítulo III: El gas natural en el Perú

b. Marco institucional De acuerdo a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley N° 26221, las instituciones estatales comprometidas con el desarrollo de la industria de gas natural son las siguientes: Gráfico 3.11 Instituciones que intervienen en la industria del gas natural

GFGN

DGH Ministerio de Energía y Minas

Osinergmin Regulación de tarifas y supervisión

Facultad Norma va

GART

DGA

Gas natural PERUPETRO Suscripción de contratos de exploración / explotación de gas natural

OEFA

Supervisa el cumplimiento de normas sobre el medio ambiente

INDECOPI Elaboración de normas técnicas

• Ministerio de Energía y Minas (MINEM) –– Cuenta con competencia normativa en la industria del gas natural, así como facultad de concedente. –– Dirección General de Hidrocarburos (DGH): Dependencia del MINEM especializada en temas de hidrocarburos. –– Dirección General de Asuntos Ambientales: Dependencia del MINEM encargada de aprobar la normatividad relacionada al medio ambiente. • Perupetro –– Tiene a su cargo la suscripción de los contratos de exploración y explotación del gas natural.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

• Indecopi –– Tiene a su cargo la elaboración de las normas técnicas para la construcción, instalación, uso y funcionamiento de las facilidades de distribución de gas natural en baja presión, así como el equipamiento que se requiere en las residencias, los centros comerciales y las industrias. • Osinergmin –– A través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) regula las tarifas de transporte y distribución de gas natural. –– A través de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) supervisa y fiscaliza las condiciones de calidad y seguridad de las instalaciones y operaciones de las empresas productoras. La GFGN supervisa asimismo el permanente y oportuno cumplimiento de los compromisos de inversión y demás obligaciones derivadas del proceso de promoción de la inversión privada en la industria de gas natural, de acuerdo a lo establecido en los respectivos contratos. Foto 3.1 Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

• OEFA –– Supervisa que las empresas vinculadas al sector energía y minas cumplan con las normas de protección del medio ambiente.

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

Capítulo IV Industria y mercados del gas natural de Camisea Desde la puesta de operación comercial de Camisea, en agosto 2004, el mercado de gas natural ha crecido sostenidamente y más de lo que se pensó en un inicio. Hoy el gas proveniente de Camisea brinda suministro continuo para la generación eléctrica, principalmente, y a los sectores industriales, comerciales y residenciales. Este capítulo muestra gráficamente el significado de Camisea en el desarrollo económico del país, pues el uso de gas seco y los líquidos sustancialmente han sentado un hito importante en camino a la independencia de combustibles importados.

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

Capítulo IV Industria y mercados del gas natural de Camisea 1. Explotación y producción del gas natural de Camisea En principio, el gas es extraído de los yacimientos de Camisea, siendo el objetivo central de la explotación maximizar la extracción de líquidos a partir del gas obtenido, así como la producción del gas seco de tal forma que sea suficiente para satisfacer la demanda interna. Luego de la extracción, el gas pasa por una red de captación de 80 km de extensión hasta llegar a la Planta de Separación de Malvinas localizada a orillas del Río Urubamba con una capacidad de procesamiento de 1 680 MMPCD de gas natural proveniente de los lotes 56 y 88. La Planta de Separación de Malvinas comprende: las Unidades de Separación, Deshidratación, Criogénica, Estabilización y Reinyección. Consta de 5 trenes criogénicos (2 trenes de 220 MMPCD cada uno, 2 trenes de 360 MMPCD cada uno y un tren de 520 MMPCD); y tres Unidades de Estabilización de Condensados de 25 000 BPD cada una. Esta planta efectúa una separación primaria que separa los condensados y el agua del gas natural, y se estabilizan los condensados que vienen con el gas. Luego, en una planta criogénica se separan los líquidos que aún permanecen con el gas. Una vez finalizado este proceso, el gas procesado va a una planta compresora, a partir de la cual se inyectan el gas al gasoducto de TGP. El gas natural extraído en exceso es reinyectado1 a los reservorios, lo cual es un requerimiento de preservación 1. Otro factor que puede influir en la decisión de reinyectar el gas es la posibilidad de su aprovechamiento comercial futuro cuando la demanda crezca. De esta manera, al margen que la demanda por gas natural seco evolucione por debajo de lo proyectado, las plantas podrán continuar produciendo líquidos.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

ambiental. Debe indicarse que la reinyección de gas natural sirve para mantener la presión del reservorio, lo que permite maximizar la extracción de líquidos.

2. Líquidos de gas natural Como se explicó en el capítulo anterior, el gas natural viene acompañado de otros componentes como los líquidos que son separados para obtener: gas seco y los líquidos que luego serán fraccionados para conseguir otros derivados. Esto no escapa a la realidad peruana, en el caso de Camisea, el gas natural extraído de los yacimientos del Lote 88: San Martín y Cashiriari, es procesado en la Planta de Separación de Malvinas, donde se separan los líquidos de gas natural (LGN), y el agua e impurezas son eliminados; el gas natural y los LGN son acondicionados y transportados hacia la costa. Los LGN son transportados a través de un ducto hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco donde se obtendrán productos de calidad comercial los cuales son despachados al mercado ya sea a través de camiones cisterna o buques. Por otra parte, el gas natural seco es transportado por selva, sierra y costa hasta el City Gate en Lurín, desde donde es distribuido a Lima y Callao. La concesión del Sistema de Transporte de gas natural y LGN hacia la costa está a cargo de la empresa Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP), quien contrata a la Compañía Operadora de Gas del Amazonas (COGA) para la operación de los sistemas de transporte y a la empresa Techint S.A.C. para el mantenimiento operativo que incluyen las obras geotécnicas del derecho de vía (DDV) y los trabajos de revegetación están a cargo de TGP. El Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural (LGN), está constituido por un poliducto de aproximadamente 540 km, el cual comienza en el mismo punto del gasoducto y finaliza en la Planta de Fraccionamiento, ubicada en Playa Lobería, Pisco, al igual que el gasoducto es un ducto telescópico, pero de 14″ y 10” de diámetro. La Planta de Fraccionamiento recibe los líquidos de gas natural provenientes de la Planta de Separación de gas natural de Malvinas y está diseñada para procesar hasta 120 000 BPD de LGN. Esta Planta incluye tres unidades de fraccionamiento para producir propano y butano, y tres unidades de destilación primaria para producir nafta y diésel. La Planta también cuenta con un patio de tanques para almacenamiento de LGN y productos intermedios (condensado) y productos finales (propano, butano, nafta y diésel).

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

Entre las unidades de almacenamiento relevantes ubicadas en el patio de tanques se tiene:

•

3 Tanques a presión para LGN de 4 000 m3 cada uno

•

3 Tanques atmosféricos para condensados de 2 100 m3 cada uno

•

3 Tanques Refrigerados para propano de 30 000 m3 cada uno

•

3 Tanques Refrigerados para butano de 15 000 m3 cada uno

•

2 Tanques Atmosféricos para nafta de 70 000 m3 cada uno

•

3 Tanques Atmosféricos para diésel de 12 750 m3 cada uno

Además, las instalaciones cuentan con un terminal marítimo para el despacho de propano, butano, nafta y diésel incluyendo tuberías de conducción submarinas, instalaciones de amarre y una plataforma con tres brazos de carga. Foto 4.1 Planta de Fraccionamiento de líquidos de gas natural - Pisco

Fuente: Consorcio Camisea

Como se ha mencionado en la Planta de Fraccionamiento en Pisco se produce GLP, naftas y diésel. Inicialmente parte del GLP era exportado, pero debido al incremento del consumo interno, el íntegro de la producción es destinada al mercado local.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Mercado nacional

El mercado de gas natural en el país ha crecido significativamente a partir del año 2004, con el proyecto Camisea, al haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento de gas natural a nivel nacional, lo que ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda. Los datos que se muestran en esta sección corresponden a diciembre de 2013.

3.1. Producción de gas natural y líquidos de gas natural La producción de gas natural de Camisea (Lotes 56 y 88) en el 2013 alcanzó los 415 833 MMPC, lo que significa que la producción creció 4,89% a comparación del año 2012, tal como se muestra en el gráfico 4.1 y la tabla 4.1. Gráfico 4.1 Evolución de la producción de gas natural de Camisea

Fuente: MINEM. Elaboración Propia

Tabla 4.1 Producción de gas natural de Camisea MMPC 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Lote 88 7 032,8 28 440,8 37 583,9 69 006,3 93 090,3 99 722,9 135 672,8 167 131,4 182 113,3 186 009,6 Lote 56

93 090,3 99 722,9 98 642,3 215 210,7 214 298,0 229 823,4

Total 7 032,8 28 440,8 37 583,9 69 006,0 186 180,6 199 445,8 234 315,1 382 342,1 396 411,3 415 833,0 Fuente: MINEM. Elaboración Propia

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

Por su parte la producción de líquidos de gas natural (LGN) en el 2013 alcanzó los 101,01 MBPD, lo que significa que la producción creció en 22,61% respecto al 2012, tal como se puede observar en el gráfico 4.2 y la tabla 4.2. Gráfico 4.2 Evolución de la producción de líquidos del gas natural (LGN de Camisea)

Fuente: Pluspetrol. Elaboración Propia

Tabla 4.2 Producción de líquidos de gas natural de Camisea MBPD

Lote 88

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

10,32

32,14

34,68

33,76

30,77

36,59

47,38

44,51

45,82

62,84

10,02

34,44

33,39

35,00

36,56

38,17

40,79

71,03

80,77

79,51

82,38

101,01

Lote 56 Total

10,32

32,14

34,68

33,76

Fuente: MINEM. Elaboración Propia

3.2. Procesamiento de gas natural y líquidos de gas natural de Camisea En el 2013 la Planta Malvinas procesó un volumen promedio de gas natural de 1 075,55 MMPCD del Lote 88 y 658,89 MMPCD del Lote 56, lo cual representa un incremento del 43,79 % para el Lote 88 y aumento del 3,76 % del Lote 56 respecto al procesamiento alcanzado en el año 2012 (gráfico 4.3).

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 4.3 Procesado de gas en Planta de Separación en Malvinas

Fuente: Pluspetrol. Elaboración Propia

Por otro lado, la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco en 2013, procesó en promedio 100,95 MBPD, cuyo valor representa un incremento del 21,83% respecto al año 2012 (gráfico 4.4). Gráfico 4.4 Procesado de LGN en Planta de Fraccionamiento de Pisco

Fuente: Pluspetrol. Elaboración Propia

3.3. Transporte de gas natural y líquidos de gas natural En el 2013, el volumen promedio de gas natural transportado por TGP fue de 1115,26 MMPCD, de los cuales 501,94 MMPCD (45%) fueron para cubrir la demanda interna, y 613,28 MMPCD (55%) para la demanda externa, tal como se observa en el gráfico 4.5.

Fuente: TGP

Prom. Total Transportado (MMPCD)

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

Lurín Chilca - Fenix Power Chilca - Termochilca Contugas - Chincha Egesur-Egasa Kallpa Chilca-Enersur Duke Energy Humay Planta Melchorita Planta Melchorita Total Transportado GN

MMPC (Millones de pies cúbicos)

40 000

1 054,90

32 700,80

1 072,90

32 337,80 30 042,30

1 043,20

287,90 2 736,00 2 294,10 63,30 543,90 19 646,30

194,90 85,90 2 305,40 2 306,40 3 291,70 2 719,90 29,10 417,90 501,30 488,90 19 255,60 17 316,50

7 496,10

1 059,00

1 146,60

31 771,30 35 546,00

170,50 428,00 2 862,50 3 644,90 2 604,60 3 535,90 106,30 412,30 525,80 558,20 18 446,30 19 470,60

7 055,30

jun-13

1 127,70

33 831,90

639,60 3 523,30 3 659,70 0,00 537,30 18 300,30

8 202,10

jul-13

ago-13

1 073,60

33 280,10

714,70 3 707,00 2 852,20 1 018,00 519,70 16 266,40

jul-13

7 171,90

jun-13

may-13

abr-13

mar-13

mar-13 7 129,40

feb-13

6 706,80

6 759,90

ene-13

1 192,20

36 957,90

691,90 3 297,70 3 699,10 709,40 546,40 19 556,80

8 456,60

ago-13

sep-13

Gráfico 4.5 Volumen de gas natural transportado por TGP - 2013

1 172,30

35 168,10

665,70 3 558,30 3 626,30 121,50 500,60 18 264,00

8 431,60

sep-13

oct-13

1 152,52

35 728,12

8 070,20 25,40 231,20 0,80 559,30 3 383,20 3 596,60 0,00 479,30 19 382,10

oct-13

nov-13

1 166,510

34 995,30

8 186,30 219,90 64,60 1,60 398,00 3 310,40 3 519,30 180,50 529,40 18 585,20

nov-13

dic-13

MMPCD (Millones de pies cúbicos por día) 1 121,77

8 432,90 0,00 70,90 1,90 416,10 2 325,90 3 593,60 28,10 533,60 19 360,00 11,90 34 775,00

dic-13

950,0

1 000,0

1 050,0

1 100,0

1 150,0

1 200,0

1 250,0

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

Fuente: TGP

Gráfico 4.6 Volumen de gas natural entregado por TGP (2004 -2013)

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

El gráfico 4.6, muestra la evolución del volumen de gas natural transportado por TGP, tanto para el mercado interno (Contrato BOOT) como para la exportación (Planta Melchorita). En 2013, el transporte de líquidos de gas natural (LGN) alcanzó los 97,4 MBPD en promedio, lo que significó un incremento del 18,34 % en comparación al volumen promedio transportado en el año 2012, tal como se muestra en el gráfico 4.7. Gráfico 4.7 Volumen promedio transportado de LGN de Camisea

Fuente: Elaboración Propia

3.4. Distribución de gas natural La distribución de gas natural en Lima y Callao es realizada por la empresa Cálidda, que tiene dentro de su concesión una gran cartera de clientes a los que suministra el hidrocarburo. El consumo de gas natural en el año 2013 fue de 2 645,9 MMPCD, es decir 2,99 % más en comparación al consumo registrado en el 2012 (2 568,9 MMPCD). Este incremento en el consumo responde principalmente a la conexión de dos plantas generadoras de energía (Fenix y Termochilca), cuyos contratos en firme suman un consumo de 126 MMPCD. El Gráfico 4.8 muestra la evolución del volumen de gas natural distribuido por Cálidda por año, desde el 2009 al 2013.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 4.8 Volumen de consumo de gas natural

Fuente: Cálidda

3.5. Gas natural para el sector residencial y comercial Al culminar el año 2013 las redes que forman parte del Sistema de Distribución de gas natural en Lima y Callao alcanzaron los 3 404 km, mostrando un crecimiento del 38% respecto al año 2012, de los cuales 422 km corresponden a redes de acero y 2 982 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según se muestra en el gráfico 4.9. Gráfico 4.9 Expansión de redes de gas natural Lima y Callao

Fuente: Osinergmin

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

A fines de 2013 las redes que forman parte del sistema de distribución de gas natural en Ica alcanzaron los 990,1 kilómetros, de los cuales 307 kilómetros corresponden a redes de acero y 683,1 kilómetros corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según el gráfico 4.10. Gráfico 4.10 Expansión de redes de gas natural en Ica

Fuente: Osinergmin

El registro de instaladores de gas natural cuenta con 521 instaladores registrados, de los cuales 402 son personas naturales y 119 son personas jurídicas según lo mostrado en el gráfico 4.11. Gráfico 4.11 Instaladores registrados de gas natural

Fuente: Osinergmin

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

El número de instalaciones internas habilitadas de gas natural en Lima y Callao, asciende a 152 531 consumidores, presentando un crecimiento del 67% respecto al año 2012, de los cuales 475 son consumidores con instalaciones industriales y 152 056 son consumidores con instalaciones residenciales y comerciales. La evolución del número de usuarios del Sistema de Distribución de Lima y Callao se muestra en el gráfico 4.12. Gráfico 4.12 Consumidores habilitados en el Sistema de distribución de gas natural de Lima y Callao

Fuente: Elaboración propia

En tanto, en la región Ica existen 3 011 instalaciones internas habilitadas como se muestra en el gráfico 4.13. Gráfico 4.13 Conexiones domiciliarias en el sistema de distribución de Ica

Fuente: Contugas. Elaboración propia.

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

Por su parte, el promedio de gas natural consumido por el sector residencial y comercial, proveniente de Camisea, se presenta en el gráfico 4.14, en el año 2013 llegó a los 3,9 MMPCD, el cual asciende al 1% del consumo total, representando además un aumento del 34,48% respecto al año 2012. Gráfico 4.14 Demanda de gas natural en el sector residencial y comercial

Fuente: GNLC. Elaboración propia

3.6. Gas natural para el sector industrial En el gráfico 4.15, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector industrial, proveniente de Camisea. En el año 2013 fue de 99 MMPCD, el cual representa el 24,60% del consumo total, y significa un aumento del 7,61% respecto al año 2012. Gráfico 4.15 Demanda de gas natural industrial

Fuente: GNLC. Elaboración propia

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

3.7. Gas natural para el sector eléctrico El principal uso del gas natural proveniente de Camisea durante el 2013 fue la generación eléctrica, pues representa más del 60% de las ventas de Pluspetrol. Durante el 2013 el consumo de gas natural ascendió a 117,2 mil MMPC, lo que significa una reducción de 0,8% respecto al consumo alcanzado en el año 2012. Gráfico 4.16 Evolución del consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica

Fuente: COES

2004

Total Camisea

Fénix Power

Termochilca

Egenor

Egesur

Egasa

Kallpa

SDF Energía

4797,2 4 300,3

4 287,7 18 670,8

22 099,1 874,6

23 833,1

2007

24 930,3 18 180,5

2 749,2

45 859,9

2008

27 454,2 24 116,8

9 746,5

61 317,6

2009

26 296,8 25 856,0 1 844,1 12 239,4

66 236,4

2010

31 021,6 23 712,8 2 078,6 31 141,7

162,6

43,8

62,5

88 223,6

2011

34 975,6 27 238,6 1 368,2 38 647,7

3 532,8

799,7

2 883,6

109 446,2

2012

32 824,7 37 291,7 2 432,6 36 209,4

3 041,6 1 241,0

5 088,7

118 129,7

2013

30 616,5 38 633,6 2 246,0 36 999,8

3 586,7 1 319,6

2 974,9

551,7

7,0 117 205,8

Total 26 883,77 231 090,79 195 904,52 9 969,49 167 733,79 10 593,82 3 404,08 11 009,62 551,74

7,01 657 148,7

Fuente: COES

Enersur

4 797,2

2005 17 798,8 2006

Edegel

Año

Etevensa

Tabla 4.3 Consumo de gas natural Camisea por generadores eléctricos (MMPC)

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

El volumen de gas natural proveniente de Camisea consumido en las centrales de generación térmica en el país durante el 2013 se distribuyó tal como se muestra en el Gráfico 4.17. Gráfico 4.17 Consumo de gas natural de Camisea por generadores 2013 (MMPC)

Fuente: COES

4. Mercado de exportación En julio de 2010 se inauguró la Planta de Licuefacción de Gas Natural de Camisea de la empresa Perú LNG, ubicada en Pampa Melchorita. Para que el proyecto no tuviera contratiempos y se evite las complicaciones de construir un nuevo ducto en la selva, se dejó que el operador de transporte TGP otorgue en diciembre de 2007, la mitad de la capacidad de transporte disponible en el tramo selva del ducto a la citada empresa. Como parte de la cesión de capacidad de transporte en la selva, TGP recibió de la empresa Perú LNG la autorización para utilizar el ducto de esta última empresa y de esta manera ofrecer mayor capacidad al mercado nacional. Es importante precisar que el producto que se exporta al mercado internacional es gas natural licuado proveniente de la Planta de Licuefacción (Pampa Melchorita). En el Capítulo V se brinda mayores detalles sobre la industria de GNL en el Perú.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

4.1. Suministro de gas natural a la Planta de Licuefacción El volumen promedio de gas natural suministrado a la Planta de Licuefacción para la producción de gas natural licuado (GNL) en el año 2013 fue de 613,27 MMPCD, asimismo se registró un crecimiento de 6,8% respecto al volumen entregado en 2012, tal como se puede observar en el gráfico 4.18. Gráfico 4.18 Volumen promedio de gas natural para Planta de Licuefacción

Fuente: PLUSPETROL. Elaboración Propia

4.2. Embarques de gas natural licuado Desde 2010 hasta fines de 2013 se realizaron en total 188 embarques para la exportación de GNL, y sólo en el año 2013 se realizaron 57 embarques de GNL para este fin. El gráfico 4.19 muestra el número de embarques realizados por año. Gráfico 4.19 Número de embarques de GNL para exportación

Fuente: Perupetro. Elaboración Propia

Capítulo IV: Industria y mercados del gas natural de Camisea

Respecto al destino de los embarques de GNL, se puede apreciar en el gráfico 4.20 que Europa es la región de mayor incidencia para el envío del producto, seguido por Asia y México. Gráfico 4.20 Número de embarques de GNL según región de destino

Fuente: Elaboración Propia

4.3. Volumen de GNL exportado El 22 de junio de 2010 se realizó el primer embarque de GNL para fines de exportación, con destino a México. Desde esa fecha hasta el 29 de diciembre de 2013, se realizaron 188 embarques, lo que significa que se exportó 668 miles de MMPC de GNL, y sólo en el año 2013 se exportó 206,9 miles de MMPC del hidrocarburo, tal como se puede observar en el gráfico 4.21. Gráfico 4.21 Volumen de GNL exportado desde Planta de Licuefaccción

Fuente: Perupetro

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Foto 4.2 Planta de Licuefaccción de Perú LNG - Pampa Melchorita

Fuente: Peru LNG

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

Capítulo V Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Desde la promulgación de la Ley 29969, Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del gas natural, a fines de 2012, se han impulsado diversos proyectos para llevar el hidrocarburo a todas las regiones del país, gracias al desarrollo de los medios de transporte y distribución del gas natural. La infraestructura desarrollada hasta ahora ha sido notable. El gas natural está presente en el sistema eléctrico, en la industria y el sector residencial de Lima, Callao e Ica, y pronto llegará a los consumidores de otras regiones del país por sistemas móviles de transporte de GNC y GNL.

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

Capítulo V Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Como generalmente los yacimientos de gas natural están alejados de las zonas urbanas e industriales de consumo del hidrocarburo, el transporte es uno de los eslabones esenciales de su cadena de valor, que hace viables los proyectos de aprovechamiento de este recurso. En el caso del gas natural de Camisea, el desarrollo de la red de transporte y distribución del hidrocarburo y los medios técnicos, económicos y financieros que se emplearon para hacer factible la construcción y operación de los ductos, fueron esenciales para que hoy los consumidores de Lima y el Callao puedan disponer de este combustible que está dando nuevas perspectivas al desenvolvimiento económico del país. En agosto de 2004, el transporte de gas natural se inició con la Red Principal de Transporte y Distribución de Camisea, cuya construcción había concluido meses antes y que recién comenzaba a operar comercialmente. Hasta ese momento, el comportamiento del mercado y la evolución de la propia industria estaban aún por verse. Hoy, después de casi 10 años de actividad, la industria peruana de gas natural es una sólida realidad que ha superado la visión inicial de los planificadores. El interés por acceder al suministro de gas natural es creciente en todos los sectores y regiones del país, pero la atención de esta demanda está condicionada por las posibilidades de expansión de los gasoductos y por la decisión de los consumidores de conectarse a las redes. En lo que respecta a la expansión de los ductos, el Estado peruano y los inversionistas están haciendo su parte con el aumento de la capacidad de las redes existentes y la concesión e instalación de otras nuevas como en los casos del transporte de gas por ‘gasoductos virtuales’ a las regiones, del norte, suroeste y zonas altoandinas del país (con GNC y GNL), además del Gasoducto Sur Peruano.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

El Estado y los inversionistas también están empeñados en poner al gas natural al alcance de segmentos de mercado cuya demanda no puede ser atendida por los gasoductos convencionales, mediante el desarrollo de redes de ‘gasoductos virtuales’, que no son otra cosa que sistemas articulados de plantas de compresión, de unidades de transporte de contenedores modulares de gas natural comprimido, e instalaciones de consumo o expendio del combustible, como las estaciones de GNV y las industrias. No se puede tampoco dejar de destacar las iniciativas públicas y privadas que alientan la instalación en diferentes zonas del país de unidades de regasificación de gas natural licuado proveniente de la planta de licuefacción de Pampa Melchorita, como medio para llevar los beneficios del gas natural a los consumidores de varias regiones que lo están demandando.

1. Sistemas de ductos El transporte de gas natural por tuberías es la opción más difundida, pero es cuatro o cinco veces más costosa que el transporte del petróleo por el mismo medio. El transporte del gas natural está seriamente obligado a la economía de la distancia debido a la relación entre los altos costos de transporte, los altos costos del almacenaje, y la necesidad de los mercados, que pueden requerir capacidades de reserva para atender sus eventualidades. Una vez más, esto es muy similar a la electricidad. Las consecuencias de los altos costos del transporte son realmente básicas para el comercio del gas natural. El gas natural es un “commodity”1 local o, en el mejor de los casos, regional, porque no puede escaparse de su radio económico, tal como ocurre en el amplio mundo del petróleo o el carbón. La importancia de la distancia en el negocio del gas natural es demostrada claramente por la porción muy elevada (el 77%) de gas que se vende dentro del país en donde se produce. Del 23% restante, más de la mitad es gas “inter-regional”, es decir, cruza las fronteras de los países vecinos (Por ejemplo, Noruega a Alemania, Canadá a los Estados Unidos de Norteamérica), lo cual sigue siendo esencialmente ‘gas de distancia corta’. Menos del 11% de todo el negocio del gas se puede considerar como ‘gas de larga distancia’, e incluso este gas no viaja por el mundo, como el petróleo. El ‘gas de 1. Producto de consumo.

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

larga distancia’ viene de grandes proyectos que explotan las economías de escala y los altos coeficientes de carga. En conclusión, sin la liquidez física del petróleo crudo, el gas natural se condena a infraestructuras rígidas y costosas que limitan el comercio a largas distancias. Estas infraestructuras, inducen adicionalmente, la ‘no-liquidez’ y la ‘no-homogeneidad’ del mercado del gas. Estos conceptos también son aplicables a la realidad peruana y a la infraestructura de transporte del gas natural proveniente de Camisea.

1.1. Red Principal de Transporte de Camisea Como se explica en Capítulo III, la industria de gas natural en el Perú no es reciente, pero es a partir del descubrimiento de los yacimientos de Camisea y su explotación que esta industria cobra notable relevancia para el país. A pesar de la renuncia de Shell-Mobil al proyecto, el Estado Peruano tomó la decisión de iniciar conversaciones con otras empresas para lograr la explotación, producción, transporte y distribución del gas natural de Camisea. Es así que en febrero del año 2000 la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) obtuvo la concesión del sistema de transporte del gas natural, que implicaba principalmente el diseño, construcción y operación del gasoducto que se conoce hoy como Red Principal de Transporte del gas natural de Camisea. El contrato de concesión del transporte del gas natural proveniente de Camisea tiene una vigencia de 33 años, siendo posible su prórroga, previa procedencia del concedente, por un periodo máximo de 10 años, sin sobrepasar un plazo máximo acumulado de 60 años. La construcción del sistema de transporte ha comprendido la construcción en paralelo de dos ductos: uno que transporta el gas natural seco y el otro que transporta los líquidos del gas natural. Para la construcción y operación de los ductos, la empresa TGP suscribió con el Estado peruano dos contratos BOOT (Build-Own-Operate-Transfer)2: uno por el transporte del gas natural seco y el otro por el transporte de los líquidos de gas natural.

2. La característica de un contrato BOOT, es el que el concesionario Construye (Build), tiene la posesión durante la vigencia del Contrato (Own), lo opera (Operate) y lo transﬁere (Transfer).

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 5.1 Red de transporte de TGP

Fuente: TGP

El ducto de TGP para el transporte de gas natural seco empieza en Camisea, distrito de Echarate, provincia de La Convención, en la región Cusco, y atraviesa las regiones de Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima, hasta llegar al City Gate ubicado en el distrito limeño de Lurín. Su recorrido es de 730 kilómetros. El ducto que transporta los líquidos de gas natural corre paralelamente al ducto de transporte del gas natural seco, hasta Humay, en Ica. Este ducto tiene una longitud de 540 kilómetros, desde Camisea hasta la Planta de Fraccionamiento de líquidos ubicada en Pisco, donde se obtienen GLP, nafta y diésel. Gráfico 5.2 Recorrido de los ductos de TGP (gasoducto y poliducto)

Fuente: TGP

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

El contrato de concesión establece una capacidad de operación que corresponde a la capacidad que debe tener diariamente como mínimo el ducto durante la vigencia del contrato3. Foto 5.1 Tendido del ducto de transporte de líquidos de gas natural de Camisea

Fuente: TGP

En 2013, la capacidad de transporte total era de 1 270 MMPCD, de las cual 640 MMPCD correspondía al mercado interno; pero la empresa TGP, según convenio suscrito con el Estado4, realiza obras de ampliación que concluirían en el 2015, con las que se tendría una capacidad total de transporte de gas natural de 1 540 MMPCD, de la cual 920 MMPCD serían para el mercado local. Las obras comprometidas son las siguientes: i) Construcción e instalación de una nueva planta compresora ubicada en la progresiva kilométrica KP 127, es decir, en la zona selva entre Malvinas y Chiquintirca; y ii) Construcción e instalación de un nuevo loop en la zona costa entre Chilca y Lurín. La planta compresora será instalada en un terreno de propiedad de TGP ubicado a unos 1 000 msnm, en las inmediaciones de la localidad de Kepashiato y estará equipada con cuatro equipos turbocompresores de 18 000 HP cada uno, con una capacidad total instalada de 72 000 HP, que podrá expandirse con la capacidad de una quinta unidad. 3. De acuerdo a lo establecido en la cláusula 3.1 del contrato BOOT, en el año 1 al 11, en el punto de derivación, la capacidad mínima debe ser de 205 hasta 450 MMPCD y en el City Gate de 155 hasta 400 MMPCD. A partir del año 12, la capacidad mínima debe ser de 450 y 400 MMPCD en dichos puntos. 4. Sub Anexo A.1 de la Adenda al Contrato BOOT de la concesi{on de TGP (R.S. N° 053-2013-EM, publicada el 30 de agosto de 2013.

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

La planta funcionará en condiciones nominales de transporte con una presión de succión de 80 Barg y una presión de descarga de 140 Barg. Contará con sistemas de filtrado de gas, enfriamiento, generación eléctrica, medición de gas de salida y sistemas de control y seguridad. La planta tendrá operación remota y será operada desde el centro de control de Lurín y sala de contingencias de Surco, para lo cual estará conectada al sistema SCADA5 existente. Conforme a la propuesta de TGP el proyecto de expansión del sistema de transporte de gas natural de Camisea será ejecutado en un periodo de 1 772 días efectivos de trabajo. Gráfico 5.3 Ampliación del sistema de transporte de TGP y Proyecto de Derivación Ayacucho

Fuente: GFGN de Osinergmin. Boletín Informativo de gas natural 2013 -II.

En tanto, el Loop Costa entre Chilca y Lurín será construido con tubería de 24 pulgadas de diámetro, con una longitud aproximada de 31 kilómetros, que se extenderá desde Chilca en la progresiva kilométrica KP 699, donde se conectará con el loop costa existe hasta Lurín, en la progresiva kilométrica KP 730, donde se concetará con el City Gate de Lurín. Al unirse con el anterior loop de costa que se extiende entre Pampa Melchorita y Chilca, formará un único loop de 24 pulgadas desde dicho punto de inicio hasta Lurín, contando en ambos extremos con las correspondientes trampas que permitirán el lanzamiento de las herramientas de inspección interna de las tuberías. Paralelamente al nuevo loop se instalará un cable de fibra óptica que permitirá vincular la operación del mismo con el sistema SCADA existente y, de esta forma, permitirá su operación remota. 5. SCADA, Supervisory Control and Data Acquisition. Supervisión y control de toma de datos.

100

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

Osinergmin en cumplimiento de lo dispuesto por las Disposiciones Transitorias contenidas en la Resolución de Consejo Directivo N° 144-2013-OS/CD ha formulado los cálculos previos referidos al costo de inversión y de operación y mantenimiento de la Derivación Principal Ayacucho. De acuerdo al cronograma de ejecución de actividades relacionadas con la expansión del sistema de transporte de gas natural de Camisea a 920 MMPCD, la fecha estimada de inicio de la construcción sería en el mes de agosto de 2014 y se estima que su conclusión tendrá lugar a fines del año 2019, si todo transcurre de acuerdo con los previsto en el cronograma consignado en la Adenda. Además, para inicios de 2016 se proyecta culminar la instalación de 30 kilómetros del Loop paralelo en la costa.

1.1.1. La GRP en el desarrollo del gasoducto de Camisea Tuvieron que pasar casi veinte años para que este proyecto se pusiera en marcha y el yacimiento comenzara a producir, debido, entre otras causas, a las limitaciones de un mercado de gas natural que en ese momento no era capaz de asegurar un flujo sostenido de recursos para afrontar las exigencias financieras que demandaba la implementación, puesta en marcha y operación de la red de transporte del proyecto. Para superar estas limitaciones el Estado, mediante la Ley N° 27133, ‘Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural’ y su Reglamento, creó la Garantía por Red Principal (GRP), la misma que permitió garantizar ingresos suficientes a las concesionarias del gasoducto para el retorno de la inversión y el funcionamiento del mismo, con un margen de ganancia fijado por ley, y que se extinguiría cuando el volumen de gas transportado iguale o supere la cantidad garantizada de acuerdo a las condiciones del contrato de concesión. Esta condición se cumplió en el 2010 como se explica más adelante. De acuerdo con el espíritu de la norma, la GRP es un contrato tácito entre los concesionarios de la Red Principal de Camisea y los usuarios eléctricos del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)6, mediante el cual se garantizó a los concesionarios ingresos que hicieron factible el desarrollo y operación del transporte y distribución del gas natural hasta cierta capacidad del gasoducto, y éstos, a su vez, se comprometieron a proporcionar el servicio de transporte del gas natural 6. Los usuarios del servicio eléctrico del SEIN pagaban por concepto de GRP, hasta antes del 2010, año en que este concepto llegó a ser cero, y que a finales de 2012 se extinguió.

101

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

necesario para el funcionamiento de las centrales eléctricas térmicas que atienden al SEIN. Es decir, que los usuarios eléctricos garantizaron con sus aportes ingresos por capacidad de ducto hasta determinado volumen (GRP), tal como se muestra en el gráfico 5.4. Gráfico 5.4 Garantía de Red Principal - GRP

Fuente: TGP

En el gráfico 5.5 se muestra en forma esquemática el funcionamiento de la GRP, donde en el contrato de concesión se establece una garantía de transporte (equivalente a un pago garantizado) y se asume un transporte real. Gráfico 5.5 Funcionamiento de la GRP

Fuente: TGP

A partir de esta base, anualmente se estima el consumo de gas natural que transportaría el gasoducto y, por tanto, se determina los ingresos por transporte de gas del concesionario. Con el ingreso garantizado para el año y el ingreso estimado por transporte se determina la GRP del año.

102

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

Este valor de la GRP se transforma en peaje eléctrico dividiendo el monto anterior entre la demanda eléctrica vendida a los consumidores eléctricos. De acuerdo con el numeral 7.6 de la Ley N° 27133, el peaje por GRP se agrega a las tarifas de la Red Principal de transmisión eléctrica. El flujo de dinero en la recaudación de la GRP sigue el mismo camino que el pago de la Red Principal de transmisión eléctrica, es decir: ♦♦

Los clientes pagan la factura al suministrador. En el caso de los clientes regulados, el concesionario de distribución paga al generador el componente de transmisión y generación.

♦♦

El generador transfiere al transmisor eléctrico el costo de la red principal de transmisión. De acuerdo con la Ley N° 27133, el generador pagará la GRP a la empresa transmisora eléctrica encargada de la recaudación.

♦♦

El transmisor eléctrico transfiere al transportista de gas el valor de la GRP. En la actualidad, el monto total es girado por los generadores a una cuenta administrada por una Fiduciaria quién es la encargada de efectuar el reparto de los montos involucrados.

♦♦

En caso que algún generador no depositara la parte de la GRP que le corresponde en la cuenta de la Fiduciaria, la Fiduciaria ejecutará el fondo de garantía de Perupetro y usará este fondo para pagar al concesionario. La morosidad del mecanismo es absorbida por Perupetro quien, al final, es la empresa que debe operar los mecanismos comerciales establecidos para poder cobrar los montos pendientes de pago de algún generador. Gráfico 5.6 ¿Cómo funciona la GRP?

Fuente: Osinergmin

103

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

La construcción del ducto de transporte de gas natural fue ejecutada con los recursos económicos y financieros de TGP y con los aportes de la Garantía por Red Principal (GRP), retribuyéndole el Costo Total del Servicio7. Además, el contrato BOOT garantizó al concesionario la compra de un volumen de 380 MMPCD (millones de pies cúbicos por día) para los primeros 7 años y de 450 MMPCD a partir del octavo año hasta el final del periodo de recuperación. Las empresas Transportadora de Gas del Perú (TGP) y Gas Natural de Lima y Callao (Cálidda) fueron las beneficiarias de la GRP como titulares de la Red Principal de transporte y distribución de gas natural de Camisea. La recaudación de la GRP se realizó en dos partes. Conforme se señala en el Artículo 2° del Decreto Supremo N° 046-2002-EM, la primera parte comprende desde el 1 de noviembre de 2002 hasta el 19 de agosto de 2004, periodo en el cual se recaudó como adelanto total de la GRP la suma de US$ 98,4 millones, de los cuales US$ 89,8 millones correspondieron a TGP y US$ 8,6 millones a Cálidda. La segunda parte comprende desde el inicio de la operación comercial, el 20 de agosto de 2004, hasta la actualidad. En el periodo del 20 de agosto de 2004 al 31 de diciembre de 2010, la recaudación de la GRP fue de US$ 335,2 millones, correspondiéndole a TGP la suma de US$ 312,8 millones y a Cálidda US$ 22,4 millones. La tabla 5.1 muestra la recaudación de la GRP para las mismas empresas desagregada por años, desde noviembre de 2002 hasta diciembre de 2010. A partir del 1 de mayo de 2009, ya no se recaudó ningún monto por GRP, los montos que aparecen en el año 2010 de la tabla se debe a que el COES ha realizado liquidaciones en vías de regularización. Tabla 5.1 Recaudación total de la GRP TGP Año

Periodo

GNLC

Miles S/. Miles US$

Total

Miles S/.

Miles US$

Miles S/.

Miles US$

2002 Noviembre -Diciembre

17 756

2 102

1 695

487

19 451

5 589

2003 Noviembre -Diciembre

146 209

42 105

13 957

4 019

160 166

46 124

2004 Enero - 19 de Agosto

146 660

42 599

14 000

4 067

160 660

46 665

2004 20 agosto - Diciembre

11 687

33 886

10 6661

3 235

122 348

37 121

2005 Enero - Diciembre

321 570

97 159

25 639

8 236

347 209 105 395

2006 Enero - Diciembre

270 580

83 068

18 929

5 803

289 509

88 871

7. Esta garantía fue establecida en la Ley N° 27133, ‘Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural’

104

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo TGP Año

Periodo

GNLC

Miles S/. Miles US$

Total

Miles S/.

Miles US$

Miles S/.

Miles US$

2007 Enero - Diciembre

204 783

65 859

10 479

3 364

215 562

69 223

2008 Enero - Diciembre

80 392

28 176

4 108

1 430

84 501

29 606

2009 Enero - Diciembre

13 757

4 414

946

304

14 703

4 717

2010 Enero - Diciembre

721

234

725

236

1 314 115

402 603

100 419

Totales

30 495 1 414 534 433 548

Cifras nominales. No inluyen el IGV. (*) En el año 2010, el COES realizó recálculos en la liquidación de la GRP. Fuente: TGP

Inicialmente, se estimó que la GRP se otorgaría hasta el 2014, sin embargo, a partir del 2010 ya no se han hecho recaudaciones por este concepto, pero contractualmente el mecanismo siguió vigente, dado que el contrato de concesión establece que sólo quedará sin efecto cuando la GRP sea igual o menor a cero durante tres años consecutivos o en su defecto durante tres años no consecutivos en un lapso de 5 años. Técnicamente en el 2012 la GRP se extinguió. Para asegurar también a la concesionaria de la red una demanda inicial de gas natural, la Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural, permitió a TGP suscribir contratos de compraventa con ‘Consumidores Iniciales’ antes del otorgamiento de la concesión. Siete fueron las empresas que suscribieron contratos anticipados por un volumen total de 2 343,45 miles de m3 por día, según se aprecia en la tabla 5.2 de la página siguiente. Tabla 5.2 Consumidores iniciales de Gas Natural Empresa Electroperú

Capacidad total contractual total* (en miles de m3 día)

Número de plantas

1 982,00

(**)

Alicorp. S.A.

56,45

Sudamericana de Fibras S.A.

79,00

100,00

Cerámica Lima S.A. Vidrios industriales S.A.

58,20

Corporación Cerámica S.A.

31,00

Cerámicas San Lorenzo S.A.C.

36,80

2 343,45

Total

*Capacidad contratada total en contratos de suministro de gas con el Productor. ** A ser determinado posteriormente. Fuente: Contrato BOOT concesión de transporte de gas natural por ductos de Camisea al City Gate

105

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

La tabla anterior muestra que en la compra inicial estuvo presente Electroperú como principal comprador, en el supuesto que la eléctrica estatal emplearía el gas natural para generar su propia electricidad, sin embargo, el 01 de agosto de 2003 se suscribió el convenio de cesión de posición contractual entre Electroperú y Etevensa, la misma que posteriormente se fusionó por absorción a la empresa Edegel (propiedad del grupo Endesa), por lo que la primera solicitó la autorización del Estado8 a favor de la segunda, la posición contractual del contrato. La Capacidad Contratada (“… capacidad de transporte requerida o demandada por el cliente al operador de la Red Principal”9) por el servicio de transporte de gas natural se ha incrementado constantemente en la medida en que aumentó el número de generadores eléctricos e industrias que optaron por el empleo de gas natural para su producción. Dado este crecimiento de la demanda de gas natural, la capacidad del ducto quedó reducida. Por ello en el mes de abril del 2011 se aprobó la nueva adenda al Contrato BOOT Concesión de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate, referido al proyecto de ampliación del ducto de TGP10 denominado Loop Sur+ PCKP 127, cuya primera etapa consta de dos loops de 55 kilómetros aproximadamente y la segunda etapa de una Planta Compresora en el KP 127. Cabe precisar que mediante Resolución Suprema N° 053-2013-EM, TGP y el Estado peruano firmaron una adenda al Contrato BOOT de Concesión de Transporte de gas natural por red de ductos de Camisea al City Gate, mediante el cual se redefinió el proyecto de expansión del sistema de transporte de gas que permitirá alcanzar en una sola etapa una capacidad de 920 MMPCD para el mercado local, a diferencia del esquema anterior.

1.1.2. Impacto de la GRP de Camisea en el sector eléctrico Es importante resaltar que el gran aporte de la GRP, mientras se encontraba vigente, fue su impacto en el sector eléctrico, ya que en la concepción de la garantía se tuvo en consideración que las empresas de generación térmica del sector eléctrico serían las mayores demandantes del gas natural, dado que este combustible es más económico y presenta ventajas sobre otros utilizados para la generación de electricidad, cuyas tecnologías se muestran en la tabla 5.3. 8. Mediante Decreto Supremo N° 079-2006-EF, el Estado autorizó la cesión de posición contractual de Etevensa a favor de Edegel. 9. Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. Decreto Supremo N° 081-2007-EM. 1999. (Art. 1.3.), Perú: MINEM. 10. Según estimaciones de TGP, la inversión prevista para el proyecto es de 850 millones de dólares.

106

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Tabla 5.3 Generación térmica de electricidad Tecnología

Combustible

Características

Ciclo Combinado CC

Gas natural

Turbina a gas mueve primer generador, caldero recupera calor de gases de combustión, vapor mueve turbina a vapor, y turbina a vapor mueve segundo generador.

Central a Vapor CV

Carbón

Calderos, vapor, mueven la/las turbinas

Ciclo Simple CS

Gas natural

Caldero, vapor, mueve una turbina, y las turbinas mueven un generador de electricidad.

Ciclo Simple CS

Diesel Nº 2

Caldero, vapor, mueve una turbina, y las turbinas mueven un generador de electricidad

Motor Diesel MD

Diesel Nº 2

Generador estacionario. Motor mueve directamente un generador

Motor Diesel MD

Residual 6

Generador estacionario. Motor mueve directamente un generador

Fuente: Osinergmin -GART

Igualmente se consideró que su principal impacto se vería reflejado en las tarifas de generación eléctrica, ya que en el proceso de regulación y como resultado del mismo, éstas reflejan el promedio de los costos de un parque óptimo desarrollado al mínimo costo para satisfacer la demanda del mercado de electricidad. Para determinar el impacto de la GRP en el sector eléctrico, se definió la tarifa eléctrica en un sistema óptimo que funciona con y sin el gas natural de Camisea, e impactó principalmente en los costos de generación, en la tarifa eléctrica y en la capacidad de generación del sistema. Este impacto se refleja también en la alta participación (41,14%) del gas natural de Camisea11 en la producción de energía eléctrica del año 2013, valor que está por encima de otros combustibles fósiles; y en el consumo cada vez mayor de gas natural por parte de las generadoras térmicas, tal como se observa en la tabla 5.4 y el gráfico 5.7. Tabla 5.4 Programa de energía eléctrica según tipo de generación y recurso energético utilizado por área en el COES 2013 (GW.h) Hidráulica Área

Tecnología térmica Bagazo Gas Diesel Carbón Residual + Biogas natural 2 (RER)

Agua

Agua (RER)

Total

2121,2

323,9

2445,1

Centro 15710,8

179,9

15890,7 16710,7

Norte

Solar

325,0

Total

CSFV

Total

5,0

44,4

103,9

478,3

2923,5

17,2

0,2

121,9

16850,0

32740,7

Sur

2720,0

72,8

2792,8

836,6

112,3

66,7

Total

20552,0

576,6

21128,6 17035,7

836,6

134,5

111,4

225,8

1015,6

196,9

4005,3

18343,9

196,9

39669,4

Nota: Se senomina RER a los Recursos Energéticos Renovables tales como biomasa, eólico solar, geotérmico,mareomotriz e hidráulicas cuya capacidad instalada no sobrepasa de los 20 MW, según D.L. N° 1002.

11. Estadísticas de Operación 2013, COES. Pág. 21.

107

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 5.7 Evolución de la participación por tipo de recurso energético en la producción de energía del COES 2000-2013

Fuente: COES

a. Impacto en el costo de generación Para demostrar el impacto de la GRP en los costos de generación eléctrica es preciso determinar previamente el costo de 1 MWh (equivalente a 3,6 Giga joule) generado con gas natural y compararlo con el costo de producción de la misma cantidad de energía producida con el empleo de otros combustibles. Pero antes es preciso conocer los precios de algunos combustibles fósiles (tabla 5.5). Tabla 5.5 Precio de los combustibles* Tipo

Unidad

US$

Tecnologías

Gas Natural

MBTU

2,30

CS y CC

Carbón

100,00

Turbina a Vapor TV

Residual

40,00

Motor Diesel MD

Diesel 2

65,00

MD, CS y CC

* Precios utilizados en el Sector Energía en el 2013. Fuente: Osinergmin - GART

Tabla 5.6 Costo de combustible para producir un MWh de energía eléctrica Diferencia Costo Rendimiento Producción Consumo Costo Tecnología Combustible PC % US$/GJ % GJ GJ US$/MWh

Gas natural

2,18

3,6

6,90

15,04

Continua en la página siguiente.

108

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Diferencia Costo Rendimiento Producción Consumo Costo Tecnología Combustible PC % US$/GJ % GJ GJ US$/MWh

Gas natural

2,18

3,6

11,43

24,92

Diesel 2

10,74

3,6

11,26

120,93

Carbón

3,78

3,6

9,72

36,74

Diesel 2

10,74

3,6

10,35

111,16

Residual

6,10

3,6

10,64

64,90

Fuente: Osinergmin - GART

En las tablas 5.5. y 5.6 también se observa que las tecnologías de menor rendimiento son las que utilizan el petróleo diésel N°2 y el residual N° 6 (entre el 34% y el 35%), mientras la de tecnología CC, que funciona con gas natural, presenta un rendimiento del 58%, lo que convierte al gas natural en el menor costo variable con respecto a los demás combustibles usados en la generación térmica, lo que se refleja en los costos por energía bruta o energía comprada y los costos por energía útil o energía convertida en electricidad de las diversas tecnologías. La comparación entre la energía bruta y útil de los diferentes combustibles, que se presenta en la tabla 5.7, muestra que el más ‘útil’ es el gas natural cuando se emplea la tecnología de CC para generar un MWh de energía eléctrica, e incluso la tecnología de CS a gas natural es más conveniente que las demás. Tabla 5.7 Comparación entre Costo de Energía Bruta y Energía Útil (US$ MWh) Tecnología

Energía Bruta 1

Energía útil 2

% 2/1

CC Gas natural

15,04

7,85

0,52

CV Carbón

36,74

13,61

0,37

CS Gas natural

24,92

7,85

0,32

MD Residual

64,90

21,96

0,34

MD Diesel 2

111,16

38,66

0,35

CS Diesel 2

120,93

38,64

0,32

Fuente: Osinergmin - GART

b. Impacto en las tarifas eléctricas en el periodo 2000 - 2009 El impacto del gas natural de Camisea en las tarifas eléctricas de generación se da en dos momentos: primero, cuando se incorpora el gas natural en el horizonte de la regulación de la energía a nivel generación y segundo, cuando el Estado adelanta la aplicación de la GRP. Ambas decisiones influyeron favorablemente en el comportamiento de la tarifa eléctrica aplicable al usuario final.

109

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

A principios de la década pasada, el gas natural, como combustible empleado en la generación térmica, ya estaba incorporado en el cálculo del precio de la energía eléctrica, por tanto el comportamiento de las tarifas eléctricas aplicables al usuario final era estable, condicionada por la presencia del gas natural, a pesar del crecimiento de los precios de otros hidrocarburos. En ese momento, el Estado dio a conocer que Camisea permitiría una reducción en las tarifas de electricidad de hasta el 30%. Si se analiza el efecto del gas de Camisea en los precios de la generación de energía, aislando el comportamiento de otros combustibles empleados en el Sector Eléctrico, cuya tendencia siempre fue al alza, se comprueba que el precio de la energía eléctrica se redujo tal como se había esperado. Tabla 5.8 Precios Medios utilizados en el Sector Energía 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Unidades

Gas natural

1,75

2,02

2,08

2,11

2,19

2,30

US$/GJ

Carbón

26,5

28,5

28,9

25,3

37,5

70,4

71,4

75,7

119,5

100,0

US$/TM

WTI

30,4

25,9

26,2

30,8

41,5

56,6

66,0

72,2

100,1

50,0

US$/BL

Residual

27,8

23,3

26,8

31,6

33,6

46,1

51,8

59,0

81,2

40,0

US$/BL

Diesel

42,7

37,2

35,2

43,0

56,5

81,4

83,4

91,2

128,1

65,0

US$/BL

Fuente: Osinergmin - GART

En la tabla 5.9 y el gráfico 5.8 se muestra la evolución de los principales indicadores de costo del sector eléctrico en el periodo 2000 - 2009. Sin profundizar demasiado y guiándose solo por el sentido común, se puede concluir que la realización del Proyecto Camisea fue oportuna para el país, ya que libró a la economía nacional del pago de un precio mayor por la electricidad, de haberse elegido un parque de generación que no incluyera al gas natural (hidro, carbón, residual y diésel). En el año 2008, el precio del gas natural subió solo 26% respecto al año 2000, mientras que el carbón y petróleo aumentaron en 351% y 229%, respectivamente, en el mismo periodo. Tabla 5.9 Evolución del índice de Precios de Energéticos 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Gas natural

1,00

1,16

1,19

1,21

1,26

1,32

Carbón

1,00

1,07

1,09

0,95

1,41

2,66

2,70

2,86

4,51

3,78

WTI

1,00

0,85

0,86

1,01

1,37

1,86

2,17

2,38

3,29

1,65

PPI

1,00

1,05

1,11

1,28

1,35

1,39

1,55

1,42

Fuente: Osinergmin - GART

110

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Gráfico 5.8 Evolución del índice de Precios de Energéticos

Fuente: Osinergmin - GART

¿Cómo se habrían comportado efectivamente en el Perú las tarifas eléctricas sin el gas natural de Camisea? La respuesta podemos encontrarla en el mercado eléctrico chileno en el momento que Argentina dejó de suministrarle gas natural en los volúmenes requeridos por sus generadoras térmicas, ya que éste hubiese sido el más seguro escenario de lo que habría ocurrido en el Perú sin gas natural, más aún si se tiene en cuenta que Perú y Chile tienen un modelo regulatorio de similares características. La tabla 5.10 muestra los precios de la energía a nivel generación en Lima y Santiago en el periodo 1999-2009. Tabla 5.10 Precio de Barra en Santiago y Lima (US$/MW.h) Año

Santiago

Lima

1999

29,0

38,6

2000

31,5

42,8

2001

34,5

43,3

2002

31,9

42,1

2003

33,7

43,6

2004

41,9

44,7

2005

56,1

50,8

2006

63,0

47,3

2007

88,0

45,6

2008

111,2

47,1

2009

104,6

50,4

Fuente: Osinergmin - GART

111

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

El análisis del cuadro hace evidente que hasta el año 2004 Lima tenía Precios en Barra más elevados que los Precios de Nudo (su equivalente chileno) y que en 2009 estos últimos duplican los precios peruanos. Ese año, el precio promedio de la energía a nivel generación fue en Lima de US$ 50,4/MWh, mientras que en Santiago llegó a US$ 104,6/MWh, luego de haber sido de US$ 111,2/MWh en 2008. El gráfico 5.9 ilustra y compara el comportamiento de los precios de la energía en ambos mercados en el periodo de análisis. Concluyentemente, no es exagerado reiterar que la situación actual del mercado eléctrico chileno sin gas argentino sería el escenario peruano sin Camisea. Gráfico 5.9 Precios a Nivel Generación Lima y Santiago

Fuente: Osinergmin - GART

Además, si se considera que el precio a nivel generación es el componente que explica más del 50% de la tarifa eléctrica peruana, se concluye que la tarifa eléctrica que se aplicó al usuario final en Lima y el resto del Perú hubiera sido como mínimo 30% mayor que la actual sin el gas natural de Camisea. Cabe precisar que la GRP como tal fue aplicada mucho antes que el gas natural llegue a los centros de consumo, a este hecho se le denominó Adelanto de la Garantía por Red Principal. El 20 de octubre de 2002 se publicó el Decreto Supremo N° 046-2002-EM, por el cual el Estado dispuso el ‘Adelanto’ de la recaudación de la GRP y la entrega de la misma a los concesionarios de la Red Principal de Camisea, con dos efectos de la mayor trascendencia para el desarrollo de la industria nacional de gas natural. Por una parte, esta decisión vino a agilizar la implementación del sistema de transporte del hidrocarburo, y por otra, que fue definitivamente la más importante, impidió que el precio de la energía eléctrica a nivel generación subiera en un 30%, lo que hubiera implicado el

112

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

incremento de la tarifa eléctrica aplicable al usuario final. La razón fundamental del aumento está asociada al retiro de la generación con gas natural del horizonte regulatorio, para reemplazarlo por tecnologías de generación más costosas. El Adelanto de la GRP implicó la obligación del concesionario de devolverlo, con un tasa efectiva anual del 12%, una vez completado el volumen garantizado, durante el plazo de vigencia del contrato de concesión. La devolución del adelanto se hizo efectiva mediante un descuento del 9% en los recibos por transporte de gas en alta presión. Este descuento redujo los costos de las generadoras y dio como resultado menores tarifas por generación eléctrica, lo que significó un beneficio para el sector eléctrico y, consecuentemente para los usuarios finales de electricidad. Tabla 5.11 Adelanto de la GRP y recaudación total Periodo Adelanto de la GRP(*)

TGP

GNLC Total Porcentaje Porcentaje Miles S/. Miles US$ del total Miles S/. Miles US$ del total Miles S/. Miles US$ 310 625

Ago. 2004 a 1 003 489 Dic. 2010(**) Total

1 314 115

89 806

91%

29 652

8 573

340 277

98 379

312 797

93%

70 767

22 372

1 074 257 335 169

402 603

93%

100 419

30 945

1 414 534 433 548

Nota: De noviembre de 2002 al 19 agosto de 2004. (**) Del 20 de agosto de 2004 al 31 de diciembre de 2010. Fuente: Osinergmin - GART

En la tabla 5.11 se detalla el total de los aportes recibidos por los concesionarios por concepto de la GRP, el mismo que alcanza US$ 433,5 millones, de los cuales US$ 98,4 millones corresponden al Adelanto. Este monto más sus intereses actualizados a agosto de 2004, mes en que se inicia la operación comercial del proyecto Camisea, suma US$ 107 millones, monto que fue descontado por los concesionarios de la Red Principal a las generadoras en sus recibos de transporte de gas natural. El descuento que los concesionarios de la Red Principal realizaron a las generadoras por el Adelanto de la GRP se reflejó en menores costos de generación y éstos en menores tarifas eléctricas. La tabla 5.12 muestra que sin el gas natural de Camisea los costos de generación de electricidad en el periodo 2000 – 2009 hubiesen alcanzado un monto total de US$ 1 936 millones, mientras que con el uso del hidrocarburo alcanzan US$ 433 millones, lo que representa un ahorro del orden de US$ 1 503,2 millones, con una relación Beneficio/Costo igual a 4,5.

113

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Tabla 5.12 Efecto de la GRP en los costos de generación eléctrica Años

Sin Camisea Ahorro en Generación Producción Transmisión Eléctrica SEIN TWh Millón US$ US$/MWh Millón US$ US$/MWh Millón US$ US$/MWh

2000

17,8

0,0

55,0

3,1

55,0

3,1

2001

18,6

0,0

30,9

1,7

30,9

1,7

2002

19,8

5,5

0,3

109,9

5,5

104,3

5,3

2003

20,9

46,2

2,2

124,2

5,9

78,0

3,7

2004

22,1

83,8

3,8

122,1

5,5

38,4

1,7

2005

23,3

105,4

4,5

118,8

5,1

13,4

0,6

2006

25,1

88,9

3,5

222,9

8,9

134,1

5,3

2007

27,6

69,2

2,5

327,9

11,9

258,7

9,4

2008

29,9

29,6

1,0

549,9

18,4

520,2

17,4

2009

31,4

4,2

0,1

274,4

8,7

270,2

8,6

Total

236,4

432,7

1,8

1936,0

8,2

1503,2

6,4

Fuente: Osinergmin - GART

4,5

La tabla anterior también muestra que el gas natural ha hecho posible un ahorro de US$ 17,4 por MWh en 2008, y de US$ 8,6 por MWh en 2009, influenciado por los cambios a la baja de los precios de los combustibles fósiles en el mercado internacional. c. Impacto en la Balanza Comercial La Balanza Comercial (BC) es la diferencia entre el total exportado menos el total de lo importado, medido tanto en unidades de energía como en unidades monetarias. El análisis del comportamiento de la BC en la década pasada muestra la dependencia energética de nuestro país respecto a la energía importada, y que sin Camisea esta dependencia sería mucho mayor. El gráfico 5.10 muestra que el déficit de la Balanza Comercial de Hidrocarburos (BCH) físicamente ha pasado de US$ 713,2 millones registrado en el año 2000 a US$ 487 millones en el 2012, lo que significa que el déficit disminuyó en el periodo de referencia 31,7%. De acuerdo a la información contenida en el gráfico 5.10, el déficit de la BC ha disminuido gracias a la presencia de Camisea (gas natural y sus líquidos) y por la exportación de GNL.

114

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Gráfico 5.10 Balanza Comercial de Hidrocarburos 2000 -2012

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

d. Impacto en la capacidad del SEIN El impacto de la GRP en el sector eléctrico no solo se ha dado en los costos y las tarifas de la electricidad, sino también en la expansión de la capacidad de generación térmica instalada en el país, asegurando el suministro eléctrico presente y futuro. En el periodo 2003 - 2013, la producción de energía eléctrica se ha incrementado de 21 359 GWh a un total de 40 306,6 GWh, cantidad superior a la demanda, ya que la primera incluye también las pérdidas de energía usuales en esta industria. En la tabla 5.13 se observa que la tasa de crecimiento de la producción en el periodo fue 88,71%, es decir 8% anual en promedio. Tabla 5.13 Producción anual de energía eléctrica en GW/h de 2003 a 2013 Año

GW/h

% incremento

%/2003

2003

21 359

2004

22 615,0

5,88

2005

23 812,0

5,29

11,48

2006

25 603,0

7,52

19,87

2007

28 078,0

9,67

31,46

2008

30 536,8

8,91

43,13

Continua en la página siguiente.

115

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Año

GW/h

% incremento

%/2003

2009

30 726,6

0,60

43,85

2010

33 513,4

9,10

56,90

2011

36 235,7

8,10

69,65

2012

38 184,6

5,40

78,77

2013

40 306,6

5,50

88,71

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

En dicho periodo, la máxima demanda en el SEIN ha tenido una evolución similar, pasó de 2 964,8 MW en 2003 a 5 575,24 en 2013, lo que representa un aumento del 88%, tal como se puede observar en la tabla 5.14. Tabla 5.14 Máxima demanda promedio anual de energía eléctrica (SEIN) en MW de 2003 a 2013 Año

GW/h

% incremento

%/2003

2003

2 964,8

2004

3 130,85

5,56

2005

3 305,01

5,56

11,47

2006

3 580,28

8,33

20,75

2007

3 965,60

10,76

33,75

2008

4 198,66

5,88

41,61

2009

4 322,27

2,95

45,78

2010

4 578,94

5,94

54,44

2011

4 961,20

8,35

67,33

2012

5 290,89

6,65

78,45

2013

5 575,24

5,37

88,04

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

En cuanto a la evolución de la potencia instalada del sector eléctrico, ésta aumentó de 5 970,1 MW en 2003 a 8 339,9 MW en 2013 (SEIN), es decir 39,69%, (tabla 5.15), correspondiendo a la generación hidráulica el 39%, a la térmica el 60%, y a las energías renovables el 1%. En 2003 el 58% correspondía a las generadoras hidráulicas y el 42% a las generadoras térmicas.

116

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Tabla 5.15 Evolución de la potencia instalada en MW de 2003 a 2013 Año

Total

2003

Generación Hidráulica

Térmica

RER

5 970,1

3 032,3

2 937,1

0,70

2004

6 016,3

3 055,9

2 959,8

0,70

2005

6 200,5

3 207,1

2 992,8

0,70

2006

6 658,1

3 215,0

3 442,5

0,70

2007

7 027,5

3 233,6

3 793,2

0,70

2008

7 157,9

3 242,0

3 915,2

0,70

2009

7 986,5

3 277,4

4 708,3

0,70

2010

8 612,5

3 437,6

5 174,2

0,70

2011

7 311,8

3 359,4

3951,7

0,70

2012*

7 620,1

3 244,5

4 291,6

84,0

2013*

8 339,9

3 275,2

4 980,8

84,0

Fuente: Ministerio de Energía y Minas y (*)COES: Estadísticas de Operación 2012 y 2013.

El impacto de la GRP y el gas natural se puede apreciar en el crecimiento de la Potencia Instalada de la generación térmica. En 2003 era de 2 937,1 MW y a fines de 2013 (SEIN) llegó a 4 980,8 MW, con un incremento de 69,58%, siendo el gas natural el combustible que explica mayormente este crecimiento. En el periodo la capacidad de generación hidráulica (SEIN) creció 8%. En el año 2013, sin embargo, la mayor producción de energía eléctrica la siguen proporcionando las generadoras hidráulicas con el 51,7%, mientras las generadoras térmicas producen el 45,8% y las energías renovables el 2,5% del total, de acuerdo a la información estadística de 2013 del COES (SEIN). De lo antes mencionado se puede aseverar que “...la mejor contribución del proyecto Camisea a la matriz energética del Perú se traduce en tres puntos importantes: el desarrollo del sector eléctrico en base a centrales térmicas a gas natural; la sustitución del kerosene y la biomasa por el GLP en el sector residencial; y la entrada del GNV y, en general, la introducción de combustibles más limpios en el sector transporte.”12. Del mismo modo hay que destacar la importancia de la GRP en el desarrollo del sistema de transporte del gas Camisea, más aún cuando esta herramienta será replicada para asegurar el desarrollo del Gasoducto Sur Peruano mediante la aplicación del “Mecanismo de Ingresos Garantizados”. 12. Revista Desde Adentro, SNMPE, Edición Julio 2012, N° 107. Pág. 14.

117

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

1.2. Derivación Principal Ayacucho En el marco de la política del Estado de impulsar la masificación del uso del gas natural y de acuerdo a lo establecido en el artículo 5° del Decreto Supremo N° 014-2013-EM, el MINEM ha definido las regiones para promover el desarrollo de las Derivaciones Principales, entre las cuales se encuentra la de Ayacucho. Para este caso, con fecha 08 de julio de 2013, la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) solicitó que el ministerio evalúe el desarrollo de la Derivación Principal Ayacucho. Hecha la evaluación solicitada, el Estado aprobó la construcción de la derivación señalada y la Adenda al Contrato BOOT de Concesión de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate13. que define las condiciones que permitirán continuar con la ejecución de la “Ampliación Prevista”, redefiniendo las obras, plazos y condiciones con las cuales TGP dará cumplimiento a la misma; así como las condiciones de ejecución de la Derivación Principal Ayacucho. –– Características de la derivación La derivación, de acuerdo con la memoria descriptiva contenida en la adenda, tendrá las características siguientes: ♦♦ Su punto de inicio es la progresiva kilométrica KP 277+026 del sistema de transporte de gas en las cercanías de la comunidad campesina Pinao Yantapacha, en el distrito de Chiara, de la provincia de Huamanga, de la Región Ayacucho, y se extenderá hasta las inmediaciones de la ciudad de Ayacucho donde se ubicarán las instalaciones del correspondiente City Gate, y que será el punto de entrega del gas al concesionario de la distribución local. ♦♦ El ducto será construido con tubería de calidad API 5L X70 desde el KP 0+00 hasta el City Gate. El ducto estará enterrado con una tapada promedio de un metro, salvo en los suelos rocosos donde la tapada se hará de acuerdo a normas técnicas aplicables. ♦♦ En el punto de inicio contará con una trampa lanzadora para instrumentos inteligentes de limpieza e inspección de las correspondientes válvulas de bloqueo. En la llegada se instalará la correspondiente trampa receptora, con un sistema de filtros separadores de partículas líquidas y sólidas, y el correspondiente sistema de medición. Ambos sistemas se instalarán considerado una segunda rama, para asegurar la disponibilidad de un equipo en stand by. ♦♦ A lo largo de la traza del gasoducto se instalará una fibra óptica para comunicaciones y detección temprana de fugas, conectada a los centros de control de Lurín y Surco. Asimismo, el City Gate de Ayacucho estará conectado al sistema SCADA existen en ambos centros. 13. Resolución Suprema Nº 053-2013-EM, de 29 de agosto de 2013.

118

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

♦♦ El gas natural que TGP transportará a través de la Derivación Principal Ayacucho y entregará en el City Gate tendrá la siguiente composición según la tabla 5.16. ♦♦ La adenda también define los aspectos constructivos de la Derivación Principal Ayacucho, tales como acceso a pistas y circulación, pistas de trabajo, relevamiento de instalaciones, nivelación del terreno, tuberías a utilizar, entre muchos otros aspectos. Tabla 5.16 Composición del gas

Componente

%Molar

Nitrógeno

0,787

Dióxido de Carbono

0,242

Metano

88,367

Etano

10,420

Propano

0,169

Isobutano

0,0063

n-Butano

0,0052

Isopropano

0,0007

n-Pentano

0,0008

Hexano

0,0010

Heptano

0,0007

Octano 0,0004 - Peso molecular: 17.17 kg/kgmol - Gravedad específica: 0,6118 - Poder calorífico inferior: 36447 kJ/Sm3

1.3. Gasoducto de seguridad y Gasoducto Sur Peruano Conforme a lo dispuesto en la Ley N° 29970, ‘Ley que afianza la seguridad energética y promueve el desarrollo del polo petroquímico en el sur del país’, el 10 de enero de 2013, mediante Resolución Suprema N° 005-2013-EF Proinversión incorporó el proyecto ‘Mejoras en la Seguridad Energética del País y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano’, para ser licitado. Dicho proyecto consiste en la entrega en concesión para el diseño, financiamiento, construcción, operación, mantenimiento y transferencia al Estado peruano, al término del plazo de la concesión, de las siguientes obras de infraestructura: –– Obras de reforzamiento del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural. Incluye ductos de reforzamiento desde la Planta de Separación Malvinas hasta la Estación de Compresión de Chiquintirca. –– Construcción de gasoducto y/o poliducto desde el sistema de transporte de gas natural existente (entre Malvinas y Chiquintirca) hasta la provincia de Anta en la Región Cusco, que esté en capacidad de suministrar gas natural a la futura central térmica de Quillabamba y a la costa sur del país.

119

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

–– Construcción del Gasoducto Sur Peruano, desde la provincia de Anta hasta la Costa Sur del país. Gráfico 5.11 Recorrido del Gasoducto del Sur Peruano

Fuente: Proinversión. Elaboración: propia

Dicha infraestructura permitirá afianzar el Sistema de Seguridad Energética existente, así como descentralizar la generación eléctrica del país (concentrada actualmente en más del 50% en la costa central del país), coadyuvando al desarrollo del Nodo Energético y el Polo Petroquímico en la zona sur del país. El área de influencia del proyecto comprenderá las regiones de Apurímac, Puno, Arequipa, Cusco, Moquegua y Tacna. Las Bases indican los puntos referenciales por los cuáles pasará obligatoriamente el Gasoducto Sur Peruano desde la provincia de Anta-Cusco hasta la costa sur del país. Desde dicho gasoducto se construirán ductos y/o proyectos de infraestructura y logística para el suministro de gas natural hacia las regiones previamente mencionadas, conforme a lo establecido en la Ley N° 29970. El 30 de junio de 2014 se realizó el Acto Público de Adjudicación de la Buena Pro del proyecto, el mismo que fue conducido por el Comité de Proinversón en Proyectos de Seguridad Energética. A esta etapa, después de un largo proceso de calificación, llegó un solo postor: el Consorcio Gasoducto Sur Peruano, que obtuvo la Buena Pro. Asimismo, el 23 de julio de 2014, se firmó el contrato de Concesión entre el Estado y el consorcio ganador. De acuerdo con las Bases del concurso, la convocatoria tiene por objeto entregar en concesión el sistema de transporte de gas natural correspondiente a los Tra-

120

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

mos A y B y el sistema de transporte de líquidos de gas natural en el Tramo B (ambos denominados Sistema de Seguridad de Transporte) del proyecto. Gráfico 5.12 Esquema del Sistema de Transporte

Fuente: Proinversión

–– Tramo B: Gasoducto y poliducto desde la Planta de Separación Malvinas hasta el punto de conexión (PC) con el sistema de transporte existente. El gasoducto en este tramo, deberá tener flexibilidad para el transporte de gas natural enriquecido con 25% de etano para su uso final en la industria petroquímica, de acuerdo a la Ley N° 29970. –– Tramo A: Es la parte del sistema integrado necesario para el transporte de gas natural desde el PC de gas hasta la Central Térmica de Ilo en la región Moquegua pasando por Mollendo para abastecer la Central Térmica de Mollendo. Este tramo incluye las facilidades que permitirán la conexión de los gasoductos regionales: Apurímac, Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna, de acuerdo con lo establecido en la Ley 29970. Este tramo deberá tener flexibilidad para el transporte de gas natural enriquecido con 25% de etano, para su uso final en la industria petroquímica, y estará compuesto por los siguientes tramos: ♦♦ Tramo A1: Es el segmento del Tramo A correspondiente al Sistema de Transporte Existente de Gas y que permitirá el transporte de gas natural desde el Punto de Conexión de gas hasta el distrito de Urcos. ♦♦ Tramo A2: Es el segmento del Tramo A que permitirá el transporte de gas natural desde el distrito de Urcos hasta la central térmica de Ilo, ubicada en la región Moquegua, pasando por Mollendo para abastecer a la central térmica de Mollendo.

121

Fuente: Proinversión

Gráfico 5.13 Aspectos relvantes del Gasoducto Sur Peruano

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

122

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

♦♦ FEED14 y EIA15 del Tramo C: El concesionario deberá realizar el FEED y la Línea de Base del EIA para el Tramo C, desde el PC hasta la Planta de Compresión de Chiquintirca, que comprende el gasoducto y poliducto. Terminada la elaboración de dichos documentos, el Estado Peruano convocará a concurso público para el otorgamiento en concesión del Tramo C. ♦♦ FEED y EIA de los Gasoductos Regionales: El concesionario deberá realizar el FEED y la Línea de Base del EIA para los gasoductos regionales desde el Punto de Derivación en el Tramo A hacia las regiones de Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna. Terminada la elaboración de los referidos documentos, el Estado Peruano convocará a concurso público, en el más breve plazo, para otorgar en concesión los gasoductos regionales indicados. Los ductos de gas seco y líquidos correspondientes al Tramo B del sistema de transporte se deben construir en forma simultánea, de tal forma que compartan facilidades logísticas, de construcción, derecho de vía, sistemas de comunicación y control y demás facilidades propias de este tipo de instalaciones. El sistema de transporte deberá estar listo para operar en la fecha prevista para la puesta en operación comercial y deberá operar con los requerimientos de seguridad, confiabilidad, calidad, eficiencia y continuidad establecidos en las normas internacionales y las leyes aplicables, durante el plazo del contrato. El plazo de la concesión es de treinta y cuatro (34) años y una vez culminada la concesión, la empresa concesionaria transferirá al Estado peruano los bienes de la concesión, de acuerdo a lo siguiente: –– Transferirá la propiedad de los bienes de la concesión al Estado, incluyendo en dicha transferencia la información necesaria para que se continúe con la prestación del servicio de transporte en forma ininterrumpida, libre de toda carga o gravamen. El Estado entregará dichos bienes e información al nuevo concesionario que resulte ganador de la subasta. –– Transferirá y entregará los bienes de la concesión en buenas condiciones operativas, excepto por el desgaste normal como consecuencia del tiempo y el uso normal; y –– Otorgará las escrituras públicas y otros documentos privados que se requieran, conforme a las leyes aplicables, o aquellas que le sean razonablemente solicitadas por el concedente para la transferencia, o cesión de posición contractual, según sea el caso, de los derechos que forman parte de los bienes de la concesión. 14. FEED: Estudio de Ingeniería Básica Extendida 15. EIA: Estudio de Impacto Ambiental

123

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

1.3.1. Características del Sistema de Transporte de Gas El sistema de transporte de gas consiste en un ducto y las facilidades necesarias para el transporte de gas desde la Planta de Separación de Malvinas hasta las centrales térmicas del Nodo Energético en el sur del país. Este sistema de transporte de gas ha sido diseñado para una presión máxima de 150 barg, teniendo en cuenta que la presión de entrega en la Planta de Separación de Malvinas es de 147 barg. En cuanto a las características de la ruta del ducto, el concesionario podrá determinar la ruta del sistema.

a. Punto de recepción y punto final del sistema El punto de recepción del sistema de transporte de gas natural estará ubicado en la Planta de Separación de Malvinas, por lo que el concesionario deberá suscribir los acuerdos necesarios con el titular de la planta para determinar la ubicación definitiva del punto de recepción y la oportunidad para realizar la conexión respectiva. El punto final del sistema deberá estar ubicado a no más de trescientos (300) metros de la Central Térmica de Ilo, en la región Moquegua.

b. Puntos de entrega El sistema de transporte de gas tendrá los siguientes puntos de entrega: Tabla 5.17 Puntos de entrega del sistema de transporte Punto de entrega

Ubicación en coordenadas Norte

Punto de conexión Central Térmica de Quillabamba

Este *

8 580 400

749 700

City Gate Quillabamba

City Gate Anta

***

City Gate Cusco

***

Central Térmica de Mollendo en la región Arequipa

8 113 429

183 089

Nueva Central Térmica de Ilo en la región Moquegua ****

8 033 313

268 143

Nota: (*) El concesionario deberá determinar la ubicación definitiva del punto de conexión, para lo cual deberá tener en cuenta que estará ubicado entre el KP 73 y KP 90 del sistema de transporte existente. (**) El concesionario deberá determinar, como parte del diseño del proyecto, la ubicación definitiva del City Gate para la localidad de Quillabamba. (***) El concesionario deberá determinar, como parte del diseño del proyecto, la ubicación definitiva de los City Gate para las provincias de Anta y Cusco. (****) Este punto deberá estar ubicado a no más de trescientos (300) metros de la nueva Central Térmica de Samay I, ubicada en la ciudad de Mollendo.

124

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

c. Punto de conexión del sistema El punto de conexión del sistema se conectará con el Sistema Existente de Transporte de Gas (SETG) y en él se dará inicio al Tramo A del sistema de transporte. Este punto deberá estar ubicado entre las progresivas KP 73 y KP 90 del SETG. En este punto, el concesionario deberá contemplar un sistema de conexión que permita las siguientes operaciones: Gráfico 5.14 Puntos de conexión del sistema

Operación 1: Flujo de gas 1 desde E1 hacia E2, y Flujo de gas 2 desde B hacia A (flujo independiente en la zona de seguridad) Operación 2: Flujo de gas desde E1 y B hacia E2 y A (flujo compartido en la zona de seguridad) Operación 3: Flujo de gas desde B hacia E2 y A (falla en Tramo E1) Operación 4: Flujo de gas desde E1 hacia E2 y A (falla en el Tramo B) Nota: Para efectos de la explicación de la operación del Sistema de Transporte, el SETG se ha dividido en dos tramos: E1 y E2, considerando la similitud de los puntos de recepción y la entrega con el Tramo B y el Tramo C, respectivamente.

El diseño de este sistema de conexión deberá proyectar las conexiones necesarias para que el Tramo C reciba gas desde el Tramo B, Tramo E1 o en ambos en simultáneo. El concesionario deberá suscribir los acuerdos necesarios con la empresa TGP para determinar la ubicación definitiva de este punto y la oportunidad para realizar dicha conexión.

d. Puntos de derivación Son los puntos en los cuales se realizarán bifurcaciones del ducto del Tramo A, de forma tal que en ellos se inicien los Gasoductos Secundarios y los futuros Gasoductos Regionales.

e. Gasoductos secundarios Son los ductos y facilidades, parte de las obras comprometidas, requeridos para transportar el gas necesario desde el ducto troncal del Tramo A hacia los siguientes puntos de entrega:

125

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Tabla 5.18 Punto de entrega de gasoductos secundarios Gasoducto secundario

Punto de entrega

Central Térmica de Quillabamba y City Gate de Quillabamba

City Gate de la Provincia de Anta y City Gate de la Provincia de Cusco

Central Térmica de Mollendo

Estos gasoductos se iniciarán en el ducto troncal, en cada Punto de Derivación determinado en el diseño del Sistema de Transporte de Gas.

f. City Gate El concesionario deberá implementar un City Gate en Quillabamba, Cusco y Anta. Para ello deberá determinar la ubicación definitiva de cada uno de los City Gate como parte del diseño del sistema de transporte.

g. Capacidad del sistema El sistema de transporte de gas natural deberá satisfacer, como mínimo, las siguientes capacidades: Tabla 5.19 Capacidades mínimas a satisfacer Tramo

Capacidad (MMPCD)

Tramo B: Estación Malvinas - Punto de conexión Tramo A: Punto de conexión - Central Térmica de Ilo

1 500 500

h. Condiciones mínimas de diseño En el punto de inicio:

Tabla 5.20 Condiciones mínimas de ducto: punto de inicio

Punto de inicio

Presión de recepción (barg) Temperatura máxima (°C)

Planta Malvinas

147

+45

En los puntos de entrega:

Tabla 5.21 Condiciones mínimas de ducto: punto de entrega Punto de entrega

Punto de conexión

Flujo mínimo de entrega* (MMPCD) 1 500

Central Térmica de Quillabamba

City Gate Quillabamba

City Gate Anta

City Gate Cusco

** Continua en la página siguiente.

126

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Viene de la página anterior.

Central Térmica y Petroquímica en Mollendo

275

Nueva central Térmica de Ilo

175

Gasoductos Regionales

***

Notas:* Los flujos mínimos de entrega para el diseño podrán ser modificados por el concesionario de acuerdo a la demanda real determinada como parte del diseño. Está modificación deberá estar debidamente justificada y enmarcada en las capacidades mínimas indicadas en el punto i) y deberá comunicarse con el concedente para su correspondiente aprobación. ** Los flujos mínimos y presiones mínimas de entrega para los City Gate indicados deberán ser determinados por el concesionario, como parte del diseño que éste deberá elaborar. *** Estos valores serán determinados por el concesionario como parte del Estudio de Ingeniería Básica Extendida (FEED) de los Gasoductos Regionales indicadosen las características técnicas y condiciones para el diseño, construcción, operación y mantenimiento del sistema de seguridad de transporte de líquidos.

El concesionario deberá asegurar la presión mínima de entrega de 50 barg y 40 barg en los puntos de entrega que consideren una central térmica o un City Gate, respectivamente. La presión mínima para los demás puntos de entrega se determinará en el diseño del sistema de transporte. El concesionario deberá realizar las coordinaciones con el operador de la Planta de Malvinas para determinar las condiciones del servicio de compresión de gas en el punto recepción. En caso de falla en el Tramo B, el concesionario se sujetará a las instrucciones que expida el concedente.

i. Características del ducto El concesionario deberá considerar para el diseño de los ductos las siguientes características mínimas: Tabla 5.22 Características mínimas de los ductos Tramo Tramo B: Malvinas - Punto de Conexión Tramo A:

Diámetro mínimo (Pulg) 32''

Punto de Conexión - Distrito de Urcos

32''

Distrito de Urcos - Punto de derivación hacia Mollendo

32''

Punto de derivación hacia Mollendo - Central Térmica en Ilo

24''

GS 1: Punto de derivación hacia Quillabamba - Central Térmica en Quillabamba

14''

GS 2: Distrito de Urcos - Provincia Cusco/Provincia de Anta

14''

GS 3: Punto de derivación hacia Mollendo - Central Térmica y Planta Petroquímica en Mollendo

24''

Espesor: Suficiente para soportar la presión interna, las cargas externas, corrosión interna y externa a las cuales se prevé que estarán expuestas durante y después de su instalación. Velocidad del gas: No será mayor a 20 m/s en las dieferentes secciones. Norma de fabricación: API 5L - Grado X70, PSL2.

127

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

j. Infraestructura del sistema El sistema de transporte de gas deberá incluir instalaciones y equipos necesarios para la operación segura, confiable, eficiente y económica. El concesionario deberá instalar, como mínimo, lo siguiente:

–– Una estación de medición de transferencia de custodia, constituida por un sistema de análisis de calidad de gas y un patín de medición a base de dos medidores ultrasónicos: ♦♦ En el punto de recepción del sistema.

–– Una estación de medición y regulación de transferencia de custodia, constituida por un sistema de análisis de calidad de gas y patín de medición, a base de medidores ultrasónicos, y control de flujo y presión: • En el punto de conexión, entre el KP 73 y KP 90, Cusco

–– Tres City Gate: ♦♦ En el punto de entrega, Quillabamba ♦♦ En el punto de entrega, Cusco ♦♦ En el punto de entrega, Anta

–– Estaciones de válvulas de seccionamiento –– Trampas de envío – recepción de herramientas de inspección/limpieza. –– Dos cuartos de control: Uno principal y uno alterno. Estos cuartos de control podrán contemplar la supervisión y control del sistema de transporte de líquidos.

1.3.2. Diseño, construcción, operación y mantenimiento del Sistema de Seguridad de Transporte de Líquidos El sistema de transporte de líquidos consiste en un ducto y las facilidades necesarias para el transporte de líquidos desde la Estación de Bombeo N° 1 (PS-1) de la empresa TGP hasta el punto de conexión con el sistema existente de transporte de líquidos. Este sistema ha sido diseñado para una presión máxima de 150 barg, teniendo en cuenta que la presión máxima de descarga de la PS-1 es 120 barg y que el caudal máximo es 130 MBPD. Las Bases para el diseño y construcción del sistema de transporte de líquidos señalan comprenden los aspectos siguientes:

128

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

a. Punto de recepción y entrega El punto de inicio del sistema de transporte de líquidos estará ubicado en la Planta de Separación de Malvinas, cuyas coordenadas UTM16 referenciales son: Norte 8 689 910 Este 724 020. El punto de entrega es el punto de conexión con el sistema existente de transporte de líquidos.

b. Punto de conexión del sistema Es un punto donde el sistema de transporte de líquidos se conectará con el sistema existente de transporte de líquidos. Este punto deberá estar ubicado en la misma progresiva que el punto de conexión del sistema de transporte.

c. Características de los líquidos Las siguientes características de los líquidos a tener en cuenta para el diseño del sistema de transporte de líquidos son referenciales. Las características de los líquidos serán proporcionadas por el titular de la Planta de Separación de Malvinas. Tabla 5.23 Fracción molar de líquidos de gas natural Componentes

Fracción molar (%)

Etano

0,7550

Propano

40,1990

i-Butano

6,8453

n-Butano

17,4160

i-Pentano

4,6908

n-Pentano

4,5269

Hexano

7,0105

Heptano

4,8503

Octano

5,3914

Nonano

2,5946

Decano

1,4848

Undecano

0,6224

Duodecano

1,5083

Benceno

1,9290

d. Capacidad del sistema El sistema de transporte deberá satisfacer, como mínimo, la siguiente capacidad: 16. UTM: Universal Transverse Mercator = Sistema universal transversal de coordenadas de Mercator.

129

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Tabla 5.24 Capacidad mínima a satisfacer Tramo del sistema

Capacidad (MBPD)

Tramo B: Malvinas- Punto de conexión del STL

130

e. Condiciones mínimas de diseño En el punto de inicio:

Tabla 5.25 Condiciones mínimas de diseño: Punto de inicio Punto de inicio

Presión de recepción (barg)

Temperatura máxima (°C)

Descarga de Estación de Bombeo N° 1

120

+45

En los puntos de entrega:

Tabla 5.26 Condiciones mínimas de diseño: Punto de entrega Punto de entrega

Flujo mínimo de entrega (MBPD)

Punto de conexión del STL

130

f. Características del ducto El concesionario deberá considerar para el diseño de los ductos las siguientes características mínimas: Tabla 5.27 Características mínimas del ducto Tramo

Diámetro (Pulg)

Tramo B: Malvinas- punto de conexión del STL

24''

g. Infraestructura del sistema Este sistema deberá incluir las instalaciones y equipos necesarios para la operación segura, confiable, eficiente y económica. El concesionario deberá instalar, como mínimo, lo siguiente:

–– Una estación de medición de transferencia de custodia, constituida por un sistema de análisis de calidad de los líquidos y un patín de medición a base de dos medidores ultrasónicos: ♦♦ En el punto de recepción del sistema. –– Estaciones de válvulas de seccionamiento –– Trampas de envío – recepción de herramientas de inspección/limpieza: –– Dos cuartos de control: Uno principal y uno alterno. La supervisión y control del sistema de transporte de líquidos podrán estar contemplados en los cuartos de control descritos anteriormente.

130

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

1.3.3. Diseño de los Gasoductos Regionales El concesionario deberá elaborar el FEED y el Estudio de Línea de Base de los gasoductos regionales para atender la demanda de las regiones anunciadas. Estos gasoductos regionales se iniciarán en el ducto troncal del Tramo A en un punto de derivación y terminarán en la ubicación del punto final definida por el concesionario. Estos gasoductos deberán llegar a las siguientes ciudades: Tabla 5.28 Puntos de entrega de ductos regionales Gasoducto Regional

Punto de entrega

Abancay (Región Apurímac)

Juliaca (Región Puno)

Arequipa (Región Arequipa)

Moquegua (Región Moquegua)

Tacna (Región Tacna)

El concesionario deberá determinar la ubicación del punto final, presión de entrega, capacidad, longitud, diámetro, entre otros para cada uno de los gasoductos como parte del Estudio de Ingeniería Básica Extendida (FEED) que deberá elaborar.

1.3.4. Diseño del Tramo C El concesionario deberá elaborar el FEED y el Estudio de Línea de Base del Sistema de Transporte en el Tramo C. Este sistema se iniciará en los puntos de conexión del sistema de transporte antes indicado hasta la Estación de Compresión de Chiquintirca y la Estación de bombeo N° 3 en Chiquintirca, respectivamente. Las bases para la elaboración del FEED son las siguientes:

a. Punto de inicio y final El punto de inicio para el gas y los líquidos serán los puntos de conexión indicados en los puntos anteriores. El punto final para el gas estará ubicado en la Estación de Compresión de Chiquintirca y para los líquidos estará ubicado en la Estación de Bombeo N° 3 (PS-3) en Chiquintirca. Las coordenadas UTM referenciales de la Estación de Chiquintirca son: Norte 8 690 200 Este 722 120.

b. Capacidad del sistema El sistema de transporte deberá satisfacer como mínimo las siguientes capacidades:

131

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Tabla 5.29 Capacidades mínimas de transporte Fluido

Capacidad

Tramo C: Gas

1 000 MMPCD

Tramo C: Líquidos

130 MBPD

c. Condiciones mínimas de diseño En los puntos de inicio, el concesionario deberá considerar las presiones de entrega definidas para el punto de conexión de gas y para el punto de conexión de líquidos, las cuales serían las presiones de recepción de los sistemas de transporte del Tramo C. En los puntos de entrega:

Tabla 5.30 Condiciones mínimas de diseño: puntos de entrega Punto de entrega

Flujo mínimo de entrega

Gas: Estación de compresión

1 000 MMPCD

Líquidos: Estación de Bombeo PS-3

130 MBPD

El concesionario deberá considerar que se requiere una presión mínima de entrega de 80 barg en la estación de compresión y 7 barg en la PS-3.

d. Características del ducto El concesionario deberá considerar para el diseño de los ductos las siguientes características mínimas: Tabla 5.31 Características de los ductos Fluido

Diámetro

Tramo C: Gas

32''

Tramo C: Líquidos

24''

e. Infraestructura del sistema El sistema de transporte de líquidos deberá incluir las instalaciones y equipos necesarios para la operación segura, confiable, eficiente y económica. El concesionario deberá considerar para el diseño, como mínimo, lo siguiente:

–– Dos estaciones de medición de transferencia de custodia, constituida por un patín de medición a base de dos medidores ultrasónicos: ♦♦ Gas: En el punto de llegada: E/C Chiquintirca ♦♦ Líquidos: En el punto de llegada: E/B PS-3

132

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

–– Estaciones de válvulas de seccionamiento –– Trampas de envío – recepción de herramientas de inspección/limpieza: –– La inclusión en el diseño de una estación de bombeo estará supeditada a que el concesionario determine que la estación de bombeo N° 2 (PS-2) existente no tendrá la capacidad suficiente para el Tramo C.

1.3.5. Consumidores iniciales De acuerdo al contrato de concesión del proyecto de Mejoras a la Seguridad Energética del país y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano, los consumidores iniciales de dicho proyecto son los siguientes: Tabla 5.32 Consumidores iniciales del Gasoducto Sur Peruano Descripción

Demanda de capacidad de transporte

Consumidores Iniciales del Nodo Energético y la Central de Quillbamba Enersur (Planta N° 2) Samay I Central Térmica de Quillabamba Consumidores Iniciales - Otros Generadores Enersur (Planta Ilo 31)

120 MMPCD

Andes Mining and Energy Corporate

90 MMPCD

Generalima

168 MMPCD

Illapu Energy

37,5 MMPCD

Consumidores Iniciales - Clientes Industriales Southern Perú

4,3 MMPCD

Aceros Arequipa

1 MMPCD

Industrias Cachimayo

7 MMPCD

Cementos Sur

6 MMPCD

Cementos Yura

27 MMPCD

2. Sistemas ‘virtuales’ o móviles Para entender el funcionamiento del transporte de gas natural por medios móviles se debe tomar en cuenta que existen consumidores potenciales de gas natural alejados de los sistemas de ductos de transporte y distribución cuya demanda requiere ser atendida por medios ‘no convencionales’. Estas ‘nuevas’ formas de transporte permiten superar los problemas derivados de la ausencia de redes y atender la demanda de este tipo de consumidores, en tanto se desarrollan los sistemas de ductos cuando ello sea posible.

133

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Los sistemas móviles de transporte terrestre de gas natural, conocidos como ‘gasoductos virtuales’17, son usados en distancias relativamente cortas con el empleo de camiones especialmente acondicionados para este fin. Existen diversas tecnologías desarrolladas en este campo que permiten abastecer a lugares cuya demanda resulta pequeña y no justifica económicamente la construcción de un gasoducto. Hay dos opciones en esta modalidad de transporte: como GNC y como GNL.

2.1. Gas natural comprimido El gas natural comprimido (GNC) es el gas natural que ha sido sometido a compresión, a una presión máxima de 250 bar, para su posterior almacenamiento, transporte y/o comercialización. Debido al proceso adicional de descompresión, el GNC se considera como un producto diferente al gas natural que la concesionaria suministra por la red de distribución. Una vez que el gas natural es comprimido y se ha reducido su volumen en 250 veces en una estación de compresión18, el producto es cargado en un camión para su transporte a un destino remoto, donde el GNC es descomprimido para su posterior empleo en plantas industriales o su comercialización en estaciones de gas natural vehicular (GNV). A la fecha, el país cuenta con seis estaciones de carga de GNC. Foto 5.2 Transporte de GNC - Sistema Galileo

Fuente: Galileo

–– Cadena de suministros de GNC A modo de ejemplo, el gráfico 5.15 de la página siguiente, los principales procesos de un sistema ‘virtual’ de transporte y distribución de gas natural comprimido, que moviliza el combustible desde la estación y de compresión hasta el domicilio de los consumidores. Estos procesos son los siguientes: 17. Término acuñado y patentado por la empresa argentina Galileo 18. Establecimiento que cuenta con los equipos necesarios para realizar el proceso de compresión y almacenamiento a una presión máxima de trabajo de 250 bar, para su posterior transporte y comercialización de GNC.

134

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Gráfico 5.15 Eslabones del gasoducto virtual

Fuente: Galileo; Elaboración propia.

135

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

♦♦ ♦♦ ♦♦ ♦♦ ♦♦

Compresión del gas natural en los módulos de transporte. Carga y descarga de módulos de transporte. Transporte del gas (en los módulos) hacia centro de consumo Entrega del GNC a los usuarios: de GNV e industriales. Retiro de módulos vacía para su transporte a la ‘estación madre’.

De la misma manera, en el gráfico 5.16 se muestran los componentes de una ‘estación madre’ de compresión de gas natural. Gráfico 5.16 Esquema de una estación de compresión (GNC)

Fuente: Gascop

2.2. Gas Natural Licuado (GNL) Para este sistema de transporte se replica lo indicado en el caso de los buques metaneros, debido a que el gas natural se enfría a -161°C, convirtiéndolo en líquido (GNL) reduciendo en 600 veces su volumen. Al igual que en el caso anterior, el transporte de GNL constituye un ‘gasoducto virtual’. Debido a la magnitud de la reducción de volumen, esta opción permite transportar mayor cantidad de gas hacia puntos distantes. Sin embargo, para que su uso sea viable, es necesario contar en el destino con plantas de regasificación, para su posterior distribución final como gas natural vehicular (GNV) o simplemente inyectarlo en una red de distribución domiciliaria.

136

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

En el Perú el transporte de GNL en camiones se está desarrollando a través de iniciativas promovidas por ProInversión así como por la asociación Repsol-Petroperú. En estos casos, el GNL se obtendría en la planta de licuefacción de Pampa Melchorita ubicada al sur de Lima y se transportaría hacia diversas ciudades del país ubicadas a distancias de hasta 1 100 km. Por otro lado, como se indicó anteriormente, esta opción requiere de una infraestructura que permita convertir el GNL a gas natural en el punto de llegada de los camiones (infraestructura que se tendría que desarrollar). Al respecto, ProInversión ha concesionado el programa de masificación del gas natural que abastecerá con GNL a once ciudades del norte y sur del país durante un lapso de 21 años (para atender industrias, usuarios residenciales y otros) Foto 5.3 Transporte de GNL - Cisterna aislada al vacío

Fuente: Portal Gas Services

–– ¿Por qué usar GNC? Cuando la demanda procede de poblaciones alejadas de los gasoductos y su magnitud no justifica económicamente la construcción de ductos, se puede utilizar el sistema de gas natural comprimido. En algunos países, como Argentina y Colombia, se ha utilizado el suministro de GNC para crear polos de desarrollo o una cultura del gas natural mientras se construyen las redes de gasoductos.

–– ¿Por qué usar GNL? El sistema de transporte de gas natural licuado (GNL) se justifica cuando los centros de demanda del combustible se encuentran a distancias relativamente gran-

137

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

des con respecto a los centros de producción, como se ha explicado en los párrafos iniciales del presente capítulo. El transporte terrestre de GNL, como se ha dicho, requiere cisternas especialmente acondicionados para tal fin. Gráfico 5.17 Cadena de valor GNL

Fuente: Osinergmin. Elaboración propia.

3. Sistemas móviles concesionados Como se ha indicado en el punto anterior, el transporte de gas natural por medios móviles se ha concesionado recientemente (2013) en el país, en dos concursos o licitaciones: una efectuada por el Ministerio de Energía y Minas, y la otra efectuada por ProInversión. Las empresas ganadoras son las siguientes: • Graña y Montero Petrolera (concesión sierra centro-sur) • Gases del Pacífico (concesión norte) • Gas Natural Fenosa Perú (concesión sur oeste)

138

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

3.1. Concesión sierra centro-sur El 16 de julio de 2013 el Estado, a través del Ministerio de Energía y Minas adjudicó a la empresa Graña y Montero Petrolera (GMP) la buena pro del proyecto para la distribución de gas natural comprimido y vehicular en las ciudades de Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo, Jauja, Cusco, Juliaca y Puno. Este proyecto consiste en brindar el suministro de GNC a las diez ciudades antes indicadas, a través de la instalación de un gasocentro en cada una de éstas, con lo que se inicia el proceso de masificación de gas natural, desarrollando inicialmente el consumo de GNV a través de la conversión del parque automotor de dichas zonas para puedan operar con el nuevo energético. Posteriormente, a partir de la instalación y operación de los gasocentros en las ciudades indicadas se proyecta tender redes de distribución residencial de gas natural a las viviendas cercanas a los referidos gasocentros. Posteriormente, el 17 de octubre de 2013, se suscribió el correspondiente contrato de Asociación Público Privada entre la empresa GMP y el Estado peruano, luego de la publicación de la Resolución Suprema N° 065-2013-EM que autoriza la suscripción de dicho contrato. Se estima que este proyecto beneficiará a no menos de 8 000 vehículos convertidos a GNV en las diez ciudades seleccionadas en una primera etapa y, en una segunda etapa, a 20 mil unidades y mediante redes domiciliarias de distribución de gas a unos 250 mil peruanos.

3.1.1. Características del sistema de abastecimiento Conforme a lo indicado en el Anexo 1 del contrato antes mencionado, las características técnicas y condiciones para el diseño, construcción y operación del sistema de abastecimiento se detallan a continuación: ♦♦ Estación de compresión Las características mínimas requeridas para el funcionamiento de la Estación de Compresión, es que cuente al inicio con dos compresores que trabajen a una capacidad de 3 000 m3 por hora, cada uno. Además, dicha estación deberá de permitir el abastecimiento y carga de GNC al proyecto del Gobierno Regional del Cusco (GOR), denominado “Qosqo Gas”, así como otros proyectos regionales que serán señalados por el Comité de Inversión o Administrador del contrato.

139

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

En agosto de 2013, el Ministerio de Energía y Minas y TGP negociaron la Derivación Principal Ayacucho al gasoducto existente, desde la válvula de Tocto hasta la Estación Terminal Huamanga. Desde la Estación Terminal Huamanga, el Gobierno Regional (GOR) de Ayacucho construirá un ducto hasta el terreno donde se ubicará la Estación de Compresión y la Estación de GNV Huamanga. El proyecto del GOR comprende la construcción del ducto desde la estación terminal de Huamanga hasta el terreno donde se ubicaría el: i) City Gate de Ayacucho; ii) la estación de compresión Huamanga como parte del contrato; y iii) la estación de GNV Huamanga. La estación de compresión Huamanga, desde donde se abastecería de GNC a los camiones con este hidrocarburo para su distribución a las ciudades indicadas estará ubicada en el terreno cedido por el GOR de Ayacucho. ♦♦ Almacenaje de GNC La capacidad mínima de almacenaje de cada tanque deberá ser de 6 000 m3, a condiciones estándar, con una presión de trabajo de 250 bares. ♦♦ Camiones o tractos para el traslado de los tanques La capacidad mínima de carga recomendable de los camiones será de 30 toneladas métricas, o en el tonelaje necesario para mover las carretas desde la ciudad de Ayacucho hasta las ciudades señaladas donde se ubican las estaciones del GNV del contrato, teniendo en cuenta la información y restricciones de las rutas nacionales. ♦♦ Estaciones de GNV La estación de GNV para las ciudades de Huancayo, Juliaca y Puno, deberá contar como mínimo con dos compresores instalados al inicio, con una capacidad mínima de trabajo de compresión de 600 m3 por hora, a condiciones estándar, por cada compresor. Para las ciudades de Jauja, Huancavelica, Andahuaylas y Abancay, la estación de GNV deberá de contar con un mínimo de un compresor de 600 m3 por hora, a condiciones estándar, y además, dicha estación deberá estar acondicionada para instalar un compresor adicional de las mismas características en caso se requiera por la demanda. La estación de GNV de Huamanga y Huanta estará a cargo del proyecto a ser ejecutado por el GOR de Ayacucho.

140

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Gráfico 5.18 Sistema de abastecimiento de gas natural

Fuente: MINEM

En caso que el Gobierno Regional de Ayacucho no construya las estaciones de GNV en las ciudades de Huamanga y Huanta en un plazo máximo de tres meses contados desde la puesta en operación comercial del sistema de abastecimiento de gas natural comprimido y de gas natural vehicular, la empresa adjudicataria iniciará la construcción de dichas estaciones con el correspondiente reconocimiento de los costos ofertados. La estación de GNV deberá de contar con una isla de llenado y suministro, con dos dispensadores de GNV, cada uno de los cuales deberá tener dos mangueras, Además, cada uno de los dispensadores de GNV deberá de contar con la tecnología del Sistema POF, o denominado también ‘Sistema de Carga Inteligente por Chip’.

141

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Tabla 5.33 Estaciones de compresión y de GNV Estación de compresión

Capacidad Mínima (m3/h)

Ciudad

Huamanga1

6000

Huamanga

Rumichaca2

3000

Rumichaca

Tocto2

3000

Tocto

Huancavelica3

3000

Huancavelica

Estación de GNV

Capacidad Mínima (Mm3/h)

Ciudad

Jauja4

600

Jauja

Huancayo5

600

Huancayo

Huancavelica4

600

Huancavelica

Andahuaylas4

600

Andahuaylas

Apurímac4

600

Apurímac

Juliaca5

600

Juliaca

Puno5

600

Puno

1. Estación base del sistema. En caso de retraso se verá la posibilidad de instalar temporalmente la Estación Rumichaca o Tocto. 2. Posibles opciones temporales de Estación de Compresión para atender el sistema de GNC en caso el retraso de la Estación Huamanga. 3. Posible futura Estación de Compresión en caso se desarrolle el Ramal Huancavelica. 4. Estaciones de GNV con compresor para atender la demanda 5. Estaciones de GNV con dos compresores para atender la demanda.

3.2. Concesión norte y sur del país El 25 de julio de 2013, el Estado peruano adjudicó el proyecto de Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional. Los adjudicatarios fueron:

–– Concesión Sur Oeste: Gas Natural Fenosa –– Concesión Norte: Consorcio Promigas - Surtigas. (Gases del Pacífico) La concesión Suroeste abarcará las regiones de Arequipa, Moquegua y Tacna, mientras que la concesión Norte cubrirá las regiones de Ancash, La Libertad, Lambayeque y Cajamarca. Las concesiones comprenden lo siguiente:

–– Carga de GNL en Pampa Melchorita (cargadero de Perú LNG) –– Transporte hasta las ciudades a abastecer: La flota de camiones cisterna se abastecerán del cargadero en Pampa Melchorita y descargarán en las terminales satélites de regasificación o City Gates.

–– Regasificación (plantas satélite) –– Distribución (redes de ductos): Suministro de gas natural a usuarios finales en cuatro segmentos (residencial, comercial, industrial y GNV)

142

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

–– Comercialización. El GNL proveniente de Pampa Melchorita será transportado mediante una flota de camiones cisternas que descargarán el hidrocarburo en una planta de regasificación, donde se realizará el proceso de conversión del GNL a gas natural en estado gaseoso, para luego suministrarlo por redes de distribución a las zonas de consumo. Posteriormente, el estado firmó contrato con las concesionarias y el 18 de octubre de 2013, se publica en el diario oficial El Peruano con Resoluciones Supremas N° 067-2013-EM y N° 068-2013-EM, que otorga las concesiones norte y sur oeste a Gases del Pacífico y Gas Natural Fenosa Perú, respectivamente.

3.2.1. Planta de licuefacción de gas natural (Perú LNG) La empresa Perú LNG procesa gas natural seco para pasarlo de su estado gaseoso al estado líquido (denominado gas natural licuado o GNL), para hacer posible su despacho y transporte hacia mercados de exportación. El gas natural seco llega a la planta de licuefacción de Pampa Melchorita en Pisco mediante un ramal que, en la zona de Chiquintirca en Ayacucho, se conecta al ducto principal de TGP que transporta +el gas natural a Lima, como se muestra en el gráfico siguiente. Gráfico 5.19 Trazo del gasoducto de Perú LNG

Fuente: Peru LNG

La industria de licuado del gas natural tiene los siguientes componentes: ♦♦ La planta de licuefacción de gas natural de Pampa Melchorita, en la costa de la provincia de Cañete, al sur de Lima, a la altura del kilómetro 170 de la carretera Panamericana Sur, que incluye un terminal marítimo.

143

144

Fuente: Peru LNG

Tanques especiales y buques metaneros

Planta de Licuefacción

Intercambiador Criogénico

Gráfico 5.20 Planta de licuefacción de Melchorita

Limpieza Co2

Filtro 1 Limpieza H2O

Filtro 2 Limpieza Mercurio

Filtro 3

Tanque Reductor de Presión de Entrada

Tren de Proceso

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo Gráfico 5.21 Planta de regasificación de GNL

Fuente: Enagas

145

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

♦♦ Un gasoducto de 34 pulgadas y 407 km de longitud, que parte de Chiquintirca en Ayacucho y pasa por Huancavelica e Ica antes de llegar a Lima. La planta de licuefacción de Pampa Melchorita. Este gasoducto transporta gas natural seco para su licuefacción y posterior exportación. En la planta de licuefacción se produce el gas natural licuado (GNL) mediante un proceso de purificación y enfriamiento, a través del cual el gas pasa de su estado gaseoso al estado líquido, reduciendo su volumen hasta en 600 veces, facilitando así su almacenamiento y posterior estiba y transporte en barcos de características especiales denominados buques metaneros. La Planta de Perú LNG tiene una capacidad nominal de 4,4 millones de toneladas anuales, lo que significa que está en capacidad de procesar 620 MMPCD de gas natural seco. Luego de ser enfriado, el GNL se deposita en dos grandes tanques de almacenamiento de 130 mil m3 a presión atmosférica para su posterior embarque en los buques metaneros. Para la carga del gas licuado, la planta cuenta con una terminal marítima con un muelle de carga y un canal de navegación. Las instalaciones marítimas también incluyen un rompeolas para el acoderamiento seguro de los buques metaneros, que llevarán el GNL a los países de destino de la exportación. Una vez que el GNL llega al país de destino, el producto es desembarcado en una planta de regasificación para ser transformado a su estado inicial, tal como se muestra en el gráfico 5.21 de la página anterior. Actualmente la empresa Perú LNG está construyendo el terminal terrestre para camiones de carga que servirán para el suministro de GNL a las cisternas que llevarán el hidrocarburo a las zonas de abastecimiento ubicadas en el interior del país. En el caso de la concesión del proyecto de Masificación del gas natural con GNL (norte y suroeste del país), las empresas Gases del Pacífico y Gas Natural Fenosa Perú deberán tomar el hidrocarburo en la Planta de Licuefacción ubicada en Pampa Melchorita, donde los camiones cisterna serán cargados con GNL para su posterior transporte hasta una planta de regasificación ubicada en la zona de consumo, donde el GNL volverá a su estado gaseoso por medio de un proceso de vaporización.

3.2.2. Transporte virtual Otro paso importante dentro de las concesiones mencionadas es el transporte del GNL en medios móviles (cisternas). Como se ha mencionado en el punto anterior, una vez que la cisterna ha sido cargada con GNL, la unidad se moviliza hasta la zona de consumo, donde se descarga el hidrocarburo para su posterior conversión a gas natural en estado gaseoso en una Planta de Regasificación.

146

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

Estas unidades para el transporte terrestre de GNL son cisternas aisladas térmicamente para poder contener el líquido en su interior (‐160º C) el tiempo suficiente para poder realizar las operaciones de suministro. Ello no quiere decir que sean refrigeradas, ya que todos los materiales en contacto con el líquido criogénico tienen que ser materiales resistentes a las bajas temperaturas (acero inoxidable, bronce, aluminio, etc.) Gráfico 5.22 Tipo de recorrido del transporte de GNL

Fuente: Latin Energy

El tipo de transporte de GNL para estas concesiones se realizará a través de viajes con carga desde el punto de suministro (pampa Melchorita) hasta las zonas de concesión, tal como se aprecia en el gráfico 5.22. Gráfico 5.23 Ruta de transporte terrestre de GNL concesión norte

Fuente: Latin Energy

147

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

En el caso de la concesión norte, que implica el suministro del hidrocarburo a siete localidades, cada cisterna realizaría el viaje con carga y descarga en un tiempo promedio de 72 horas. Por su parte, la concesión suroeste, implica el suministro de GNL a cuatro localidades, donde cada cisterna realizará el viaje redondo con carga y descarga en un tiempo promedio de 78 horas. Gráfico 5.24 Ruta de transporte terrestre de GNL concesión suroeste

Fuente: Latin Energy

De acuerdo con informes de Proinversión, las concesiones de transporte de GNL presentan las características siguientes: ♦♦ Fletes máximos por concesión □□ Concesión Norte: 3,32 US$/MMBTU □□ Concesión Suroeste: 3,38 US$/MBTU ♦♦ Distancia Media Ponderada □□ Concesión Norte: 786 Km. □□ Concesión Suroeste: 895 Km. ♦♦ Capacidad de Transporte de la unidad de transporte: 0,8 MMPC ♦♦ Cálculo del flete de transporte GNL □□ Considera un periodo de evaluación del proyecto de 5 años. □□ Considera una capacidad de 38 m3 de GNL (equivalentes a 22 712 m3 de gas natural a condiciones estándar), para cada unidad de transporte GNL.

148

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

□□ Considera una distancia media de abastecimiento para cada concesión de distribución. Conforme a todas las características mencionadas se concluye que en el primer año de las concesiones norte y suroeste se tendrá una demanda de 10,59 MMPCD y 4,61 MMPCD, respectivamente, tal como se puede ver en las tablas siguientes. Tabla 5.34 Transporte terrestre de GNL al norte Descripción

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Demanda (MMPCD)

10,59

10,83

12,84

13,28

13,73

Cantidad de camiones acumulado*

Número de camiones a cargar por día*

* El número de camiones se calcula con el viaje redondo para cada localidad. Fuente: Osinergmin

Tabla 5.35 Transporte terrestre de GNL al suroeste Descripción

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Demanda (MMPCD)

4,61

4,68

5,19

5,82

6,27

Cantidad de camiones acumulado*

Número de camiones a cargar por día*

* El número de camiones se calcula con el viaje redondo para cada localidad. Fuente: Osinergmin

149

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

El FISE y el Plan de Acceso Universal a la Energía “En abril de 2012 el Gobierno peruano promulgó la Ley N° 29852 que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos (SISE) y el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) como un sistema de compensación energética, que permita brindar seguridad al sistema, así como de un esquema de compensación social y de servicio universal para los sectores vulnerables de la población”19 Conforme al artículo 5° de la Ley antes indicada, el FISE tiene como fines: •

Masificación del uso del gas natural (residencial y vehicular) en los sectores vulnerables.

•

Compensación para el desarrollo de nuevos suministros en la frontera energética, como células fotovoltaicas, paneles solares, biodigestores, entre otros, focalizándose en las poblaciones más vulnerables.

•

Compensación social y promoción para el acceso al GLP de los sectores vulnerables urbanos y rurales.

•

En tanto, en mayo de 2013, se aprobó el ‘Plan de Acceso Universal a la energía 2013 - 2022’20, que fue creado sobre la base del planteamiento de las Naciones Unidas a fin de lograr el objetivo global del acceso universal a la energía para el año 2030, el mismo que comprende: i) el acceso universal a la energía moderna; ii) el cambio de la matriz energética en favor de las energías renovables; y iii) el mejoramiento de la eficiencia energética.

Este Plan tiene como objetivo promover, desde el ámbito energético, un desarrollo económico eficiente, sustentable con el medio ambiente y con equidad, implementando proyectos que permitan ampliar el acceso universal al suministro energético, priorizando el uso de fuentes energéticas disponibles, debiendo establecer su viabilidad técnica, social y geográfica de los proyectos mencionados, con el objeto de generar una mayor y mejor calidad de vida de las poblaciones de menores recursos en el país, en el periodo 2013 – 2022. Entre los objetivos específicos de este Plan están: i) el acceso a las tecnologías/combustibles para cocinar y calentar: cocinas mejoradas, gas natural, GLP, 19. Boletín FISE, Año 1 - N° 1, Osinergmin – Proyecto FISE. 20. Resolución Ministerial N° 203-2013-MEM/DM.

150

Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

biogás (biodigestores)21, y ii) la prioridad en los usos productivos de la energía, tales como: mejora de productividad (bombeo de agua, mecanización, entre otros), procesando productos agrícolas para su comercialización y combustible para el transporte; en este último caso, se debe priorizar proyectos para el suministro y uso del gas natural, en los lugares con poblaciones de menores recursos22, con el propósito de promover su bienestar y del desarrollo económico en el marco de la política de “inclusión social”. Asimismo, dentro de los ‘Lineamientos de Política aplicables al Plan de Acceso Universal a la Energía’ está: “garantizar el transporte y suministro de Gas Natural para implementar sistemas de calentamiento en las zonas alto andinas con presencia de friaje, para reducir la mortalidad infantil y elevar la calidad de vida de las regiones con bajos recursos”23 Dentro de los mecanismos para el acceso universal a la energía se cita a los ‘programas de promoción de masificación del uso del gas natural’ y los recursos para la implementación del Plan serán los siguientes: •

El Fondo de Inclusión Social Energético (FISE),

•

Transferencias del Sector Público

•

Fondos creados por el Estado

•

Fuentes de ﬁnanciamiento externo

•

Aportes, asignaciones y donaciones

•

Recursos a través de convenios

21. La FAO enfoca sus esfuerzos en el campo energético de una manera estrechamente ligado a la problemática general del desarrollo rural. A través de sus trabajos con el Grupo Latinoamericano y del Caribe sobre Energización para un Desarrollo Rural Sostenible (GLAERS), desarrolló el concepto mismo de la “energización” y se ha abocado a incorporarlo en planes y programas de desarrollo agrícola, forestal, pecuario y de servicios. 22. Según el acápite 8.1 del Plan de Acceso Universal a la Energía, las poblaciones objetivo son aquellas localidades ubicadas en el área de influencia de los sistemas de transporte de gas natural, sean éstos por ductos, GNC o GNL, que a la fecha vienen operando y que se prevé entren en operación en los próximos diez (10) años, priorizando la población de menores recursos para uso residencial y vehicular. Se procederá a ubicar primero las localidades dentro de ciudades definidas por el MINEM con el apoyo de los gobiernos locales y regionales, de tal forma de desarrollar la cultura del gas natural, y a la vez utilizar la sinergia del GNV y la red residencial. En el sector residencial se considerará la población de bajos recursos, de acuerdo a la categorización del INEI. En el sector vehicular, se considerará vehículos que presten servicio de transporte urbano, interprovincial u otros, en lugares técnica y eficientemente viables 23. Artículo 5, inciso d) del Plan de Acceso Universal a la Energía 2013 – 2022.

151

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

•

Recursos considerados en el Plan Nacional de Electriﬁcación Rural 2013 – 2022.

•

Otros recursos

También se hace hincapié que los mecanismos aplicables: i) a la masificación del gas natural en el sector residencial serán subsidiados en parte o en su totalidad (referidos al precio de venta del gas natural24, costo total del suministro de gas natural y la Tubería de Conexión o derecho de conexión, la Acometida e instalación interna), además de garantizar la construcción de infraestructura para el suministro de GNC, en las localidades donde se promueva proyectos de inversión privada para la masiﬁcación del gas natural, y ii) a la masificación del gas natural en el sector vehicular serán el subsidio al precio de venta del GNV25, y la aplicación de préstamos, con facilidades, para el ﬁnanciamiento de los costos de conversión de vehículos y/o la compra de vehículos nuevos que utilicen el GNV, en un período de cinco (5) años. En el Plan de Acceso Universal a la Energía, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) ha definido los proyectos de masificación del uso de gas natural en el país y las metas a alcanzar (ver tablas 5.36 y 5.37), pero el FISE hasta el momento no ha realizado desembolso alguno para este fin, ya que los proyectos deben ser previamente calificados por el MINEM. Tabla 5.36 Proyectos para la Masificación del uso de gas natural (Residencial y GNV) Proyectos 1

Masiﬁcación del Uso del Gas Natural, utilizando GNC, en las ciudades de Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo, Jauja, Cusco, Juliaca y Puno (Primera Etapa)

Distribución de Gas Natural por red de ductos, abastecidos por GNC, en las ciudades de Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo, Jauja, Cusco, Juliaca y Puno (Segunda Etapa)

Conversión de vehículos a GNV en las ciudades de Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo, Jauja, Cusco, Juliaca y Puno.

Masiﬁcación del Uso del Gas Natural, utilizando GNC o GNL, en las ciudades de Arequipa, Camaná, Moquegua, Ilo y Tacna (Primera Etapa)

24. Con la finalidad de equiparar el precio promedio de venta en Lima. 25. idem..

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Capítulo V: Transporte del gas natural de Camisea a los centros de consumo

Distribución de Gas Natural por red de ductos, abastecidos por GNC o GNL, en las ciudades de Arequipa, Camaná, Moquegua, Ilo y Tacna (Segunda Etapa)

Conversión de vehículos a GNV en las ciudades de Arequipa, Camaná, Moquegua, Ilo y Tacna.

Masiﬁcación del Uso del Gas Natural, utilizando GNC, en ciudades del norte del país (Primera Etapa)

Distribución de Gas Natural por red de ductos, abastecidos por GNC, en ciudades del norte del país (Segunda Etapa)

Conversión de vehículos a GNV en las ciudades del norte del país

Nota: Los proyectos deben considerar su viabilidad técnica, social y geográfica. En el caso de los proyectos de conversión de vehículos se debe priorizar el transporte público y en los proyectos de masificación de GN para uso residencial se debe considerar los puntos de acceso acorde al área geográfica y necesidades energéticas insatisfechas de la población.

Tabla 5.37 Metas de los proyectos de masificación de gas natural Proyectos 1 2

Proyectos para la Masiﬁcación del Uso del Gas Natural (Residencial y GNV)

Cantidad de Beneficiarios

Unidad

Plazo

50 000

Hogares

2016

10 000

vehículos

2016

153

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

154

Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

Capítulo VI Distribución de gas natural en las concesiones vigentes La masificación del gas natural, que es el tema central de esta publicación, reposa necesariamente en la expansión de la red de distribución para poner al gas natural frente al domicilio de los consumidores y en el crecimiento del número de usuarios conectados a la red, tanto en la ciudades que hoy cuentan con redes de distribución del hidrocarburo, como en aquellas otras que se incorporarán al consumo de este combustible en el proceso de masificación del empleo del gas natural.

155

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

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Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

Capítulo VI Distribución de gas natural en las concesiones vigentes 1. Concesión de Lima y Callao (Cálidda) Como se explica en el capítulo referido al transporte de gas natural, en febrero de 2000, el Estado otorgó a Transportadora de Gas del Perú (TGP) la concesión de la distribución de gas natural por red de ductos en la Región Lima y la Provincia Constitucional del Callao1. Luego, el 02 de mayo del 2002 se firmó el contrato de cesión en el cual TGP, con autorización del Estado2, cedió a la empresa Gas Natural de Lima y Callao (Cálidda) su posición contractual en lo referente a la distribución. De esta manera Cálidda asumió la titularidad de la concesión de distribución de gas natural en Lima y Callao, teniendo a Suez - Tractebel como operador estratégico. Posteriormente, y como consecuencia de la compra del 100% de las acciones del Grupo Suez en Cálidda por parte de AEI y Promigas, AEI fue nombrado operador estratégico de la distribución en reemplazo de Suez - Tractebel. Este acuerdo fue aprobado también por el Estado3. La concesión4 fue otorgada por un plazo de 33 años, contados desde el 09 de diciembre del 2000, que puede prorrogarse por períodos de 10 años sin sobrepasar un plazo máximo acumulado de 60 años. El área de la concesión está definida por la Región Lima y la Provincia Constitucional del Callao. El servicio de distribución materia del contrato BOOT tiene carácter 1. Resolución Suprema N° 103-2000-EM. 2. Resolución Suprema N° 015-2002-EM. 3. Resolución Suprema N° 028-2007-EM. 4. Resolución Suprema N° 015-2002-EM.

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

exclusivo en toda el área de la concesión durante el plazo de la misma. No obstante, luego de un plazo de 12 años contados desde la puesta en operación comercial (20 de agosto del 2004), el área de la concesión se podrá reducir por resolución de la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del MINEM, a fin de excluir el área que no sea atendida por Cálidda y siempre que hubiera transcurrido el plazo de 20 días hábiles que le otorga el Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos5 (Reglamento) para ejercer su derecho de preferencia. De acuerdo al Contrato BOOT, la distribución de gas natural en Lima y Callao se realiza a través un sistema de redes de ductos que comprende las siguientes instalaciones: a. La Red Principal de Distribución; y b. Las Otras Redes

1.1. Red Principal de distribución La Red Principal de distribución comprende a su vez las siguientes instalaciones: i) el gasoducto troncal con sus trampas de lanzamiento y recepción, y sus ramales iniciales; ii) el ‘City Gate’, y iii) las válvulas de bloqueo de líneas, las estaciones reguladoras de presión y medición, entre otros componentes.

1.1.1. La red troncal de distribución Esta red está constituida por un ducto de acero de 20 pulgadas de diámetro, con una longitud de 62 kilómetros, cuyo trazo se inicia en el ‘City Gate’, en Lurín, y termina en la central termoeléctrica de Etevensa, en Ventanilla. En su recorrido, atraviesa catorce distritos (once de Lima Metropolitana y tres del Callao). Comprende además 23 kilómetros correspondientes a los ramales construidos para atender a los ‘clientes iniciales’ del Proyecto Camisea6. Opera en alta presión y su capacidad máxima de transporte es de 7,2 millones de metros cúbicos de gas natural por día. En su construcción se emplearon 5 000 tubos de acero cada uno de 12 metros de longitud y 1,5 toneladas de peso. Al inicio y al final de su recorrido se encuentran las trampas de lanzamiento y

5. Texto Único Ordenado aprobado mediante Decreto Supremo N° 040-2008-EM. 6. Electroperú (que cedió su posición contractual a Etevensa), Alicorp, Sudamericana de Fibras, Cerámica Lima, Vidrios Industriales, Corporación Cerámica y Cerámica San Lorenzo, que contrataron la compra de gas de Camisea antes de su puesta en operación comercial.

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Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

recepción de scrapers7. La operación de estas instalaciones para el pasaje de scrapers es estrictamente local y no se puede llevar a cabo en forma remota. La trampa de lanzamiento se ubica en el predio de TGP, en Lurín, y la trampa de recepción de scraper, denominada terminal station, se ubica en un predio de propiedad de Cálidda, situado en la avenida Néstor Gambetta, en la Provincia Constitucional del Callao. A fin de proteger al sistema de la corrosión externa, todas las tuberías de acero del sistema de distribución enterradas cuentan con un revestimiento aislante o cobertura exterior y un sistema de protección catódica. El sistema de protección catódica funciona con el suministro de corriente proveniente de equipos rectificadores ubicados en tres puntos de la traza. Para el monitoreo del funcionamiento del sistema de protección catódica se cuenta con dos señales remotas desde el sistema SCADA8. La efectividad de este sistema se verifica a través de la toma de potencial en los puntos de monitoreo ubicados cada 0,5 kilómetros a lo largo de la traza del gasoducto. La construcción de la red troncal comenzó inmediatamente después de la suscripción del contrato de cesión de la distribución a Cálidda (Agosto de 2002), y su operación comercial se inició formalmente en agosto de 2004, luego de varios meses de pruebas. Gráfico 6.1 Red Principal de distribución de gas natural en Lima y Callao

Fuente: Cálidda

7. Elementos utilizados para la limpieza o inspección interna del gasoducto. 8. SCADA, del inglés System of Control and Data Acquisition, que significa Sistema de Adquisición y Control de Datos a Distancia.

159

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

1.1.2. El ‘City Gate’ El City Gate constituye la primera instalación de un sistema de distribución. Es la ‘puerta de entrada’ del gas natural a la ciudad. En el caso de Cálidda, se ubica en Lurín, en el predio donde también están ubicadas las instalaciones de TGP. Su función principal es reducir la presión de entrega y recepción del sistema de transporte de TGP a la red troncal del sistema de distribución que opera Cálidda. Esta reducción de presión es absolutamente necesaria ya que el sistema de transporte trabaja a una presión máxima de 153 bares, mientras que la presión máxima de diseño del sistema de distribución es de 50 bares; todos esto en cumplimiento de las normas técnicas establecidas en el Reglamento de Distribución. Como funciones secundarias del ‘City Gate’, igualmente importantes, se considera el calentamiento, la odorización y la medición del gas. ♦♦ El calentamiento del gas es necesario para permitir que los equipos del ‘City Gate’ trabajen en los rangos de temperaturas adecuados y no se presente humedad externa en la tubería ni equipos, que cree corrosión. ♦♦ La odorización es un proceso mediante el cual se añade al gas natural un olor característico para que en caso de fuga pueda ser percibido o detectado con mayor facilidad. ♦♦ La medición, como su nombre lo indica, permite conocer y registrar los volúmenes de entrega/recepción del gas natural del sistema de transporte al sistema de distribución. Para cumplir con todas estas funciones, el City Gate cuenta principalmente con los siguientes equipos: ♦♦ Válvula de entrada al City Gate: permite aislar el City Gate de las instalaciones de transporte en caso de una emergencia. Esta operación se puede realizar en forma local o remota. ♦♦ Sistema de calentamiento del gas: se realiza con fuego indirecto en baño de agua. El calor suministrado a la corriente de gas que pasa por los serpentines inmersos en el baño de agua es necesario para compensar el efecto Joule-Thompson. Este efecto consiste en formar hidratos como consecuencia de las bajas temperaturas, inclusive negativas, que puede alcanzar el gas. Los hidratos ocasionan bloqueos de flujo y podrían causar la interrupción del suministro.

160

Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

♦♦ Sistema de regulación: está formado por cuatro ramas, tres operativas y una en stand by. Cada una de ellas está conformada por un filtro, una válvula de bloqueo por sobrepresión y dos válvulas reguladoras, una activa y otra monitora. Adicionalmente se encuentran instaladas dos válvulas de alivio, lo que incrementa la seguridad del sistema. ♦♦ Sistema de medición: está compuesto por el medidor de tipo ultrasónico, los transmisores de presión y temperatura, el computador de flujo y el cromatógrafo. Todos estos elementos son necesarios, pues la lectura del volumen de gas que pasa a través del medidor debe ser corregida por la presión, la temperatura y por un factor que depende de la composición del gas, llamado factor de supercompresibilidad. ♦♦ Sistema de odorización: está compuesto por el equipo inyector y por los contenedores del líquido odorante. El equipo recibe los datos del caudal que pasa por la tubería e inyecta odorante proporcionalmente al flujo de gas en la concentración especificada. ♦♦ Módulo de gas para instrumentos: es una pequeña estación de regulación que permite que el gas natural se utilice en los actuadores de las válvulas de bloqueo por sobrepresión y las válvulas reguladoras, y por el equipo de inyección de odorante.

1.2. Otras Redes Las Otras Redes, son parte del Sistema de Distribución no comprendidas en la Red Principal y corresponden a las obras del Plan de Inversiones, es decir las extensiones o ramales de la Red Principal no consideradas como parte de las obras iniciales, así como las demás instalaciones para la prestación del servicio que Cálidda construyó y opera de conformidad con el contrato de concesión. Las instalaciones de las Otras Redes comprenden los gasoductos en acero, las redes de polietileno y las ERP9. Los gasoductos de acero pueden ser de alta, media y baja presión, que permitirán llevar el gas natural desde el gasoducto troncal hasta el domicilio de los consumidores (residenciales, industriales, comerciales, eléctricos y de GNV), donde generalmente se instalan las ERP. Las redes de polietileno parten de las ERP y permiten distribuir el gas natural a clientes residenciales y comerciales, así como a pequeñas industrias. 9. Estaciones Reguladoras de Presión.

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

La construcción de las Otras Redes comenzó en setiembre del 2004. Esta es una actividad permanente que permite incorporar a nuevos clientes a través de la expansión del sistema de distribución. Gráfico 6.2 Las Otras Redes

Fuente: Cálidda

Actualmente la empresa concesionaria atiende a los distritos de San Miguel, Magdalena del Mar, Santiago de Surco, Surquillo, San Isidro, Lince, Pueblo Libre, San Juan de Lurigancho, El Agustino, Villa María del Triunfo, San Juan de Miraflores, Jesús María y Cercado, Comas, San Borja, San Martín de Porras, Villa El Salvador, Los Olivos, Chorrillos, Puente Piedra, Carmen de la Legua Reynoso, Lurín y Punta Hermosa. Para atender a los clientes industriales, la concesionaria agrupa a sus clientes por clusters10, los mismos que se nombran a continuación: Angamos, Argentina, Gambeta, Panamericana Norte, Carretera Central, Lurigancho, Huachipa, La Victoria, La Molina, Chorrillos y Chaclacayo.

1.3. Instalación interna Es el elemento de la conexión domiciliaria, que se inicia a partir de la Acometida, sin incluirla, y se dirige al interior del predio. Está constituida por tuberías, válvulas 10. Término usado para identificar un agrupamiento o zona (industrial).

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Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

de protección, acoples y elementos de control, que une la acometida con los diferentes artefactos a gas natural instalados en el domicilio del consumidor. La instalación interna o red interna se estructura e instala según las necesidades y preferencias del consumidor. El precio de la instalación interna no es regulado, es decir su costo es libre, pero no es monopolio de la empresa concesionaria (en el caso de Lima, Cálidda), ya que el interesado en adquirir el suministro de gas natural puede contratar a un instalador registrado11 en Osinergmin. La decisión depende de la economía del interesado, ya que puede solicitar cotizaciones de costo antes de decidir por alguno. El suministro de gas natural llegará al domicilio del interesado una vez que la empresa concesionaria finalice las pruebas para verificar que la instalación interna cumple con las especificaciones técnicas. Gráfico 6.3 Instalaciones internas domiciliarias

Fuente: Cálidda

11. Las personas naturales o jurídicas que realicen actividades de diseño, construcción, reparación, mantenimiento y modificación de Instalaciones Internas.

163

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

1.3.1. Instalador Registrado Un instalador es una persona natural o jurídica registrada ante Osinergmin para poder diseñar, construir, reparar, mantener o modificar instalaciones internas de gas natural, según corresponda a lo establecido en la categoría correspondiente. Para estar inscrito en el registro de instaladores de gas natural se debe cumplir con lo estipulado en el Reglamento del Registro de Instaladores, aprobado mediante Resolución N° 163-2005-OS/CD, publicada el 13 de julio de 2005. En resumen, la persona (natural o jurídica) interesada en ser un instalador de gas natural debe seguir los siguientes pasos. Gráfico 6.4 Mecanismos de inscripción de los instaladores en Osinergmin

Fuente: Osinergmin

Las personas naturales postulantes al Registro de Instaladores de Gas Natural deberán obtener una Constancia de Competencia Técnica (CCT) expedida por un Organismo Certificador acreditado en Indecopi. Para obtener la CCT primero se debe pasar por una evaluación de formación profesional, complementaria y atributos personales; segundo, debe pasar por una evaluación teórico/práctico; y finalmente esperar el resultado de la evaluación y por ende la emisión de la CCT. Existen tres categorías, según las cuales los instaladores están habilitados para:

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Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

♦♦ IG – 1: Técnico de Gas Natural a nombre de la Nación, que esté habilitado para construir, reparar y mantener instalaciones internas residenciales (viviendas unifamiliares y multifamiliares) y/o comerciales (pequeños comercios). ♦♦ IG – 2: Bachiller de Ingeniería Mecánica, Civil, Industrial y/o ramas afines, que esté habilitado para construir, reparar y mantener viviendas multifamiliares, viviendas unifamiliares y pequeños comercios. ♦♦ IG –3: Profesional de Ingeniería Mecánica, Civil, Industrial y/o ramas afines, con colegiatura hábil, y que esté habilitado para construir, reparar y mantener viviendas unifamiliares, comercios e industrias.

1.3.2. Pruebas de verificación Una vez que la instalación interna ha sido efectuada por personal debidamente capacitado y registrado en Osinergmin, el segundo paso es la realización de las pruebas de verificación para evitar algún inconveniente con las instalaciones. El personal de la empresa concesionaria (en caso de Lima, Cálidda) habilita el servicio, después de verificar que las instalaciones realizadas cumplan con las normas de seguridad y ventilación exigidas, para ello se efectúan tres pruebas: ♦♦ Prueba de hermeticidad: Antes de habilitar el suministro de gas se inyecta durante 15 minutos aire en todo el recorrido de la tubería para verificar que no existan fugas. ♦♦ Prueba de los equipos de consumo de gas natural. ♦♦ Prueba de detección de monóxido: Verifica que la emisión de monóxido de carbono, generado por la combustión de los gasodomésticos, se encuentre dentro de los límites permitidos. Es importante precisar que si el interesado contrata la instalación interna con un instalador independiente, la empresa concesionaria de ninguna manera debe cobrar por las pruebas de verificación, ya que estos conceptos están incluidos en la tarifa del servicio de suministro de gas natural. Estas pruebas se realizan de acuerdo a lo normado por Osinergmin en la Resolución N° 164-2005-OS/CD, emitida en julio de 2005.

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

2. Concesión de Ica (Contugas) En el marco del Concurso Público Internacional para la entrega en Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en el departamento de Ica, el 25 de abril de 2008 se adjudicó la Buena Pro al consorcio EBB-TGI conformado por las empresas Energía de Bogotá S.A. ESP y Transportadora de Gas del Interior S.A. ESP, el que conforme a las Bases del referido concurso constituyó la sociedad concesionaria denominada Transportadora Internacional del Perú S.A.C. Mediante Resolución Suprema N° 046-2008-EM, publicada el 22 de octubre de 2008 en el Diario Oficial El Peruano, se otorgó a Transportadora Internacional del Perú S.A.C. (Contugas)12 la concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en el departamento de Ica. En mérito de dicha adjudicación, con fecha 07 de marzo de 2009 se suscribió el Contrato BOOT de Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en el departamento de Ica, por lo que la compañía es responsable del diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y operación del Sistema de Distribución, incluyendo su mantenimiento y reparación, y de la prestación del servicio.

2.1. Sistema de Distribución El gasoducto de Contugas está compuesto por redes troncales (236,9 km) y ramales (78,8 km). La red troncal se inicia en Humay, lugar donde la red recibe el gas proveniente del yacimiento de Camisea, a través del ducto que opera Transportadora de Gas del Perú (TGP). La conexión entre las troncales y ramales se realiza a través de válvulas de derivación, que permiten el flujo del gas hacia los ramales que se dirigen a cada uno de los centros urbanos. El gasoducto cruza longitudinalmente la región Ica, y pasa por las provincias de Pisco, Ica y Nazca, hasta el distrito de San Juan de Marcona. Al 31 de diciembre de 2013, las operaciones de la concesionaria están focalizadas en trabajos de construcción e instalación de la red de distribución de gas natural en el departamento de Ica, habiendo iniciado parcialmente las actividades de distribución de gas en la provincia de Pisco y Chincha.

12. Nombre comercial de la compañía.

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Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes Gráfico 6.5 Recorrido del ducto de gas de Ica

Fuente: Contugas

2.2. Aspectos importantes En virtud del contrato de concesión, la compañía tiene el derecho de distribuir gas natural vía red de ductos en el departamento de Ica desde la fecha de Puesta en Operación Comercial hasta el vencimiento del plazo del contrato de concesión, que se establece en 30 años contados a partir de la fecha de cierre. Al vencimiento del contrato de concesión, la compañía podrá solicitar la prórroga del referido plazo con una anticipación no menor de 4 años al de su vencimiento o el de sus prórrogas. Cada plazo de prórroga no podrá ser superior a 10 años y podrá otorgarse sucesivamente, sin sobrepasar un plazo máximo acumulado de 60 años. El Estudio de Impacto Ambiental correspondiente a esta concesión fue aprobado por el Ministerio de Energía y Minas el 15 de diciembre de 2010. En mérito de la Cláusula Adicional al contrato de concesión, las obligaciones relacionadas con el cumplimiento de fechas para la construcción del Sistema de Distribución fueron suspendidas debido a restricciones de capacidad en el sistema de transporte de gas natural. El 26 de agosto de 2011, Transportadora del Gas del Perú S.A. adjudicó la Capacidad de Transporte y Cantidades Máximas Diarias de la Décimo Quinta Oferta Pública para la contratación del Servicio de Transporte Firme y Llamado para la contratación

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

del Servicio Interrumpible. Las cantidades adjudicadas a la Compañía cubren los 37 MMPCD que se había previsto en el contrato de concesión. Asignada la capacidad de transporte de gas natural, se procedió a levantar la suspensión antes mencionada. Con ello, se cumplió con el levantamiento de las restricciones, con lo cual se inició el cómputo del plazo de 24 meses para poner en operación comercial el Sistema de Distribución de Gas Natural, siendo el nuevo plazo para puesta en operación comercial el 19 de setiembre de 2013. Sin embargo, durante la construcción del Sistema de Distribución de Gas Natural realizado en el 2013 se presentaron hallazgos arqueológicos en las zonas de construcción cuyos trámites requeridos para el levantamiento de las restricciones arqueológicas frente al Ministerio de Cultura excedieron los tiempos previstos por ley. A consecuencia de ello, el Ministerio de Energía y Minas mediante oficios 185-2013/MEM/DGH y 847-2013/MEM/DGH reconoció este hecho como fuerza mayor postergando la Puesta en Operación Comercial del Sistema de Distribución por 200 días, siendo la nueva fecha de puesta en operación comercial el 7 de abril del 2014. Pese a todo lo mencionado anteriormente, el 30 de abril de 201413, Contugas, el Ministerio de Energía y Minas y Enbridge Technology INC, inspector internacional, firmaron el acta que la obra ha cumplido con los estándares aplicables, declarando que el sistema de gas natural se encuentra apto para el servicio, por lo tanto se realizó la Puesta en Operación Comercial. Conforme a lo dispuesto en el contrato de concesión, la empresa debe cumplir con un Plan de Cobertura a partir de la fecha de inicio de operación según el siguiente detalle: Tabla 6.1 Concesión Ica: Plan de conexiones residenciales Localidades

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Total

Pisco

6 493

862

324

10 265

Ica

14 902

1 979

740

23 558

Nazca

1 057

140

1 670

Marcona

1 596

212

2 524

Chincha

7 577

1 007

378

11 983

Total

31 625

4 200

1 575

50 000

Fuente: Osinergmin - GART

13. Para mayor información: http://www.eeb.com.co/sala-de-prensa/comunicados-de-prensa/2014/ contugas-empresa-del-grupo-energia-de-bogota-inauguro-el-gasoducto-regional-de-ica-sur-del-peru

168

Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes Foto 6.1 Tendido del ducto de gas natural de Ica

Fuente: Contugas

3. Concesión para el norte y suroeste (GNL) La etapa de distribución de gas natural a las regiones de Ancash, La Libertad, Lambayeque, Cajamarca (Concesión norte otorgada a Gases del Pacífico), Arequipa, Moquegua y Tacna (concesión sur oeste otorgada a Gas Natural Fenosa Perú) se inicia en la Planta de Regasificación que se instalará en cada región para el suministro del hidrocarburo al usuario final, a través de redes de ductos, tal como se puede apreciar en el gráfico 6.6 de la página siguiente. Para la mejor comprensión del funcionamiento de la distribución de gas natural a estas concesiones se detalla el funcionamiento del sistema en los siguientes párrafos.

169

Fuente: Elaboración propia

Gráfico 6.6 Cadena de valor del GNL PSR + Distribución

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

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Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

3.1. Planta Satélite de Regasificación Una Planta Satélite de Regasificación es “el conjunto de instalaciones de almacenamiento, regasiﬁcación y regulación destinadas a suministrar gas natural a consumos locales situados en zonas no abastecidas por redes de gas natural canalizado, y en las que el abastecimiento se efectúa mediante la descarga de cisternas que por vía terrestre transportan el GNL desde una planta de almacenamiento de mayor capacidad”14. Para entender el funcionamiento de una Planta de Regasificación se mencionan algunas de sus características generales. La Planta Satélite de Regasificación (PSR) es la instalación que permite el desarrollo de los siguientes objetivos: i) el almacenamiento del GNL; y ii) la vaporización / regasificación del GNL, ya que permite devolver el GNL a su estado gaseoso a temperatura próxima a la de la temperatura ambiente, es decir en condiciones aptas para ser utilizado como combustible. La PSR está compuesta principalmente por los siguientes elementos:

–– Patio de descarga de cisternas de GNL. –– Depósitos de almacenamiento de GNL: son depósitos cilíndricos, horizontales o verticales, según sean sus capacidades y las necesidades de espacio disponible para el cumplimiento de las distancias de seguridad normativas. Estos van equipados con válvulas, instrumentación y elementos de control, la mayoría de ellos agrupados en uno de los frontales del depósito y dispuestos de modo accesible.

–– Sistema de Regasificación, atmosférico y forzado: Estos tienen como función ceder energía térmica al GNL para provocar su cambio en su estado, de líquido a gaseoso y a continuación calentarlo hasta temperatura ambiente.

–– Estación de regulación y medida: Integra todos los datos susceptibles de recogerse en la PSR y permite: i) curvas de diferentes parámetros en el tiempo; ii) prever la logística; iii) analizar posibles disfunciones en la PSR, y iv) proteger el funcionamiento de la planta en unas condiciones de seguridad.

–– Sistema de odorización. –– Equipos de monitoreo y control remoto. 14. Sedigas, Especificaciones técnicas de Sedigas para las actividades de Técnico de Plantas Satélite de GNL

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

3.2. Distribución domiciliaria por redes Una vez que el gas en estado líquido es convertido en gas seco (estado gaseoso) éste será suministrado a las zonas de consumo a través de una red de ductos. Al firmar el contrato de concesión, las empresas concesionarias se comprometieron a realizar las siguientes conexiones:

–– En el caso de la concesión norte se conectará a 150 137 hogares en las ciudades de Chimbote, Huaraz, Trujillo, Pacasmayo, Cajamarca, Chiclayo y Lambayeque; y

–– En la concesión sur oeste se conectará 64 000 viviendas en las ciudades de Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna. Las tablas siguientes muestran los programas de conexiones domiciliarias, que las empresas concesionarias ejecutarán en los próximos años. Tabla 6.2 Programa de conexiones de Concesión Norte Localidad

2016

2017

2018

2019

2020

Chimbote

5 044

7 399

6 390

6 110

380

Total por localidad 25 323

Chiclayo

7 446

10 923

9 432

9 019

914

37 734

Trujillo

10 332

15 155

13 089

12 514

674

51 764

Huaraz

1 813

2 661

2 297

2 197

400

3 968

Cajamarca

3 420

5 016

4 332

4 142

590

17 500

Lambayeque

1 152

1 690

1 460

1 396

164

5 862

497

729

630

602

128

2 586

Total por año 29 704

43 573

37 630

35 980

Pacasmayo

3 250

150 137

Fuente: Proinversión

Tabla 6.3 Programa de conexiones de Concesión Sur Oeste Localidad Arequipa

2016 1 404

Moquegua

2017

2018

4 664 12 081

2019

2020

2021

2022

Total por localidad

6 473

9 874

3 467

2 199

40 162

999

623

838

291

186

3 443

1 856

4 773

2 585

3 905

1 371

870

15 917

521

1 346

726

1 100

385

245

4 478

7 453 19 199 10 407 15 717

5 514

3 500

64 000

114

392

Tacna

557

Ilo

155

Total por año

2 230

Fuente: Proinversión

Como consecuencia de la llegada del gas natural a estas zonas se desarrollará el sector transporte con el uso de GNV como combustible. El gráfico 6.7 muestra el esquema de una estación de servicio de GNL y GNC para GNV.

172

Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

Dentro del Plan de Masificación de gas natural en el interior del país se prevé la conversión del parque automotor de dichas regiones. Gráfico 6.7 Esquema de funcionamiento de estación de servicio GNV para concesiones norte y sur

Fuente: Osinergmin - ENERConsult. Elaboración Propia

Gráfico 6.8 Esquema de una estación de carga de GNC

Fuente:Osinergmin

173

174

Fuente: Proinversion

Transporte y distribución del gas natural

La mayor concentración se encuentra en las regiones de La Libertad y Lambayeque

A par r del segundo año de la concesión norte se instalarán 150 mil conexiones domiciliarias

Vehículos

Vivienda

Comercio

Cajamarca Chiclayo Huaráz Trujillo Chimbote

Industria

Pacasmayo

Lambayeque

Concesión norte

Cada tubo representa 100 km

Para llevar gas natural al usuario final en el norte se necesitan más de 1 200 km de redes de ductos La mayor concentración se encuentra en la ciudad de Arequipa

Ilo

Arequipa

Tacna

Moquegua

Concesión suroeste

Pampa Melchorita

Gráfico 6.9 Masificación de gas natural con GNL

A par r del segundo año de la concesión suroeste se instalarán 64 mil conexiones domiciliarias

Cada tubo representa 100 km

Para llevar gas natural al usuario final en el suroeste se necesitan más de 500 km de redes de ductos

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

3.2.1. Concesión del suroeste La empresa Gas Natural Fenosa Perú obtuvo la concesión suroeste que incluye las regiones Arequipa, Moquegua y Tacna, las mismas que representan el 18% del PBI total del Perú (excluyendo Lima). Estas regiones juntas tienen una población urbana de más de 1,5 millones de personas, con mayor concentración en la ciudad de Arequipa (segunda ciudad más grande del Perú). La cantidad de vehículos que circulan en estas regiones es de aproximadamente 193 mil unidades (2012), con una tasa de crecimiento anual del 6% entre 2003 a 2012 y perspectivas de crecimiento. Las principales actividades económicas en la zona son las siguientes: i) minería (Cerro Verde en Arequipa y Southern Peru Copper Corporation en Tacna y Moquegua); ii) cementos (Yura en Arequipa); iii) alimentos (Grupo Gloria y Alicorp en Arequipa). Tabla 6.4 Datos de las regiones de la concesión suroeste Región

% PBI (excluyendo Lima)

Vehículos

% Población urbana

Arequipa

12%

134 533

89%

Moquegua

14 608

78%

Tacna

44 430

87%

Población de principales ciudades Arequipa

842 880

Moquegua

62 797

Ilo

63 068

Tacna

245 930

Fuente: Latin Energy

De acuerdo al compromiso efectuado por la empresa concesionaria se debe realizar como mínimo lo siguiente: ♦♦ Conexión de 64 mil clientes residenciales en la zona de concesión, ♦♦ Tendido de más de 500 kilómetros de redes de polietileno, ♦♦ Construcción de por lo menos cuatro (04) estaciones de regasificación, ♦♦ Construcción de por lo menos cuatro (04) estaciones de regulación y medición. Todas las acciones antes indicadas alcanzarían una inversión de aproximadamente 70 millones de dólares.

175

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 6.10 Número de clientes de la concesión suroeste

Fuente: Latin Energy

3.2.2. Concesión del norte La empresa Gases del Pacífico obtuvo la concesión norte que incluye las regiones La Libertad, Ancash, Lambayeque y Cajamarca, las mismas que representan el 28% del PBI total del Perú (excluyendo Lima). El conjunto de estas regiones tiene una población urbana de más de 3,5 millones de personas, con mayor concentración en las regiones de La Libertad y Lambayeque. La cantidad de vehículos que circulan en estas regiones es de aproximadamente 266 mil unidades (2012), con una tasa compuesta anual del 6% entre 2003 a 2012 y perspectivas de crecimiento. Tabla 6.5 Datos de las regiones de la concesión norte Región

% PBI (excluyendo Lima)

Vehículos

% Población urbana

Ancash

25 418

58%

La Libertad

10%

167 325

76%

Lambayeque

53 902

81%

Cajamarca

19 673

32%

Fuente: Latin Energy

176

Población de principales ciudades Chimbote

370 476

Huaraz

109 376

Trujillo

792 355

Pacasmayo

87 718

Chiclayo

708 279

Lambayeque

125 294

Cajamarca

174 728

Capítulo VI: Distribución de gas natural en las concesiones vigentes

Las principales actividades económicas en la zona son las siguientes: i) Siderúrgica (Siderperú en Ancash); ii) minería (Antamina y Barrick en Ancash, Barrick Misquichilca en La Libertad, y Yanacocha en Cajamarca); iii) cementos (Pacasmayo en La Libertad); iv) alimentos (Camposol y Damper en La Libertad y Gandules en Lambayeque); y v) pesca (plantas de harina de pescado en Ancash). De acuerdo al compromiso efectuado por la empresa concesionaria se debe realizar como mínimo lo siguiente: ♦♦ Conexión de 150 137 clientes residenciales en la zona de concesión, ♦♦ Tendido de más de 1 200 kilómetros de redes de polietileno, ♦♦ Construcción de por lo menos siete (07) estaciones de regasificación, ♦♦ Construcción de por lo menos siete (07) estaciones de regulación y medición. Todas las acciones antes indicadas alcanzarían una inversión de aproximadamente 115 millones de dólares. Gráfico 6.11 Número de clientes de la concesión norte

Fuente: Latin Energy

4. Concesión para zonas altoandinas (GNC) La concesión de distribución de GNC tiene características que la hacen un tanto diferente respecto a las concesiones antes explicadas, ya que Graña y Montero Petrolera será la empresa encargada de transportar el GNC hasta las zonas de consumo; y las empresas concesionarias de distribución de energía serán las encargadas de financiar, instalar y operar las redes de distribución, una vez que Proinversión otorgue las concesiones respectivas.

177

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Como ya se ha precisado en el capítulo anterior, el suministro de gas natural es un negocio de redes, donde los mayores costos están en la etapa de distribución, por lo que si las empresas de distribución eléctrica incluyeran en su objeto social la distribución de gas natural, se lograría un gran apoyo en la etapa de crecimiento donde la percepción de la población y el apoyo de los gobiernos locales y regionales son importantes. Gráfico 6.12 Esquema de funcionamiento de EDE

Fuente: Osinergmin - GART

178

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

Capítulo VII Regulación de las tarifas de gas natural La determinación de las señales económicas que aseguran el abastecimiento de los servicios esenciales de energía a precios justos para el consumidor es una de las competencias principales de Osinergmin, los mismos que se abordan en este capítulo para el caso del gas natural.

179

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

180

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

Capítulo VII Regulación de las tarifas de gas natural En el Perú se regulan las tarifas de los servicios públicos, como el transporte y la distribución de gas natural por redes de ductos, porque estas actividades tienen características de monopolio natural que hacen necesaria la intervención del Estado para evitar el abuso de la posición de dominio de las empresas y proteger el interés de los consumidores y los inversionistas.

1. Osinergmin y la regulación de tarifas La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del Osinergmin fija las tarifas por el servicio de transporte y distribución de gas natural a través de procedimientos regulatorios1 en los que debe tener en cuenta tres fuentes para su decisión tarifaria: • El contrato de concesión entre el Estado peruano y la empresa regulada (el concesionario del transporte o el concesionario de la distribución); • Lo dispuesto en la legislación del sector hidrocarburos (referido al gas natural) mediante leyes o decretos supremos; y • Las resoluciones emitidas por el Consejo Directivo de Osinergmin.

1.1. Por qué y para qué se regula El Osinergmin regula las tarifas de los servicios de transporte y distribución de gas natural por red de ductos porque estas actividades tienen las características de monopolios naturales. Las actividades monopólicas se originan en mercados donde existen imperfecciones que pueden generar conflictos entre el interés de los consumidores (buen servicio a bajo costo) y el interés de los inversionistas (maximizar utilidades). 1. Osinergmin, Introducción a la Regulación de Tarifas de los Servicios Públicos, 2006. Pág. 9.

181

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

En consecuencia las tarifas de los servicios públicos se regulan para:

–– Promover un equilibrio que dé seguridad a la inversión y protección al consumidor.

–– Garantizar la provisión de un servicio seguro y de calidad al menor costo posible para el consumidor.

–– Garantizar la sostenibilidad de actividades importantes para la sociedad.

1.2. Osinergmin y la fijación de las tarifas de gas natural En lo que se relaciona con la industria del gas natural, la función reguladora2 de Osinergmin se centra a la regulación de las tarifas de transporte y distribución del hidrocarburo por redes de ductos. La regulación de estas tarifas se realiza dentro del marco de un procedimiento, que tiene criterios, metodologías, modelos y etapas bien definidas desde el inicio del mismo hasta su finalización con la determinación de las tarifas correspondientes.

1.3. El procedimiento tarifario Todos los procedimientos de regulación de tarifas que administra Osinergmin, entre ellos los que se refieren a las tarifas de gas natural, están normados por la Resolución N° 080-2012-OS/CD, ‘Procedimientos para Fijación de Precios Regulados’. La resolución indicada contiene dos anexos con los procedimientos específicos para la fijación de tarifas vinculadas al transporte y distribución de gas natural por red de ductos. Los aspectos más relevantes de dichos procedimientos son los siguientes:

–– El procedimiento se inicia con la presentación de la propuesta tarifaria de las empresas concesionarias, la misma que debe ser expuesta y sustentada en audiencia pública;

–– Durante todo el procedimiento, la propuesta de las empresas es evaluada y analizada por el regulador según los criterios, métodos y modelos económicos establecidos en el marco regulatorio;

–– Luego, Osinergmin prepublica la resolución que fija las tarifas y sustenta la misma en una audiencia pública descentralizada. 2. De acuerdo al Artículo 5º, inciso a) de la Ley Nº 26734, Osinergmin está encargado de velar por el cumplimiento de la normativa que regule la calidad y eﬁciencia del servicio brindado al usuario.

182

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

–– Posteriormente Osinergmin publica las tarifas. –– Los interesados pueden presentar recursos de reconsideración contra la resolución que fija las tarifas, y sustentar los mismos en audiencia pública.

–– El procedimiento concluye, en su fase administrativa, con la publicación de las resoluciones con las que el regulador resuelve los pedidos de reconsideración. En caso que no existieran reconsideraciones el proceso finaliza con la publicación de la resolución tarifaria.

–– Los interesados (usuarios, empresas y demás personas con intereses legítimos en la regulación) tienen garantizado el derecho a intervenir durante el proceso: audiencias públicas y privadas, en las etapas de entrega de opiniones y sugerencias; y mediante recursos de reconsideración.

1.4. Principios del accionar del regulador Los principios3 que guían las acciones de Osinergmin en el cumplimiento de sus funciones (reguladora, supervisora, fiscalizadora, etc.) se exponen y desarrollan resumidamente en los siguientes párrafos.

–– Libre Acceso.- Garantiza a los consumidores el libre acceso a los servicios públicos de energía.

–– Neutralidad.- Vela por la neutralidad de las actividades que desarrollan las entidades sujetas a su supervisión, regulación y/o fiscalización.

–– No Discriminación.- Garantiza que las entidades no sean discriminadas. –– Actuación basada en el Análisis Costo –Beneficio.- Garantiza que las acciones del regulador sean evaluadas para asegurar su racionalidad y eficacia.

–– Transparencia.- Las decisiones del regulador son conocibles y predecibles. –– Imparcialidad.- Los casos semejantes son tratados de manera similar. –– Autonomía.- El regulador no está sujeto a mandato imperativo de ningún otro órgano o institución del Estado.

–– Subsidiariedad.- La actuación del regulador procede cuando los mecanismos de mercado no son adecuados para la satisfacción de los intereses de los consumidores. 3. De acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado con Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM.

183

Fuente : Osinergmin

Gráfico 7.1 Esquema de Procedimiento de Fijación Tarifaria de Red Principal(*)

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

184

10 d

Audiencia Pública (Concesionario)

2013

e 3d

g 5d

i 23 d

k 3d

2014

m 2d

o 3d

Publicación de resoluciones que resuelven los recursos de reconsideración (Osinergmin)

Resolución de recursos de reconsideración (Osinergmin)

20 d

Sugerencias y observaciones sobre recursos de reconsideración (interesados)

Audiencia pública presentación y sustento de recursos de reconsideración (interesadosOsinergmin)

Publicación recur. reconsideración y convocat. audiencias publicas (interesados y Osinergmin)

Interposición de recursos de reconsideración (interesados)

15 d

Publicación de la resolución de fijación de tarifas (Osinergmin)

Opiniones y comentarios de los interesados a la publicación del proyecto de resolución (interesados)

Audiencia pública exposición y sustento de criterios y metodologia (Osinergmin)

Pre-publicación del proyecto de resolución y convocatoria a audiencia pública (Osinergmin)

63 d

Publicación de absolución de observaciones (Osinergmin)

Absolución de observaciones (concesionario)

20 d

Observaciones a la propuesta tarifaria (Osinergmin)

Fuente : Osinergmin

(**) El presente cronograma considera las modificaciones establecidas en la Resolución Osinergmin Nº 037-2014-OS/CD.de fecha 04 de marzo del 2014. (***) El presente cronograma considera las modificaciones establecidas en la Resolución Osinergmin Nº 081-2014-OS/CD.de fecha 24 de abril del 2014

(*) Cronograma referencial establecido de acuerdo al Anexo C.2 Procedimientos de Fijación de Tarifas de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao aprobado mediante la Resolución Osinergmin Nº 080-2012-OS/CD.

Presentación Publicar en la web de la la propuesta técnica propuesta y convocar a técnica (concesionario) audiencia pública

Gráfico 7.2 Esquema de Procedimiento de Tarifas Únicas de Distribución(*)

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

185

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

–– Supletoriedad.- Las normas de libre competencia son supletorias a las disposiciones regulatorias y/o normativas que dicte el regulador.

–– Análisis de Decisiones Funcionales.- Las decisiones del regulador son evaluadas en relación con el desarrollo del mercado y la satisfacción de los consumidores.

–– Eficiencia y Efectividad.- Garantiza el logro de los objetivos al menor costo para la sociedad en su conjunto.

–– Celeridad.- Garantiza la resolución de los temas y controversias sometidos a consideración del regulador de manera oportuna y en el menor tiempo posible.

1.5. Criterios de la regulación tarifaria En lo que respecta a la regulación de tarifas, el accionar de Osinergmin se guía también por criterios bien definidos en el marco normativo y regulatorio. Éstos son los siguientes:

–– El mantenimiento de la estabilidad en los precios, dentro de los límites que impone la ley,

–– Tarifas adecuadas para remunerar un servicio eficiente y que permita una industria de gas natural auto sostenida,

–– Atención a la prestación del servicio en el corto, mediano y largo plazo, –– El desarrollo de la competencia como la forma más eficiente para la determinación de los precios,

–– Comunicación y consulta con los interesados para entender las implicancias de las decisiones regulatorias, y permitirles discutir el impacto de la regulación y sugerir alternativas y mejora,

–– Desarrollo de normas (con prepublicación) que esclarezcan los criterios para mejorar la predictibilidad.

2. Regulación de las tarifas Tal como refiere Gaspar Ariño 4“… El objetivo de la regulación no es tanto controlar a las empresas, cuanto proteger a la sociedad en la ejecución de actividades 4. Gaspar Ariño. Regulación Económica, teoría y práctica de la regulación para la competencia. Buenos Aires, Argentina, 1996.

186

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

que resultan esenciales para la vida y el bienestar de aquélla. Por tanto, los aspectos fundamentales a los que se tiene que orientar son dos: garantizar la prestación presente y futura del servicio de que se trate, y establecer los niveles adecuados en relación calidad-precio, según el grado de desarrollo y las prioridades que cada sociedad quiera establecer. En la medida en que, para obtener estos fines, sea necesario e imprescindible intervenir en la actividad y en las decisiones empresariales, estará justificada la regulación.” Asimismo, conforme al artículo 26° del Reglamento General de Osinergmin, la institución tiene la facultad de fijar las tarifas del servicio de transporte de hidrocarburos por ductos y distribución de gas natural por red de ductos. Además, de acuerdo con lo establecido en la Ley de Promoción para el Desarrollo de la Industria del Gas Natural (Ley 27133 y su reglamento aprobado con Decreto Supremo Nº 040-99-EM), el Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos aprobado mediante Decreto Supremo Nº 0402008-EM, y el Reglamento de Transporte por Red de Ductos aprobado mediante Decreto Supremo Nº 081-2007-EM: los pliegos tarifarios para el transporte y distribución de gas natural para cada tipo de usuario y el cargo por Garantía de Red Principal son regulados por el Osinergmin. De acuerdo al Artículo 3° de la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos (Ley 27332 y su reglamento aprobado con Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM), reconoce la función reguladora de Osinergmin, y que dicha función, exclusiva del Consejo Directivo, comprende la facultad de fijar, mediante resoluciones, las tarifas de los servicios bajo su ámbito, de acuerdo a los criterios y principios previstos en la legislación sectorial. El Decreto Supremo Nº 007-2012-EM publicado el 27 de marzo de 2012, modificó diversos artículos del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado mediante D.S. Nº 081-2007-EM. En aplicación de lo establecido en la Segunda Disposición Transitoria del Decreto Supremo N° 007-2012-EM, corresponde a Osinergmin definir la metodología a emplearse para la determinación de las tarifas, en concordancia con lo señalado en los Artículos 116° y 144° del Reglamento de Transporte. Por tanto, se emitió la Resolución Nº 198-2012-OS/CD con la que se aprueba el “Procedimiento para la elaboración de los Estudios Tarifarios sobre aspectos regulados del transporte de hidrocarburos por ductos”. Asimismo, conforme al Decreto Supremo N° 042-99-EM, Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos dispone que el concesionario debe definir

187

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

su Plan Quinquenal de crecimiento de la red de Distribución. También refiere que sobre la base de lo establecido por el Ministerio de Energía y Minas y de acuerdo a las normas que para los efectos apruebe Osinergmin, el concesionario propondrá al regulador su plan de conexiones residenciales a beneficiarse con los gastos de promoción, el mismo que aprobará dicho organismo dentro del procedimiento de fijación de tarifas. Cabe señalar, que el procedimiento de fijación de tarifas tiene como marco legal lo siguiente: • Ley N° 27838 - Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas (publicada el 04 de octubre de 2002). • Resolución N° 080-2012-OS/CD, que aprueba el “Procedimiento para la Fijación de Precios Regulados” Anexo C.2: Procedimiento para fijación de las tarifas de distribución de gas natural por red de ductos, acometidas y cargos de mantenimiento, corte y reconexión. • Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural aprobado mediante D.S. 040-2008-EM. • Contrato BOOT de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao. • Resolución N° 659-2008 OS/CD, que aprueba el Procedimiento para la Elaboración de los Estudios Tarifarios sobre Aspectos Regulados de la Distribución de Gas Natural. • Resolución N° 146-2013-MEM/DM, que dispone la aplicación de la promoción para la conexión de consumidores residenciales a los niveles socioeconómicos de los estratos Medio, Medio Bajo y Bajo según el Plano Estratificado a nivel de manzana por ingreso per cápita del hogar, desarrollado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática - INEI, a efectos de lograr el mayor impacto social en la masificación del Gas Natural en las zonas donde existan Concesiones de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en el país.”

3. Precio del gas natural de Camisea El precio final al consumidor del gas de natural de Camisea en Lima y Callao, está compuesto por los siguientes conceptos: • Precio del gas natural en Boca de Pozo (en Camisea). • La tarifa de transporte (desde Camisea hasta Lurín). • Tarifa Única de Distribución.

188

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural Gráfico 7.3 Componentes del precio del gas natural

Fuente: Osinergmin GART

La Tarifa de Transporte así como la Tarifa Única de Distribución son reguladas por el Osinergmin en forma periódica: el regulador fija las tarifas máximas a ser aplicables, así como sus respectivos factores de actualización.

3.1. Precio del gas en boca de pozo El precio del gas natural en Boca de Pozo no es regulado, este precio es libre, sin embargo, para el caso específico del gas natural proveniente del Lote 88 de Camisea, este tiene un precio máximo de 1,0 y 1,8 dólares por millón de BTU, para los generadores eléctricos y los demás usuarios, respectivamente. Tabla 7.1 Precio Máximo de Gas Natural en Boca de Pozo del Lote 88 de Camisea Tipo de usuario

Precio máximo contrato US$MMBTU*

Generador eléctrico

1,00

Otros

1,80

* MMBTU: Millón de BTU

Adicionalmente, se establece una fórmula para actualizar dicho valor una vez en el mes de enero de cada año. Cabe mencionar que mediante carta PPC-GG-06-0083, del 06 de setiembre de 2006, Pluspetrol se comprometió a mantener un precio máximo de 0,8 US$/MMBTU, para el gas natural vehicular, por un periodo de seis años. Dicha promoción terminó el 01 de enero de 2013, por lo que los clientes de GNV pagan igual que otros consumidores.

3.2. Tarifas de transporte por ductos 3.2.1. Tarifas de transporte de la Red Principal La tarifa de transporte de la Red Principal de Transporte está referida al servicio de transporte de gas natural desde Camisea hasta el City Gate ubicado en Lurín. El costo de este servicio es regulado por Osinergmin.

189

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Las Tarifas de Transporte de la Red Principal de Camisea se fijaron con la Resolución N° 033-2014-OS/CD, publicada el 27 de febrero de 2014. Dichas tarifas son aplicables desde el 1° de mayo de 2014 y se mantendrán vigentes hasta el final del Período de Recuperación, de acuerdo con el Contrato BOOT de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate5. El marco normativo define dos tipos de tarifas reguladas: una aplicable a los generadores eléctricos, la cual es equivalente a la Tarifa Base y la otra aplicable a cualquier otro usuario del gasoducto. Esta última tarifa considera como demanda la proyección de los transportes de gas natural a lo largo de la vida útil del gasoducto y es actualizada a la tasa de descuento señalada en las normas correspondientes. Tabla 7.2 Tarifa de Red Principal de Camisea 2014- 2016 aplicable a TGP Tipo de usuario

Tarifa Red Principal de Camisea (TRP) TGP US$ / Millar Sm3

Tarifa Base

31,4384

Tarifa Regulada Generador Eléctrico

31,4384

Tarifa Regulada Otros Usuarios

31,4384

Cabe precisar que el costo por Red Principal de Transporte que pagan los clientes regulados es el costo medio de transporte.

3.3. Tarifas de distribución de gas natural 3.3.1. Concesión de Distribución en Lima y Callao 3.3.1.1 Tarifa de ditribución de gas natural en Lima y Callao La Tarifa Única de Distribución está referida al servicio de distribución de gas natural por redes de ductos en la concesión de Lima en alta, media y baja presión. Desde el City Gate hasta los domicilios de los usuarios y/o consumidores. Antes del año 2010 existían dos tarifas de distribución: Tarifa de Red Principal de Distribución y Tarifa de Otras Redes. Sin embargo, la Tarifa de la Red Principal de Distribución concesionada a Cálidda quedó sin efecto6 cuando entró en vigencia la Tarifa Única de Distribución (TUD), como resultado de la modificación del Contrato BOOT de Concesión de Distribución 5. De acuerdo a la definición de Tarifa Regulada considerada en el contrato BOOT, una vez concluido el Periodo de Garantía con la extinción de la GRP y hasta la terminación del Periodo de Recuperación, la Tarifa Regulada será igual a la Tarifa Base. 6. De acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 4º de la Resolución Nº 086-2010-OS/CD.

190

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

de Gas Natural por Red de Ductos en la región Lima y la Provincia Constitucional del Callao, aprobada mediante la Resolución Suprema Nº 037-2010-EM de fecha 29 de abril de 2010, la cual entró en vigencia en mayo de ese mismo año7. Gráfico 7.4 Actividades reguladas en la industria del gas natural

Fuente: Osinergmin - GFGN

Los valores vigentes de la TUD se fijaron mediante Resolución N° 086-2014-OS/ CD, la misma que fue modificada por la Resolución N° 140-2014-OS/CD, publicada el 10 de julio de 2014. Tabla 7.3 Tarifa Única de Distribución

Categoría Tarifaria

Rango de consumo

Margen de Comercialización Fijo

Margen de Distribución Fijo

Variable

US$(Sm3/d)-mes

US$/Mil Sm3

SM3/Cliente - mes

US$/mes

0-30

0,48

183,81

31-300

1,59

131,24

301-17 500

27,83

71,87

17 501-300 000

0,0146

0,2226

37,06

GNV

Estaciones GNV

0,0124

0,1883

31,35

300 001 - 900 000

0,0108

0,1648

27,43

Más de 900 000

0,0347

0,5283

18,51

GGEE

0,0287

0,4368

15,30

US$(Sm3/d)-mes

(*): Los márgenes de comercialización y distribución aplicables a las Instituciones Públicas (IP) son iguales a los de la Categoría Tarifaria C.

7. Los valores iniciales de la TUD se aprobaron en diciembre de 2009 mediante la Resolución Nº 2612009-OS/CD, la cual entró en vigencia al día siguiente de publicada la Resolución Suprema que aprueba las modiﬁcaciones al Contrato de Concesión de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao.

191

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

3.3.1.2 Topes máximos de acometida La acometida es el elemento de la conexión domiciliaria que une la tubería de conexión con la red interna del domicilio del consumidor y permite controlar y medir el flujo del gas natural. Este elemento tiene como componentes: el medidor, los equipos de regulación, la caja de protección, los accesorios y las válvulas de protección. Gráfico 7.5 Componentes de la Acometida

Fuente: Elaboración propia

En mayo de 2014, “Osinergmin fijó los Topes Máximos de Acometida de la concesión de distribución de gas natural por red de ductos de Lima y Callao, para los consumidores con consumos menores o iguales a 300 m3/mes, de acuerdo a lo establecido en el artículo 118º del Reglamento. Para el caso de las demás categorías tarifarias, con consumos mayores a 300 m3/ mes, los topes máximos de acometida, así como sus correspondientes cargos por mantenimiento, no son regulados por Osinergmin. En el caso de consumidores de las categorías A1 y A2 con acometidas de otras categorías, el costo de mantenimiento es negociado con el concesionario de la distribución, debiendo descontarse el costo de mantenimiento reconocido en la fijación de tarifas para las categorías A1 y A2”8.

8. Artículo 8° de la RCD 086-2014-OS/CD.

192

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural Tabla 7.4 Topes Máximos de Acometida En muro existente

En murete construido

US$

Con medidor G 1.6

113,63

142,64

Con medidor G 4

121,65

150,65

Con medidor G 6

313,48

367,34

Tipo de Acometida Tarifa Base

Nota: Para el caso de Instituciones Públicas (IP), los topes máximos serán de acuerdo a su consumo.

3.3.1.3 Derechos de conexión El derecho de conexión es aquel que adquiere el usuario para acceder al suministro de gas natural dentro del área de concesión, mediante un único pago obligatorio y no reembolsable. El monto del derecho de conexión es regulado por Osinergmin9. Su valor incluye el costo de la tubería de conexión, cuyos componentes se muestran en el gráfico 7.6. Gráfico 7.6 Tubería de conexión y sus componentes Medición y regulación

Cajilla Cinta de seguridad Tapinng Tee Red de polie leno Acople de reducción

Tubo de cobre o acero Válvula de exceso de flujo

Tubería de Acople de Gripar polie leno reducción Tubería de conexión

Fuente: Elaboración propia

El derecho de conexión es regulado por Osinergmin de acuerdo con los siguientes criterios10: 9. Artículo 7° de la RCD 086-2014-OS/CD 10. Resolución Nº 056-2009-OS/CD (Art. 9º)

193

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

□□ Para consumidores cuyo consumo es mayor a 300 m3/mes, el derecho de conexión debe cubrir el equivalente al costo esperado de la tubería de conexión promedio, más la parte del costo esperado de desarrollo de la Red Común. □□ El derecho de conexión debe cubrir al menos la longitud promedio de la tubería de conexión de los nuevos suministros. Asimismo, para estos consumidores, el derecho de conexión se propondrá en función del tipo de uso del gas natural (industria, GNV, GNC, GNL, generación eléctrica, etc.) y la presión de suministro garantizado. □□ Para el caso de los consumidores regulados cuyo consumo sea menor o igual a 300 m3/mes el derecho de conexión deberá ser, como máximo, el equivalente al costo esperado de la tubería de conexión promedio. □□ Los derechos de conexión pagados por los Interesados se deben actualizar, para efectos de la revisión tarifaria, siguiendo el valor de la Red Común11. Los derechos de conexión según categorías de consumidores se detallan en la tabla siguiente: Tabla 7.5 Derechos de Conexión y Factores K Categoría

Derecho de conexión

Factor K

US$ (m /d) 3

A1 y A2

94,2

6,8

2,7

2,4

1,3

GNV

12,0

0,5

Notas:

- Para las categorías A1 y A2 se considera un consumo promedio mensual de 0,63m3/d - El Derecho de Conexión aplicable a las instituciones públicas (IP) es igual al de la categoría tarifaria C.

El Factor K está referido al Factor límite que considera Osinergmin para que una ampliación sea incorporada automáticamente en la Base Tarifaria12. 11. Red de Media y Baja Presión u Otras Redes. 12. Costos de inversión y operación y mantenimiento incluidos en la tarifa de distribución de gas natural por red de ductos fijada por Osinergmin. Dichos costos incluyen las instalaciones existentes y las que proyecta efectuar el concesionario dentro de su Plan Quinquenal de Inversiones aprobado por Osinergmin.

194

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

3.3.1.4 Cargos por inspección, supervisión y habilitación Los cargos por inspección, supervisión y habilitación de la Instalación Interna, en la concesión de distribución de gas natural por red de ductos de Lima y Callao, para los nuevos consumidores con consumos mayores a 300 m3/mes y de las categorías tarifarias especiales (GNC y GE) fueron fijados por Osinergmin con Resolución N° 086-2014-OS/CD. Para los consumidores con consumos menores o iguales a 300 m3/mes dichos cargos están incluidos en el costo de conexión. Tabla 7.6 Cargos por Inspección, supervisión y habilitación interna (US$) Proceso

US$

Inspección

118,65

Supervisión

94,86

Habilitación

372,09

Total:

585,60

Nota: Para el caso de instituciones públicas (IP), los cargos serán de acuerdo a su consumo.

3.3.1.5 Cargos por corte y reconexión De acuerdo al Reglamento de Distribución de Gas Natural13 la empresa distribuidora está autorizada a realizar el corte del servicio al consumidor por los siguientes motivos: □□ Cuando éste deba dos facturas consecutivas, □□ Si consume el gas natural de forma indebida o sin autorización, □□ Si impide la lectura del medidor de su domicilio, □□ Cuando revende el gas natural a terceros vía redes de distribución no autorizadas, □□ Si pone en peligro la seguridad de las personas o la propiedad de terceros al realizar instalaciones fraudulentas, □□ Si impide la revisión de las instalaciones internas, equipos y acometida correspondientes a su domicilio, □□ Cuando manipula indebidamente cualquier instalación de la concesionaria. 13. Artículo 75° del D.S.042-99-EM, “Reglamento de Distribución de Gas Natural por Redes de Ductos”, de fecha 15 de septiembre de 1999.

195

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

La misma resolución que fijó la vigente TUD también aprobó los cargos máximos por corte y reconexión a ser aplicados en el periodo 2014- 2018. Tabla 7.7 Cargos Máximos por Corte del Servicio Categoría y característica del consumidor (cifras en US$) Tipo de Corte

Categoría A1, A2 y B Comercial*

Categoría B industrial, C y D Polietileno

Acero**

Cierre

9,48

66,31

Retiro de componente de la acometida

10,16

76,54

III

Corte del servicio

86,46

242,33

312,09

(*) Cargos aplicables a las instituciones públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de polietileno. (**) Cargos aplicables a las instituciones públicas (IP) que cuenten con tubería de conexión de acero.

Tabla 7.8 Cargos Máximos por Reconexión del Servicio Categoría y característica del consumidor (cifras en US$) Tipo de Reconexión

Categoría A1, A2 y B Comercial*

Categoría B industrial, C y D Polietileno

Acero**

Cierre

7,53

46,66

Retiro de componente de la acometida

14,97

III

Reconexión por corte del servicio

143,26

270,31

364,87

A continuación se explican las modalidades de cierre y corte del servicio de gas natural, de acuerdo a lo aprobado por Osinergmin14. i. Cierre del servicio Esta modalidad es aplicable en los casos que se encuentren pendiente de pago dos recibos o cuotas de servicio, debidamente notificadas. Comprende el cierre de la válvula de entrada, la verificación de posibles fugas y el precintado. 14. La descripción y secuencia de aplicación de las modalidades de corte, serán las establecidas en la Resolución N° 371-2006-OS/CD, o en aquella norma que la sustituya.

196

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

ii. Retiro de los componentes de la Acometida Esta modalidad es aplicable cuando el usuario consuma gas natural sin autorización de la concesionaria, vulnere las condiciones del servicio, ponga en peligro la seguridad de las personas o la propiedad de terceros, haga instalaciones fraudulentas, dañe la acometida o el sistema de distribución, manipule indebidamente cualquier instalación de la distribuidora, revenda gas natural a terceros y por causales de resolución del contrato. En función de las características de la acometida, los retiros de los componentes de la acometida se clasifican en: ◊◊ Para categorías A y B-comercial: Comprende el cierre de válvula de entrada, el retiro del medidor y regulador según sea el caso, taponado de la tubería de conexión, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el precintado. ◊◊ Para la categoría B-industrial, C, D y GNV: Comprende el cierre de válvula de entrada, el retiro del medidor, la instalación de una placa ciega y de una junta cuando corresponda, el ajuste de bridas y la verificación de pérdidas. iii. Corte del servicio Esta modalidad es aplicable cuando el usuario impide el acceso al gabinete de la acometida para ejecutar el cierre del servicio o el retiro de sus componentes; impide la lectura del medidor; o el acceso a las instalaciones internas, equipos y acometida, para su revisión. Asimismo, procede el corte por reconexión indebida del servicio luego del retiro de los componentes de la acometida. En función de las características de la acometida, los cortes del servicio se clasifican en: ◊◊ Para categorías A y B-comercial (residenciales): Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, el cierre de la válvula de entrada (de ser el caso), prensado y corte de la tubería, venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo. ◊◊ Para categorías B-industrial, C, D y GNV, con tubería de polietileno: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, cierre de la válvula de entrada (de ser el caso), prensado corte de la tubería de polietileno, venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto

197

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo. ◊◊ Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de acero: Comprende el destapado de la cámara o la realización de un pozo para acceder a la válvula enterrada, cierre de la válvula de entrada, colocación de placa ciega, verificación de pérdidas en la zona de intervención y tapado de la cámara o de la válvula. iv. Reconexión del servicio ◊◊ Reconexión por cierre de servicio, para todas las categorías (residenciales, industriales y GNV): Comprende la reapertura de la válvula de entrada, verificación de entrada de gas a equipos y el precintado. ◊◊ La reposición de los componentes de la acometida: Para cada caso se realiza un presupuesto particular que considere el trabajo complementario que involucre la normalización de la acometida con la reutilización del medidor, dependiendo de su estado de conservación. Los costos unitarios a emplear son los considerados en la regulación de tarifas máximas de corte y reconexión. ◊◊ Reconexión por corte de servicio: Esta modalidad se clasifica de acuerdo a la categoría tarifaria del consumidor. ÊÊ Para categorías A y B-comercial: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería, prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, la verificación de pérdidas gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y el relleno del pozo. ÊÊ Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de polietileno: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, la verificación de pérdidas de gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y el relleno del pozo. ÊÊ Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de acero: Comprende el destapado de la cámara o la realización de un pozo para acceder a la válvula enterrada, cierre de la válvula de entrada, retiro del disco ciego, apertura de válvula de entrada, verificación de pérdidas de zona de intervención y tapado de la cámara o relleno del pozo.

198

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

3.3.2. Concesión de Distribución en Ica 3.3.2.1 Tarifas de distribución de gas natural en Ica En la Cláusula 1415 del Contrato BOOT de Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en la región Ica, firmado entre Contugas (concesionaria de la distribución del gas natural en Ica) y el Estado, se establecieron las tarifas iniciales de distribución de gas natural, los cargos por acometida, el derecho de conexión aplicables a los consumidores de Ica por un periodo de 8 años. Las tarifas iniciales de la concesión de distribución de gas natural en Ica se mues tran en las tablas 7.9 y 7.10., las cuales estarán en función de los escenarios (1,2 ó 3) de demanda de la concesión, contemplados también en el Contrato BOOT. Tabla 7.9 Margen de Comercialización Categoría tarifaria

Fijo US$ (m3/día)

Variable US$ (Mil m3)

Escenarios

0,0620

0,0330

0,0340

29,0770

22,1990

22,4920

6,5790

1,2970

0,9640

20,8330

5,8260

4,2590

0,0590

0,0130

0,0100

12,7900

4,0730

2,9620

0,0420

0,0100

0,0080

9,0440

3,1580

2,2880

0,0310

0,0880

0,0060

6,7430

2,5470

1,8250

0,0070

0,0050

2,1350

1,5650

Tabla 7.10 Margen de Distribución Categoría tarifaria

Fijo US$ (m3/día)

Variable US$

Escenarios

0,4070

0,3110

0,0315

190,4600 206,2670 205,6100

43,0950

12,0500

8,8100

136,4630

54,1310

38,9340

0,3890

0,1240

0,0900

83,7760

37,8440

27,0760

0,2750

0,0960

0,0700

59,2370

29,3470

20,9180

0,2050

0,0770

0,0550

44,1710

23,6630

16,6800

0,0650

0,0480

19,8330

14,3100

Para los consumidores de Categoría A y B, los componentes fijos de ambos márgenes, están expresados en US$/mes.

15. Cláusula referida al régimen tarifario.

199

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

3.3.2.2 Cargos máximos de corte y reconexión Osinergmin reguló los cargos de corte y reconexión para la concesión de distribución de gas natural de Ica, como resultado de la ejecución del respectivo procedimiento de fijación de estos cargos Dicho procedimiento se inició el 28 de febrero de 2011 cuando Contugas, empresa concesionaria de la distribución de gas natural en Ica, presentó su propuesta tarifaria a Osinergmin y sustento la misma en audiencia pública que se realizó en Chincha el 24 de marzo del mismo año. El 14 de julio de 2011, Osinergmin publicó la Resolución N° 135-2011-OS/CD que estableció los cargos de corte y reconexión de gas natural en Ica16. El 15 de agosto del mismo año, el organismo regulador publicó el recurso de reconsideración interpuesto por Contugas contra la resolución tarifaria que fijó los cargos de corte y reconexión. Dicho pedido fue sustentado por la concesionaria en audiencia pública realizada en Chincha el 22 de agosto de 2011. Finalmente, Osinergmin resolvió este recurso de reconsideración mediante Resolución N° 177-2011-OS/CD, publicada el 22 de setiembre de 2011, la cual modificó los cargos máximos de corte y reconexión del servicio de distribución de gas natural en Ica según se muestra en las tablas siguientes. Tabla 7.11 Cargos Máximos por Corte del Servicio en la Concesión de Ica (US$) Ítem

Corte tipo

Cierre del servicio

Retiro de componentes de la Acometida

Corte del Servicio

Categoría

US$

I- A

6,56

I- B

6,56

I - B Industrial

25,24

II - A

7,01

II - B

7,01

II - B Industrial

52,73

III - A

79,11

III - B

79,11

III - B Polietileno

178,70

III - B Acero

207,04

16. En dicha resolución se estableció que se debe seguir lo indicado en los artículos 4º y 5º de la norma “Condiciones de Aplicación de Corte y Reconexión de suministros en concesiones de distribución de Gas Natural”, aprobada mediante Resolución Nº 0664-2008-OS/CD, publicada el 29 de noviembre de 2008.

200

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural Tabla 7.12 Cargos Máximos por Reconexión del Servicio en la Concesión de Ica (US$) Ítem

Corte tipo

Reconexión por cierre del servicio

Reconexión de los componentes de la Acometida

Reconexión por corte del Servicio

Categoría

US$

I- A

8,40

I- B

8,40

I - B Industrial

34,47

II - A

II - B

II - B Industrial

III - A

89,29

III - B

89,29

III - B Polietileno

208,45

III - B Acero

283,44

i. Tipos de Corte

i.i. Cierre del servicio ◊◊ Para consumidores regulados con consumos menores o iguales a 300 m3/mes: Comprende el cierre de la válvula de entrada, la verificación de las posibles fugas y el precintado. ◊◊ Para consumidores con consumos mayores a 300 m3/mes con válvula en cámara enterrada y con tubería de acero o polietileno: Comprende el acceso a la cámara de la válvula, el cierre de la válvula de entrada, la verificación de posibles fugas y el precintado.

i.ii. Retiro de los componentes de la acometida El Corte Tipo II es aplicable cuando (i) pese a haberse aplicado el Corte Tipo I, el usuario se reconecta indebidamente; (ii) en los casos previstos en los literales b), c), d), f) y g) del artículo 75º del Reglamento; y (iii) en el caso previsto en el segundo párrafo del artículo 67° del Reglamento. De acuerdo a lo siguiente: ◊◊ Para consumidores regulados con consumos menores o iguales a 300 m3/mes: Comprende el cierre de válvula de entrada, el retiro del medidor y regulador, según sea el caso, taponado del tubo de conexión, la verificación de pérdidas y el precintado. ◊◊ Para consumidores con consumos mayores a 300 m3/mes: Comprende el acceso a la válvula de entrada, el cierre de la válvula de entrada, el

201

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

retiro del medidor y regulador, según sea el caso, cierre de tubería mediante fusión de casquete o la instalación de una placa ciega y de una junta cuando corresponda, el ajuste de bridas, la verificación de pérdidas y el relleno del pozo de ser el caso.

i.iii. Corte del servicio El Corte Tipo III es aplicable: (i) cuando correspondiendo realizar el cierre del servicio, el usuario impida el acceso al gabinete de acometida; (ii) en los casos en que habiéndose aplicado el Corte Tipo II, el usuario se reconecta indebidamente; y (iii) en el caso previsto en el literal e) del artículo 75º del Reglamento. De acuerdo a lo siguiente: ◊◊ Para consumidores regulados con consumos menores o iguales a 300 m3/mes: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería, el cierre de la válvula de entrada, corte de la tubería, venteo del gas desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas y el relleno del pozo. ◊◊ Para consumidores con consumos mayores a 300 m3/mes con tubería de conexión de polietileno: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería, cierre de la válvula de entrada, corte de la tubería de polietileno, venteo del gas desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas y el relleno del pozo. ◊◊ Para consumidores con consumos mayores a 300 m3/mes con tubería de conexión de acero: Comprende la realización de un pozo para acceder a la válvula y cierre de la válvula de entrada, colocación de placa ciega, y de una junta cuando corresponda, el ajuste de bridas, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo. ii. Tipos de Reconexión La descripción y secuencia de aplicación de las modalidades de reconexión se aplicarán en función del último corte efectuado. La reconexión solo procederá cuando se cumpla con lo señalado en el artículo 68° del Reglamento. Los tipos de reconexión y su secuencia de aplicación son los siguientes:

ii.i. Reconexión por cierre del servicio Este tipo es aplicable cuando la reconexión se debe a la ejecución de un corte tipo I por Cierre del Servicio. De acuerdo a lo siguiente:

202

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

◊◊ Para consumidores regulados con consumos menores o iguales a 300 m3/mes: Comprende la reapertura de la válvula de entrada, verificación de entrada de gas a los equipos y el precintado. ◊◊ Para consumidores con consumos mayores a 300 m3/mes con válvula en cámara enterrada y con tubería de acero o polietileno: Comprende el acceso a la cámara de la válvula, la apertura de la válvula de entrada, la verificación de entrada de gas a los equipos y el precintado.

ii.ii. Reinstalación de los componentes de la acometida Para las reconexiones de los cortes de Tipo II por Retiro de los componentes de la acometida, se realizará un presupuesto para cada caso en particular, el cual debe considerar los trabajos complementarios que involucren la normalización del servicio con la reutilización del medidor retirado, en la medida de lo posible, y dependiendo de su estado de conservación. En el cálculo del presupuesto se deberá tener en cuenta lo indicado en el artículo 67° del Reglamento, de ser el caso. Los costos unitarios a emplear serán los considerados en la regulación de tarifas máximas de corte y reconexión.

ii.iii.

Reconexión por corte de servicio

Este tipo es aplicable cuando la reconexión se debe a la ejecución de un corte Tipo III por Corte del Servicio. ◊◊ Para consumidores regulados con consumos menores o iguales a 300 m3/mes: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería, el prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, la verificación de pérdidas de gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y el relleno del pozo. ◊◊ Para consumidores con consumos mayores a 300 m3/mes con tubería de conexión de polietileno: Comprende la realización de un pozo para acceder a la tubería, prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, la verificación de pérdidas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y el relleno del pozo.

203

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

◊◊ Para consumidores con consumos mayores a 300 m3/mes con tubería de conexión de acero: Comprende la realización de un pozo para acceder a la válvula, cierre de la válvula de entrada, retiro del disco ciego, apertura de válvula de entrada, verificación de pérdidas en la zona de intervención y tapado de la cámara o relleno del pozo.

3. Opciones tarifarias Según el Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos aprobado mediante Decreto Supremo 040-2008-EM existen dos tipos de consumidores: • Consumidores Regulados: Consumidor que adquiere Gas Natural con un volumen menor a 30 000 m3/día. • Consumidores Independientes: Consumidor que adquiere Gas Natural directamente del Productor, Comercializador o Concesionario, siempre que sea en un volumen mayor a los 30 000 m3/día y por un plazo contractual no menor a seis (6) meses. Para mantener la condición de Consumidor Independiente, se efectuará una estimación del consumo para los primeros seis (6) meses contratados. Si transcurrido el mencionado plazo, el consumo real hubiera sido menor al mínimo requerido según el Reglamento, se perderá la condición de Consumidor Independiente, resolviéndose los contratos que correspondan. A partir de este momento, el Consumidor pasaría a ser un Consumidor Regulado debiendo para ello, suscribir el respectivo Contrato de Suministro. Asimismo, el Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo en la Industria de Gas Natural17, distingue entre consumidores que usan el gas natural para generación eléctrica (Generador Eléctrico) y los que no son generadores eléctricos (Otros Consumidores), los cuales pueden ser consumidores independientes o regulados. Las categorías tarifarias aplicables en el periodo 2014 - 2018 fueron aprobadas por Osinergmin mediante Resolución N° 086-2014-OS/CD y modificadas con Resolución N° 140-2014-OS/CD. Estas categorías se muestran en la tabla siguiente.

17. Aprobado mediante Decreto Supremo Nº 040-99-EM.

204

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural Tabla 7.13 Categorías tarifarias para la Concesión de Lima y Callao Categorías

Descripción Categorías por Rango de Consumo (Sm3 /mes)

Hasta 30 Sm3 /mes

Desde 31 hasta 300 Sm3 /mes

Desde 301 hasta 17 500 Sm3 /mes

Desde 17 501 hasta 300 000 m3 /mes

Desde 300 001 hasta 900 000 Sm3 /mes

Consumidor Independiente con un consumo mayor a 900 000 Sm3 Categorías Especiales, independientes del consumo mensual

GNV

Para estaciones de servicio y/o gasocentros de gas natural vehicular

Para generadores de electricidad (GGEE)

(*) La Tarifa Única de Distribución (TUD) aplicable a las Instituciones Públicas del Estado (IP), tales como hospitales, centros de salud e instituciones educativas, será igual al de la Categoría C.

Las categorías tarifarias para la concesión de Ica son las siguientes: Tabla 7.14 Categorías tarifarias para la Concesión Ica Categoría Tarifaria

Rango de consumo (Sm3/mes)

A - Residenciales

Hasta 300

B - Comercios y pequeña industria

Desde 301 hasta 19 000

C - GNV

Desde 19 001 hasta 370 000

D - Gran industria

Desde 370 0001 hasta 4 000 000

E - Generador eléctrico

4 000 001 A 30 000 000

F - Petroquímica

Mayor a 30 000 001

Según Contrato BOOT Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red ductos en el Departamento de Ica.

4. Actualización de precios y tarifas El contrato de licencia de explotación (lote 88) incluye fórmulas de actualización del precio máximo del gas natural en boca de pozo para que este mantenga su valor en el tiempo. Esta actualización se realiza el primer día de cada año. Las tarifas de transporte de gas natural por ductos en alta presión de Camisea (Red Principal) se fijan cada 2 años, mientras que las Tarifas Únicas de Distribución en Lima y Callao se fijan cada 4 años. Las resoluciones que fijan las tarifas incluyen fórmulas de actualización para los periodos comprendidos entre regulaciones.

205

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

5.1. Actualización del precio del gas en boca de pozo 5.1.1. Factor de reajuste del precio máximo (Lote 88) En el segundo semestre del año 2006 se renegoció el Contrato de Licencia de Explotación de Hidrocarburos en el Lote 8818, mediante el cual el productor (Consorcio Pluspetrol) y el Estado peruano firmaron una quinta adenda a dicho contrato. La citada modificación establece una nueva metodología para el cálculo del factor de reajuste, desvinculando el cálculo del factor de la canasta de precios internacionales de tres residuales, y vinculándolo a índices internacionales relacionados con la industria del gas natural y la energía. Esta metodología se viene aplicando desde enero de 2007. Con fecha 06 de agosto de 2014, se suscribió la octava modificación al Contrato de Licencia, mediante la cual se reemplaza uno de los índices de la fórmula del factor de ajuste. Según las modificaciones introducidas, la nueva fórmula de actualización es la siguiente: Fórmula 1

FA = 0,60 x Ind1i + 0,40 * Ind2i Ind10 Ind20 Donde: Ind1 = Promedio aritmético del índice Oil Fiel and gas Field Machinery (WPU 1191), publicado por el Department of Labor - USA. Ind2 = Promedio aritmético del índice Fuel and related products and power (WPU 05), publicado por el Department of Labor - USA., correspondiente al periodo (i) ó (o). (i) Periodo de doce meses publicados anteriores al periodo de ajuste. (o) Periodo comprendido entre diciembre de 1999 y noviembre de 2000.

Si el Factor de ajuste calculado resultara menor que uno se tomará como valor igual a uno. Según el contrato de licencia19, durante los primeros 6 años contados a partir del 01 de enero de 2007, la aplicación del factor de ajuste determinado en el literal b) no representará un incremento acumulado anual en el precio máximo realizado superior al 5%, durante los cinco años subsiguientes el incremento acumulado anual superará el 7%. Como resultado de la aplicación del factor de ajuste, los precios actualizados a setiembre de 2014 para la generación eléctrica y demás usuarios son US$ 1,8356/ MMBTU y US$ 3,3040/MMBTU, respectivamente. 18. La Cláusula 8.4.4.1, literal b) del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88 define el factor de actualización para el precio máximo de gas natural en boca de pozo. 19. Literal c) párrafo 2 del Contrato de Licencia de Explotacción del Lote 88.

206

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

5.2. Factores de actualización del transporte de Camisea Según el artículo 2° de la Resolución N° 033-2014-OS/CD, el reajuste de las Tarifas de la Red Principal de Camisea se efectuarán de acuerdo a lo establecido en el artículo 11° del “Procedimiento de Cálculo de las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos para el Caso de la Red Principal de Camisea” aprobado mediante Resolución N° 078-2004-OS/CD, sus modificatorias y ampliatorias. Por tanto los factores de actualización son los siguientes: Fórmula 2 FA1 = PPIa / PPIo FA2 = TC Donde: PPI: Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica. PPIa: Último Índice disponible al mes en que se hace la actualización. PPIo: Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica correspondiente al mes en que se ha ofertado el costo de servicio cuyo valor se fijó en 149,8. TC: Tipo de cambio promedio determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros, correspondiente a la “cotización de oferta y demanda – tipo de cambio promedio ponderado” o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta promedio de las cinco últimas cotizaciones disponibles y publicadas en el Diario Oficial El Peruano, al día 25 de cada mes.

El FA1 se aplica una vez al año y se actualiza el 1° de marzo de cada año. Mientras el FA2 se aplica una vez por mes.

5.3. Factores de actualización de la TUD en Lima y Callao De acuerdo al artículo 14° de la Resolución N° 086-2014-OS/CD que fija la fórmula de actualización de las tarifas, considerando el factor de costos unitarios, la fórmula es: Fórmula 3 FA = a x PPIa + b x IACa + c x IPEa + d x IPMa PPI0 + b x IAC0 + c x IPE0 + d x IPM0 a: Coeficiente de participación de la inversión existente. b: Coeficiente de participación del acero en la ampliación. c: Coeficiente de participación del polietileno en la ampliación. d: Coeficiente de participación bienes y servicios nacionales en la ampliación. IACa: Índice de Acero equivalente al WPU101706 publicado por el “U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics” y disponible su página web: www.bls.gov. IAC0: Índice de Acero correspondiente al mes de setiembre de 2013, estableciéndose su valor base igual a 254,0. IPEa: Índice de Polietileno equivalente al WPU07110224 publicado por el “U.S. Department of Labor Bureau of Labor Statistics” y disponible en su página web: www.bls.gov. IPE0: Índice de Polietileno correspondiente al mes de setiembre de 2013 estableciéndose su valor base igual 171,7. PPIa: Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamérica, definido como: Producer Price Index (Finished Goods Less Foods and Energy – Serie ID: WPSSOP3500), publicado por “Bureau of Labor

207

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Statistics” de los Estados Unidos de Norteamérica. Se tomará el último valor publicado, correspondiente al mes de setiembre, disponible a la fecha de la actualización. PPI0: Valor Base a setiembre de 2013 igual a 185,4. IPMa: Índice de Precios al Por Mayor publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI). Se utilizará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes sean aplicadas. IPM0: Valor Base a setiembre de 2013 igual a 100,930875.

Además de los parámetros definidos en la fórmula de cálculo del FA, existe un parámetro adicional, el Tipo de Cambio20, que se usa para la conversión de las tarifas a moneda nacional y cuya actualización se realiza los primeros días de cada mes. Dichos parámetros fueron modificados con Resolución N° 140-2014-OS/CD. Los coeficientes de participación para cada componente son los siguientes: Tabla 7.15 Parámetros generales de actualización VNR Existente Parámetro VNR existente

Tarifas de distribución Parámetro MD y MC

0,1282

0,0623

0,0136

0,7959

Instalador de acometida en muro existente Tipo de medidor

G1,6

0,4565

0,5435

0,4920

0,5080

0,6284

0,3716

Instalador de acometida en murete construido Tipo de medidor

G1,6

0,3657

0,6343

0,3995

0,6005

0,5388

0,4612

Derecho de conexión Categorías

C, D, E, GE y GNV

AyB

Inspección, supervisión y habilitación de redes internas Categorías

B,C,D, GNV, E, GE

20. Según el artículo 12° de la Resolución Nº 086-2014-OS/CD, el tipo de cambio a emplearse es el valor venta promedio de las cinco últimas cotizaciones diarias disponibles y publicadas a los 25 días de cada mes que se encuentren publicados por la Superintendencia de Banca y Seguros a la fecha de la actualización.

208

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural Corte y reconexión Parámetro

Corte

Reconexión

5.4. Factores de actualización de las TD y cargos en Ica Conforme a la Cláusula 14.2.f) la fórmula de actualización para calcular la actualización de los parámetros de las tarifas de Distribución y Comercialización es la siguiente: F1 = a IPE + b IAC + c IPM + d PPI IPE0 IAC0 IPM0 PPI0 Donde: F1: Factor de actualización del costo medio de Distribución. a: Coeficiente de participación de las redes de polietileno sin incluir las obras civiles. b: Coeficiente de participación de las redes de acero sin incluir las obras civiles. c: Coeficiente de participación de obras civiles más Operación y Mantenimiento. d: Coeficiente de participación de productos importados (no aplica el acero ni al polietileno). IPE: Índice de precios de goma y productos plásticos (Series ID: WPU07110224), este índice se utilizará como el relevante para el reajuste del ,polietileno. IAC: Índice de precios de ductos de acero y tuberías (Series ID: WPU101706) IPM: Índice de precios al por mayor (INEI) PPI: Índice de precios de bienes finales sin incluir alimentos y energía (Series ID: WPSSOP3500)

Para el caso de las definiciones de IPE, IAC y PPI, valores referidos corresponden a los publicados por el Bureau of Labor Statistics de los Estados Unidos y disponible en su página web: www.bls.gov. El Factor F1 será evaluado cada 12 meses a partir del primer año de la Puesta en Operación Comercial. Las tarifas de Distribución y Comercialización aplicables y los topes máximos de la Acometida serán actualizados por el factor de ajuste F1. A partir del tercer año de la Puesta en Operación Comercial, el máximo reajuste anual será de 5%. Además de los parámetros definidos en la fórmula de cálculo del FA, existen los coeficientes de las fórmulas de actualización, los mismos que se muestran en la tabla siguiente. Tabla 7.16 Coeficientes de las fórmulas de actualización Coeficiente b c

Valor por actualizar

Categoría

Margen Comercial y Margen de Distribución

A,B,C,D,E y F

0,006

0,148

0,846

0,000

0,180

0,0

0,820

0,0

B,C,D,E y F

0,0

0,180

0,820

0,0

0,523

0,477

Derecho de Conexión Acometida

209

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Además, mediante la Resolución N° 135-2011-OS/CD que fijó los cargos por corte y reconexión del servicio de distribución de gas natural en Ica, en su artículo 3° precisa que dichos valores serán actualizados mediante la aplicación de la siguiente fórmula.

T1i = T0i x FA Donde: T1i: Tarifa aplicable luego de efectuar la actualización. T0i: Tarifa aprobada en los artículos 1° y 2° de la Resolución N° 135-2011-OS/CD. FA: Factor de actualización de Costos Unitarios.

La determinación del valor del Factor de Actualización de los Costos Unitarios (FA) se realizarán conforme a la fórmula siguiente:

FA = IPMa / IPMo Donde: IPM: índice de precios al por mayor, publicado por INEI. Se utilizará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes sean aplicadas. IPM0: Valor base del IPM e igual a 179,794703, correspondiente al mes de setiembre 2008. IPMa: Valor IPM al momento de realizar la actualización.

Conforme a dicha resolución la actualización se realizará a la entrada en vigencia la resolución y las siguientes actualizaciones se efectuarán cada 3 meses.

6. Tarifas del gas para norte y suroeste del país (GNL) Así como existe la regulación de tarifas efectuadas por Osinergmin, existe una forma de regulación que se hace al realizar los contratos de concesión o licitación de los proyectos de masificación de gas natural, en éstos el Estado inserta tarifas con topes máximos que la empresa concesionaria o licenciataria debe respetar hasta que culmine el periodo del contrato. Este es el caso de los Contratos de Asociación Público Privada efectuadas con la finalidad de llevar el gas natural a otras regiones del país por medio de sistemas móviles (cisternas) que transportan el GNL proveniente de Pampa Melchorita hasta las zonas de consumo, donde previamente es regasificado (el GNL vuelve a su estado gaseoso) para luego ser suministrado por medio de redes de ductos a los usuarios.

6.1. Tarifas Iniciales De conformidad con el artículo 3° de la Ley N° 28849, Ley de Descentralización del Acceso al Consumo del Gas Natural, el inciso a y el último párrafo del artículo 25° del Texto Único Ordenado, así como los artículos 121° y 128° del Reglamento de Distribución, las tarifas iniciales, y los demás cargos incluidos en la Cláusula 11 del

210

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

Contrato de Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos (concesión norte y suroeste) y el Primer Plan de Conexiones establecidas en el Numeral 11.2 del contrato indicado se establecen las tarifas iniciales de distribución de las concesiones antes indicadas. El plazo de vigencia de dichas tarifas y cargos será el primer periodo tarifario, el cual empieza al término de un año después de la fecha de cierre y concluye ocho años después. La sociedad concesionaria (Gases del Pacífico o Gas Natural Fenosa Perú) podrá cobrar tarifas a partir del inicio del primer periodo tarifario. El Osinergmin podrá decidir que el primer periodo tarifario concluya después de 6 y antes de 9 años después de la fecha de cierre, en caso que:

–– Osinergmin estime que la demanda real o esperada de la concesión durante ese lapso, crezca en una magnitud mayor a cincuenta por ciento (50%) por encima de la demanda base utilizada en los estudios tarifarios efectuados por Proinversión en el marco del concurso; o

–– Esté previsto el ingreso en operación comercial de un gasoducto de transporte dentro del indicado lapso. Esta decisión del Osinergmin, será incontrovertible e inimpugnable. La decisión antes indicada deberá ser comunicada por el Órgano Regulador a la sociedad concesionaria (Gases del Pacífico o Gas Natural Fenosa Perú), con doce (12) meses de anticipación.

6.2. Régimen tarifario del primer periodo de regulación El régimen tarifario contractual del primer periodo de regulación es el siguiente:

6.2.1. Categoría de consumidores Tabla 7.17 Categorías de consumidores Categorías Categorías

m3/mes*

Hasta 100

101 a 19 000

Mayor a 19 000

(*) m3: metro cúbico estándar

211

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

La asignación de categoría a cada consumidor, depende del rango de consumo, y no de la denominación de la categoría o el uso al que se destine el gas natural, excepto en el caso de los consumidores de gas natural para vehículos (GNV), los cuales están comprendidos en la Categoría C, independientemente de su rango de consumo.

6.2.2. Tarifas de Distribución y Comercialización Iniciales Una vez determinadas las tarifas aplicables, éstas se mantienen constantes durante el año respectivo. El consumidor tendrá derecho a adelantar en todo o en parte el pago del Margen de Promoción, para lo cual, se aplicará una tasa de descuento de 12% y un plazo máximo de ocho años. Este Margen de Promoción solo será aplicable a los consumidores del primer plan de conexiones. Tabla 7.18 Tarifas de distribución de gas natural para la concesión norte Descripción Consumo Promedio

Unidad

m /cliente-mes

1 200

115 756

911 793

Margen de comercialización Margen Fijo (MCF)

US$/cliente-mes

0,44

135,74 Continua en página siguiente.

Descripción

Unidad

Margen por Capacidad (MCC) US$/(m3-día)-mes Margen por Promoción (MP)

US$/cliente-mes

1,33

2,10

88,18

138,55

3,80

Margen de distribución Margen Variable (MDV)

US$/mil m3

55,30

227,38

Tabla 7.19 Tarifas de distribución de gas natural para la concesión suroeste Descripción Consumo Promedio

Unidad

m /cliente-mes

1 200

92 272

360 767

0,33

2,08

22,05

137,23

MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN Margen Fijo (MCF)

US$/cliente-mes

0,43

134,95

Margen por Capacidad (MCC) US$/(m3-día)-mes Margen por Promoción (MP)

US$/cliente-mes

3.80

MARGEN DE DISTRIBUCIÓN Margen Variable (MDV)

212

US$/mil m3

53,98

226,06

Capítulo VII: Regulación de las tarifas de gas natural

6.2.3. Cargos por conexiones i). Cargo por Acometida Los cargos por Acometida serán los siguientes: Tabla 7.20 Cargos por Acometida En Muro Existente

En Murete Construido

US$

Con medidor G1.6

104,73

131,06

Con medidor G4

126,37

152,70

Con medidor G6

222,55

271,56

Tipo de Acometida

ii). Derecho de conexión Los costos unitarios por derecho de conexión por categoría son los siguientes: Tabla 7.21 Derecho de Conexión Categoría

US$ (m3/d)

94,2

6,8

12,0

2,4

Nota: Para el caso de la Categoría A, se utilizará un promedio por cliente 0,70 m3/d.

El pago por derecho de conexión es igual al producto de la capacidad reservada como derecho de conexión (m3/d) por el costo unitario definido en la tabla anterior. iii). Flete de transporte virtual asociado a la Planta Perú LNG Se define un flete de transporte virtual (FTV) para cada concesión, correspondiente al transporte virtual de GNL desde la Planta Perú LNG hasta el cualquier punto de cada concesión, cuyos valores se presentan en la tabla siguiente. Tabla 7.22 Flete de transporte virtual por concesión Concesión

FTV US$/MMBTU

Norte

3,32

Sur Oeste

3,38

213

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

6.3. Gráficos resumen del precio del gas Gráfico 7.7 Precios del gas natural con IGV en Lima por categorías Julio 2014 (US$/GJ)

Fuente: Osinergmin

Gráfico 7.8

Precios del gas natural con IGV en Ica por categorías Setiembre 2014 (US$/GJ)

Fuente: Osinergmin

Gráfico 7.9

Gráfico 7.10

Precios del gas natural con IGV por categorías Concesión Norte

Precios del gas natural con IGV por categorías Concesión Sur Oeste

Fuente: Osinergmin

214

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

Capítulo VIII Gas Natural Vehicular (GNV) Los beneficios del gas natural no sólo inciden en los sectores residenciales, comerciales e industriales, también lo hace en el sector transporte a través del uso del GNV, el cual propicia la renovación constante del parque automotor del país, por las ventajas económicas y medioambientales del nuevo combustible. Actualmente, el Perú cuenta con más de 170 mil vehículos con sistema a GNV y más de 220 estaciones de servicio para atender la demanda vehicular.

215

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

216

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

Capítulo VIII Gas Natural Vehicular Hacer que el transporte público opere esencialmente con gas natural vehicular (GNV) es un imperativo económico, social y ambiental absolutamente factible, si se considera la alta competitividad de este combustible con relación con sus sustitutos y se establecen los mecanismos para incentivar su aplicación y que los transportistas puedan beneficiarse con el uso de un combustible económico y amigable con el medio ambiente.

1. ¿Qué es el GNV? El GNV es el mismo gas natural que utilizan los consumidores residenciales, las industrias y las generadoras eléctricas, con la diferencia que éste se encuentra comprimido y almacenado para su expendio en alta presión (200 bar aproximadamente) y su empleo en el transporte vehicular. En el sector transporte, el GNV sustituye con ventajas económicas y ambientales a la gasolina, el diésel, y al gas licuado de petróleo (GLP) y permite ahorros de hasta el 60% comparado con otros combustibles empleados en el sector transporte. El GNV es un combustible muy seguro cuando su manejo se realiza con los equipos apropiados y según las normas de seguridad respectivas, su expendio se realiza en las estaciones de servicio o gasocentros. Los beneficios que los usuarios logran con el empleo del GNV explica el rápido crecimiento del mercado de este combustible en el Perú, tal como se muestra en los siguientes puntos.

2. Ventajas y desventajas del GNV Como cualquier combustible, el gas natural tiene tanto ventajas como desventajas. Aunque la conversión de vehículos a GNV no siempre es apropiada para todos

217

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

los tipos de vehículos ni en todos los nichos del transporte, ésta puede satisfacer las necesidades de muchas organizaciones. Por lo tanto, es necesario comprender los atributos del GNV de tal forma que estos sean sopesados con la necesidad de los consumidores. A continuación se presenta las ventajas y desventajas de usar GNV en comparación con los vehículos de gasolina.

2.1. Ventajas –– Reducción de emisiones y eliminación de contaminantes tóxicos. –– Reducción en el nivel de emisión de hidrocarburos no combustionados en cerca de 80%.

–– Reducción en el nivel de emisión de CO en cerca de 50%. –– Reducción en el nivel de emisión de los óxidos de nitrógeno (NOx) –– El costo del gas natural, por galón de gasolina equivalente, es normalmente entre 30% y 60% más barato.

–– Bajo nivel de emisiones de gases de efecto invernadero, con aproximadamente 15% de emisiones menores a la gasolina.

–– No se requiere almacenamiento bajo tierra, eliminando la posibilidad de contaminación del terreno o de las aguas subterráneas.

–– Alto octanaje que permite la obtención de una mayor relación de compresión.

–– El gas natural no requiere el enriquecimiento1 del combustible, debido a que es introducido dentro del motor como vapor.

–– La operación del motor es mucho más suave y silenciosa. –– La combustión es más limpia y por lo tanto los vehículos requieren menos mantenimiento. Se ha estimado que el gas natural incrementa la vida del motor en cerca de 25%.

–– Un vehículo convertido puede retener su capacidad para operar con gasolina, extendiendo así su rango de acción y flexibilidad. 1. En los motores que operan con gasolina, la mezcla de la gasolina y aire se produce antes de entrar a la cámara de combustión. Debido a que la gasolina se encuentra en estado líquido es necesario vaporizarla, 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 no es perfecta, generalmente se agrega más gasolina que el requerimiento teórico, a este proceso se le denomina “enriquecimiento de la mezcla”.

218

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

99 Los vehículos pueden ser reconvertidos para operar con gasolina. También, los sistemas de conversión pueden ser reinstalados en otros vehículos.

2.2. Desventajas –– Peso adicional debido a los cilindros de combustible. Se adiciona entre 35 a 125 kilogramos por cilindro, lo cual puede reducir la eficiencia y la capacidad de carga.

–– El tamaño y la localización de los cilindros de combustible pueden reducir el espacio de carga.

–– Los costos de conversión están generalmente entre los 1 200 y 1 400 dólares, dependiendo de la antigüedad del vehículo y la capacidad del cilindro.

–– En vehículos duales (gas natural y gasolina) o convertidos el motor no puede ser optimizado para ambos combustibles, por lo tanto existe una pérdida de rendimiento.

–– Pérdida de potencia resultante del desplazamiento del aire está alrededor de 10%.

3. Funcionamiento del GNV en el Perú La conversión del parque vehicular de la ciudad de Lima se realizó mediante el diseño de un sistema que permite formalizar todos los eslabones de la cadena del negocio desde: • La conversión garantizada mediante equipos autorizados (PEC2) en talleres autorizados y con certificación de empresas auditoras; • El registro de las ventas por vehículo habilitado; • La recaudación de las cuotas de pago de los financiamientos. Con toda esta información el sistema Infogas permite reducir el riesgo de los clientes y dar acceso a la banca a un negocio seguro y de baja morosidad. Adicionalmente, Cofide estructuró garantías de pago a los créditos otorgados por la banca que facilitan el acceso de una mayor cantidad de empresas financieras y con ello se redujo la tasa de los créditos. Actualmente, el Perú importa vehículos que funcionan exclusivamente con el GNV y vehículos duales (que usan gasolina y GNV), pero la mayoría de vehículos que circulan en el país son convertidos al gas natural localmente. 2. Proveedor de Equipo Completo, empresa calificada para proveer kits de conversión

219

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

En el sistema participan proveedores del gas natural que manejan descuentos promocionales para la conversión de vehículos. También lo hacen los ministerios de Energía y Minas, Transportes y Comunicaciones y PRODUCE. Cofide actúa como fiduciario del sistema Infogas y garantiza el nivel de los créditos. Hasta fines de 2013, es decir 96 meses de gestión, el sistema generó beneficios que superan más de 170 mil unidades convertidas y los 4 800 millones de dólares (aproximadamente 1,8% del PBI). El Sistema Infogas se centró en el control de la carga de gas natural al vehículo, de tal forma que si el vehículo no está habilitado para consumir gas, ninguna estación de servicio lo puede atender y por lo tanto, le sería más oneroso consumir el combustible anterior. Cofide diseñó un mecanismo de garantía o respaldo a los créditos denominado Cofigas que redujo la exposición al riesgo de las empresas financieras y con ello se habilitaron más líneas de crédito a una tasa de financiamiento razonable. Hoy participan bancos importantes y cajas rurales. La principal empresa financiera es la Caja Metropolitana de Lima. El sistema de carga inteligente se basa en la confianza y uso que los usuarios hacen del mismo ya que esto reduce los riesgos del crédito y por tanto la tasa de interés aplicable. Lamentablemente, se han detectado los siguientes problemas: • Uso indebido de los dispositivos electrónicos asignados a los talleres y en los instalados en los vehículos convertidos; • Desmontaje no autorizado de los ‘kit de conversión’; • Incumplimiento de las obligaciones de pago; • Pérdida o robo de los dispositivos electrónicos. Por otra parte Cofide viene promoviendo la implementación de un programa de sustitución del GLP en los vehículos mediante el otorgamiento de un bono (US$ 750 por vehículo). Este programa aplicaría en favor de los taxistas, reduciéndose el monto del financiamiento de la conversión y/o valor de venta de un auto nuevo a GNV. El empleo de los recursos de Cofide y el financiamiento a través de proveedores autorizados permite reducir el costo de la conversión y con ello mejora el acceso de los usuarios al GNV.

220

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

3.1. Conversión vehicular Para convertir un vehículo al GNV éste debe funcionar con gasolina, incluyendo a los vehículos convertidos al GLP. Para efectuar la conversión es necesaria la revisión y adaptación del vehículo al nuevo sistema. Este procedimiento debe ser realizado en un taller de conversión certificado autorizado por el Ministerio de Transportes y Comunicaciones y supervisado por SUTRAN. La conversión implica la instalación de un kit de conversión que permite el trabajo correcto del vehículo con el GNV. El costo de la conversión al GNV varía de acuerdo al tipo de vehículo, la capacidad del cilindro de almacenamiento, la antigüedad de la unidad y los gastos de acondicionamiento y puesta a punto de la unidad para su conversión. El costo promedio de la conversión asciende a US$ 1 200 en el caso de los autos con carburador, y a US$ 1 400 en el caso de los autos con sistema de inyección. El costo de conexión puede ser financiado a través de Cofide3 u otras instituciones financieras. La amortización del financiamiento se efectúa mediante el sistema de carga inteligente, cuyo funcionamiento se explica también en este capítulo. El tiempo de recuperación de la inversión realizada en la conversión vehicular a GNV dependerá del recorrido que realice el vehículo, es decir que el tiempo de retorno de la inversión será menor si el vehículo recorre grandes distancias al día, como es en el caso de los taxis.

3.2. Procedimiento de conversión vehicular Una vez tomada la decisión de convertir el vehículo para que también funcione con GNV, el interesado debe realizar las siguientes acciones:

–– Realizar una revisión del estado y funcionamiento del vehículo para determinar si está en condiciones de ser convertido al GNV. Si no lo estuviera, conocer que reparaciones se le debe hacer. 3. La Corporación Financiera de Desarrollo (Cofide), que a través del programa Cofigas promueve activamente el proceso de transformación productiva y de consumo de la economía nacional en base al uso intensivo del gas natural, por medio de productos financieros que faciliten el acceso al crédito de los diferentes agentes económicos..

221

Fuente: Osinergmin

Gráfico 8.1 Pasos para la conversión a gas natural vehicular

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

222

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

–– Solicitar cotizaciones de conversión en talleres autorizados, para decidir por la opción más conveniente. Las cotizaciones pueden incluir el valor de las reparaciones que deben hacerse para convertir el vehículo al GNV.

–– Con la cotización elegida, el interesado debe dirigirse a la institución financiera que le otorgará el financiamiento para la conversión del vehículo al GNV y su reparación de ser el caso, previa evaluación de la solicitud de crédito y el cumplimiento de los requisitos del mismo.

–– Una vez aprobado el financiamiento, el interesado debe dirigirse al taller de conversión elegido, para que realice el trabajo de adaptación del vehículo al GNV. El valor de este servicio incluye el kit de conversión.

–– El financiamiento de la conversión se amortiza cada vez que el vehículo carga GNV en una estación de servicio o gasocentro conectado al sistema de carga inteligente de Cofide. Antes de la carga, el vehículo debe estar sin pasajeros dentro, por precaución. Gráfico 8.2 Kit de conversión de GNV

Fuente: Elaboración propia.

223

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

3.3. Financiamiento de proyectos de GNV Cofide financia los proyectos de gas natural vehicular (conversiones o adquisiciones de nuevos equipos y unidades) a través de intermediarios financieros como: bancos, cajas de ahorros y créditos, y cajas rurales, que participan en el Programa Cofigas. Los principales intermediarios financieros del programa son: Banco Continental, Caja Metropolitana de Lima, Caja Municipal de Sullana, Caja Rural Señor de Luren, Caja Nor Perú, Profinanzas y La Curacao. Para el financiamiento de las conversiones vehiculares al sistema GNV se debe seguir el siguiente procedimiento:

–– El usuario vehicular recibe del posible intermediario financiero información sobre los requisitos para acceder al financiamiento requerido.

–– El usuario vehicular solicita de un taller autorizado el presupuesto de conversión.

–– El usuario vehicular formaliza su solicitud de financiamiento ante la entidad financiera por el monto del presupuesto de conversión.

–– La entidad financiera aprueba el financiamiento luego de la evaluación de la solicitud del usuario.

–– El taller efectúa la conversión y el certificador instala el ‘chip’ del sistema de carga inteligente.

–– Una vez terminada la conversión, la entidad financiera cancela al taller el costo de la conversión.

–– Los gasocentros, al vender GNV al usuario, recaudan sistemáticamente el monto del crédito otorgado para la conversión.

3.4. Sistema de carga inteligente El sistema de carga inteligente es un sistema informático administrado por Cofide que permite controlar el consumo de GNV de vehículos convertidos y/o reparados con recursos facilitados por Cofigas al intermediario financiero que aprobó u otorgó el crédito para la conversión o compra de nuevas unidades a GNV; y que al mismo tiempo permite la recuperación oportuna de los financiamientos otorgados. Este sistema tiene como componente principal un chip instalado en la unidad o vehículo convertido, que provee al sistema de carga inteligente, en tiempo real, la siguiente información: datos generales del vehículo; datos del equipo completo de

224

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

conversión instalado en el vehículo; datos del taller de conversión autorizado por la entidad competente; datos del consumo de GNV; datos de las revisiones anuales del equipo completo de conversión y su respectiva validación; e información para otras aplicaciones comerciales. Además, el sistema evita la informalidad y asegura la confiabilidad del mismo. El sistema permite a los usuarios pagar por la conversión y/o adquisición de su vehículo sin realizar mayor desembolso, amortizando el financiamiento recibido en forma paulatina a medida que consume GNV. En la mayoría de los casos con sólo una parte de los ahorros obtenidos con la utilización del nuevo combustible. Gráfico 8.3 Funcionamiento del sistema Infogas

Fuente: Cofide

3.5. Estaciones de GNV La estación de GNV es el local comercial que expende el gas natural para el uso vehicular y que tiene como elementos principales los que se muestran en el gráfico 8.4. La instalación y operación de una estación de GNV se efectúa bajo estrictas normas y especificaciones establecidas por el Ministerio de Energía y Minas y supervisadas por la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural de Osinergmin. Para emprender un proyecto de estación de servicio de GNV es preciso priorizar los siguientes aspectos:

225

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

–– Verificar la factibilidad técnica del proyecto con la concesionaria de distribución de gas;

–– Disponer de personal calificado para la instalación y operación de la estación;

–– Dar atención a los aspectos medioambientales y obtener las certificaciones correspondientes; y

–– Obtener oportunamente las autorizaciones, licencias y permisos necesarios para la instalación y funcionamiento formal de la estación. Los interesados en la instalación y operación de una estación de GNV deben poner especial atención a los aspectos de seguridad. Gráfico 8.4 Estación de servicio de GNV

Fuente: Osinergmin

El permiso para instalar y operar una estación de GNV se efectúa ante la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural de Osinergmin, que es la instancia encargada de emitir el Informe Técnico Favorable (ITF). Para ello el interesado debe presentar con la debida anticipación una solicitud de ITF para una estación de GNV, que será atendida en un plazo máximo de 30 días hábiles. Este trámite es gratuito. La inversión para la instalación de una estación de GNV asciende en promedio a 600 mil dólares, sin considerar el valor del terreno. Esta inversión puede ser financiada por Cofide, a través de sus intermediarios financieros.

226

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

4. Desarrollo del GNV en el Perú El desarrollo del GNV en el Perú se inicia con la puesta en operación comercial del proyecto Camisea y la llegada del gas natural a Lima (agosto del 2004). Desde ese momento el mercado del GNV ha evolucionado de manera similar al de otros países como Colombia y Argentina, cuya industrias de gas natural se establecieron varias décadas antes. De acuerdo con los reportes de Infogas, en diciembre de 2013, en el país existían 171 541 vehículos activos a GNV, con un crecimiento de 12,4% respecto a la cantidad de unidades registradas al concluir el año 2012. Gráfico 8.5 Vehículos activos a GNV

Fuente: Infogas - Cofigas

Durante el 2013 se puso en servicio un total de 19 444 vehículos accionados con GNV, de los cuales 14 122 fueron vehículos convertidos y 5 322 unidades nuevas, como se observa en el gráfico 8.6 de la página siguiente. En el mismo periodo se dieron de baja 527 unidades. Al respecto, hay que destacar que la adquisición de vehículos nuevos accionados con GNV comenzó en el año 2008 y que a fines de 2013 este tipo de unidades representaba el 20% del total de vehículos accionados con gas natural vehicular. También se cuenta con 63 proveedores de equipos completos (PEC), 4 entidades certificadoras y 22 entidades de financiamiento.

227

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 8.6 Vehículos convertidos Vs Vehículos nuevos

(*) Información acumulada a diciembre 2013. Fuente: Infogas - Cofigas

A medida que aumentó el número de vehículos accionados con GNV creció también el número de estaciones de servicio de GNV, acompañando el desarrollo del parque vehicular. De este modo, al finalizar el año 2013 existía en el país un total de 227 estaciones instaladas principalmente en Lima y Callao, donde la mayoría está concentrada en el Cercado y en los distritos de La Victoria y San Juan de Lurigancho, como se observa en el gráfico siguiente: Gráfico 8.7 Establecimientos de GNV por distrito (Lima y Callao)

Fuente: Osinergmin

Cabe señalar que en la etapa inicial de desarrollo del mercado de GNV el número de estaciones de servicio era muy reducido y las estaciones existentes atendían

228

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

hasta 1 400 vehículos por día, pero conforme se fue desarrollando el mercado dicho ratio cayó a 750 vehículos diarios por estación, que es el promedio actual. Como se verá más adelante, la economía de la estación depende del consumo medio por vehículo y de los costos de inversión de la estación. El número de talleres de conversión que existían en el país en diciembre de 2013 fue 192. Este número creció también a medida que expandió el mercado del gas vehicular. Tal como muestra el gráfico 8.8, el financiamiento fue un factor importante de impulso a la adquisición y conversión de unidades accionadas con GNV, especialmente en los primeros años del mercado de este combustible (2006-2010) cuando el número de vehículos adquiridos o convertidos al crédito era significativamente mayor que el número de unidades adquiridas al contado. Sin embargo esta relación ha variado radicalmente en los últimos años, como se corrobora con las cifras de 2013; periodo en el que las adquisiciones al contado fueron casi seis veces mayores que las adquisiciones financiadas. Gráfico 8.8 Vehículos financiados Vs. Vehículos contado

Fuente: Infogas - Cofigas

Por su parte el gráfico 8.9 muestra que el 97% del mercado de vehículos convertidos a GNV está en la región Lima, seguida por las regiones de Ica, Piura, Lambayeque y Ancash. Esta última con tan sólo 5 unidades. Los 3 764 vehículos a GNV que existen en las regiones del interior del país se abastecen de GNV en 12 estaciones de servicio, tal como se observa en el gráfico 8.10.

229

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 8.9 Vehículos convertidos a GNV por región

Fuente: Infogas – Cofigas. Elaboración propia.

Gráfico 8.10 Establecimientos de GNV por región

Fuente: Osinergmin

5. Competitividad del GNV y costos de conversión El GNV compite básicamente con las gasolinas y el GLP debido a que todos ellos trabajan sobre el mismo motor. En el caso del motor diésel la competencia es más difícil y requiere una conversión mayor del motor para transformarlo en ciclo Otto4. El empleo del GNV tiene múltiples beneficios entre los cuales destacan los siguientes: 4. Ciclo Otto: Ciclo termodinámico del los motores de combustión interna (gasolina)

230

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

• Ahorro en el gasto de combustibles de hasta un 75% con respecto a las gasolinas. • Menor gasto en reparaciones, mantenimiento y lubricación. • Combustión limpia y homogénea con una mejor preservación del motor. • Menor riesgo en caso de ‘fugas’, ya que el GNV se disipa rápidamente en la atmósfera sin formar acumulaciones peligrosas, por ser más liviano que el aire. • Seguridad del tanque de almacenamiento de combustible por tratarse de una unidad sin soldaduras preparada para toda eventualidad. • Baja emisión de gases tóxicos y partículas nocivas; produce menos dióxido de carbono que otros combustibles, y, por tanto, no agrava el Efecto Invernadero. De acuerdo con el gráfico 8.11, las conversiones vehiculares crecieron de forma sostenida hasta noviembre del 2008, y luego cayeron producto de la crisis económica. Hasta el 2008 los precios de las gasolinas, GLP y GNV se mantuvieron constantes, pero luego de la crisis del año 2008, el precio de los productos sustitutos competidores del GNV se han reducido y recién al año 2012 se ha vuelto a recuperar el precio relativo, a excepción del GLP que se ha mantenido en un valor cercano al GNV. Gráfico 8.11 Evolución del precio de los combustibles

Fuente: Osinergmin

231

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 8.12 Estructura del costo del GNV al 2013

Fuente: Osinergmin

En el año 2013, luego de los reajustes en el precio del gas natural del productor de Camisea y el reajuste en el margen de la estación de servicio, se alcanzó un precio del GNV de 12,7 US$/GJ, sin incluir el IGV. El margen de la Estación de Servicio en dicho precio es del 62%, seguido del margen del productor que es aproximadamente el 24% del costo total del precio del GNV. Gráfico 8.13 Economía del GNV respecto a sustitutos (Análisis de Punto Muerto)

Fuente: Osinergmin

232

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

De acuerdo con el gráfico 8.13, en un análisis de Punto Muerto5, donde no se toma en cuenta la tasa de interés del financiamiento, el GNV proporciona ahorros respecto al GLP a partir del séptimo mes, considerando un recorrido por vehículo de 225 km/día. En este sentido, en 48 meses (4 años) el ahorro del GNV respecto al GLP sería de US$ 10 000, monto que justifica la conversión al gas natural un vehículo nuevo y pagarlo con los ahorros que se obtienen cada vez que se consume GNV en lugar de GLP. La incorporación de la tasa de financiamiento en el análisis anteriormente señalado, reduce los ahorros obtenidos del GNV respecto a otros combustibles. En lugar de obtener un ahorro total de US$ 10 000 en 4 años se tiene un ahorro de US$ 7 000. Aún con este valor queda claro que para el recorrido de 225 km/día, el GNV resulta más rentable. Gráfico 8.14: Economía del GNV incluyendo la Tasa de Financiamiento

Fuente: Osinergmin

En el gráfico 8.15 se muestra el efecto de la cuota de financiamiento en el flujo de caja del cliente. Se aprecia que en la situación más extrema, es decir, compitiendo con el GLP, a partir del 9 mes el pago de la cuota produce un ahorro positivo para el cliente. Es necesario resaltar que para compras de vehículos nuevos, los clientes buscan por lo general financiamiento en 40 cuotas mensuales.

5. El análisis del Punto Muerto significa evaluar el punto de indiferencia entre dos alternativas sin considerar el efecto de la tasa de descuento o el valor del dinero en el tiempo.

233

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 8.15: Economía del GNV según la Cuota de pago del Financiamiento

Fuente: Osinergmin

La competitividad del GNV respecto de la gasolina es siempre positiva aún para montos altos de conversión (US$ 1 500), por esta razón no es motivo de preocupación el manejo de las cuotas. El problema en Lima ha sido el financiamiento de un vehículo nuevo (US$ 10 000) que requiere de 3 a 4 años de repago (40 cuotas). Gráfico 8.16: Economía del GNV comparado con la gasolina

Fuente: Osinergmin

234

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

La tabla 8.1 muestra lo señalado en el gráfico anterior según el nivel de las cuotas y el costo de la conversión.

Numero de cuotas

Tabla 8. 1 Beneficio neto del GNV respecto de la gasolina (US$/mes) Costo de conversión (US$)

Gasolina GNV

600

800

1000

1200

1400

1600

377

342

307

271

236

201

391

361

331

300

270

240

402

375

349

322

295

268

410

386

362

339

315

291

417

395

374

352

330

309

423

403

383

363

343

323

427

409

390

372

354

335

431

414

397

380

363

346

434

418

402

386

370

355

437

422

407

392

377

362

440

425

411

397

383

369

442

428

415

402

388

375

444

431

418

406

393

380

446

433

421

409

397

385

447

435

424

412

401

389

449

437

426

415

404

393

450

439

428

418

407

396

451

441

430

420

410

399

452

442

432

422

412

402

Fuente : Osinergmin

La competencia del GNV respecto del GLP resulta más complicada en el caso de cuotas pequeñas y para un costo de conversión de US$ 1 500, por esta razón, es necesario controlar el manejo de las cuotas. La tabla 8.2 muestra lo señalado en el gráfico anterior según el nivel de las cuotas y el costo de la conversión. Se puede apreciar que para inversiones de conversión de US$ 1 500 se necesitan cuotas superiores o iguales a 9 meses.

235

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 8.17: Economía del GNV comparado con el GLP

Fuente: Osinergmin

Tabla 8.2 Beneficio neto del GNV respecto del GLP (US$/mes)

Numero de cuotas

GLP - GNV

600

800

1000

1200

1400

1600

-13

-48

-83

107

-14

-45

118

-16

126

102

133

111

138

118

143

124

106

147

130

113

150

134

118

102

153

138

123

108

155

141

127

113

157

144

131

117

104

159

147

134

121

108

161

149

137

125

113

100

163

151

140

128

116

105

164

153

142

131

120

108

166

155

144

133

123

112

167

156

146

136

125

115

168

158

148

138

128

118

Fuente: Osinergmin

236

Costo de conversión (US$)

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

En Lima, un cliente de alto recorrido (225 km/día) tiene una estructura de costos para un financiamiento de la conversión de 12 cuotas, el costo del GNV incluido la cuota sería de 17 US$/GJ. Para 24 cuotas este costo se reduce a 15 US$/GJ, tal como se muestra en el gráfico 8.18. Gráfico 8.18 Costos de GNV para clientes de alto recorrido (225 km/día)

Fuente: Osinergmin

El GNV resulta muy competitivo respecto de la gasolina, la cual está en un valor cercano a los 34 US$/GJ (gráfico 8.19). Para el caso del GLP, su valor está en 21 US$/ GJ, por lo que la competencia respecto al GNV se produce para cuotas mayores o iguales a 9. Gráfico 8.19 GNV vs gasolinas y GLP en Lima para clientes de alto recorrido

Fuente: Osinergmin

Para un cliente de bajo recorrido (50 km/día), el pago de 12 cuotas origina un valor del GNV superior a 30 US$/GJ. Para un pago de 24 cuotas, el valor del GNV es de 23 US$/GJ, valor superior al GLP.

237

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 8.20 Costos del GNV en Lima para clientes de bajo recorrido (50 km/día)

Fuente: Osinergmin

Por lo expresado y observando el gráfico 8.21, se aprecia que el valor del GNV no es atractivo para clientes de bajo recorrido. Gráfico 8.21 GNV vs gasolinas y GLP en Lima para clientes de bajo recorrido

Fuente: Osinergmin

Los costos de conversión vehicular, sin IGV, que incluyen el kit más la instalación, se estiman en: • Kit de tercera generación = US$ 1 000 • Kit de quinta generación = US$ 1 500 El kit de tercera generación se utiliza para los vehículos carburados, mientras que el kit de quinta generación se usa para los vehículos inyectados. Es importante resaltar que aproximadamente el 50% del costo de venta de la conversión es el kit (materiales y equipos) y el otro 50% es el costo de instalación.

238

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

El alto costo de instalación se explica por el bajo número de conversiones por taller, donde aproximadamente un taller de 6 personas realiza 180 conversiones al año. En la tabla 8.3 se aprecia que para un taller típico, la inversión en maquinaria y equipos es del orden de US$ 30 000, y para los costos del local se estima un alquiler anual de US$ 18 000. Considerando, un periodo de repago de 5 años, se estima que el monto cobrado por las conversiones origina una TIR6 del 16%. Para reducir el costo de instalación se deben incrementar las conversiones por taller, tal como se muestra en las tablas 8.3 y 8.4. Por ejemplo, si se pasa de convertir 180 vehículos/año a 360 vehículos/año, se ahorra en cada conversión US$315. Por lo tanto, un programa que asegure un flujo de conversiones a un Taller debería de bajar el costo de las conversiones hasta US$ 400, con lo que el valor promedio de la conversión sería de US$ 800, en lugar de los US$ 1 200 que es lo que se paga actualmente en Lima. Tabla 8.3 Flujo de caja del taller de conversión típico Conversiones típicas por taller Concepto

Unidad

180

Ventas

Conversiones

Ingresos

US$

225 000 225 000 225 000 225 000 225 000

Costo de ventas

US$

184 500 184 500 184 500 184 500 184 500

Costo del Kit

US$

112 500 112 500 112 500 112 500 112 500

O&M Directo

US$

72 000

Margen Bruto

US$

40 500

Gasto de ventas

US$

30 000

EBITDA

US$

10 500

Depreciación

US$

6 000

EBIT

US$

4 500

Impuestos

US$

1 350

Flujo de caja operativo

US$

9 150

Inversión

US$

-30 000

Flujo de caja libre

US$

-30 000

9 150

TIR

15,9%

Costo medio de la conversión

1 250

Fuente: Osinergmin

6. Tasa Interna de Retorno

239

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Tabla 8.4 Flujo de caja del taller de conversión con el doble de vehículos Más conversiones por taller Concepto

Unidad

360

Ventas

Conversiones

Ingresos

US$

336 000 336 000 336 000 336 000 336 000

Costo de ventas

US$

297 000 297 000 297 000 297 000 297 000

Costo del Kit

US$

225 000 225 000 225 000 225 000 225 000

O&M Directo

US$

72 000

Margen Bruto

US$

39 600

Gasto de ventas

US$

30 000

EBITDA*

US$

9 600

Depreciación

US$

6 000

EBIT**

US$

3 600

Impuestos

US$

1 080

Flujo de caja operativo

US$

8 520

Inversión

US$

-30 000

Flujo de caja libre

US$

-30 000

8 520

8 520 Ahorro

TIR

13,0%

Costo medio de la conversión

935

315

* EBITDA: (Earnings Before Interests, Taxes, Depreciations and Amortizations) = Resultado empresarial antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones productivas. ** EBIT: (Earnings Before Interests and Taxes) = Resultado empresarial antes de intereses e impuestos. Fuente: Osinergmin

6. Conversiones para las zonas de masificación En las regiones que se desea promover la masificación del gas natural, los consumos de GNV serían pequeños comparados con Lima debido al tamaño de las ciudades, por esta razón se realiza un análisis de un consumidor de bajo recorrido (50 km/día). En el gráfico 8.22 se aprecia que sin tomar en cuenta los intereses por el financiamiento, para un costo de conversión de US$ 1 500, la competencia del gas natural vehicular (GNV) respecto al GLP se hace manifiesta recién a los veintisiete (27) meses (2 años más ¼).

240

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV) Gráfico 8.22 Evaluación de competencia del GNV con análisis sin intereses

Fuente: Osinergmin

Si se toman en cuenta los intereses del financiamiento, el periodo de recuperación de la conversión se eleva a 33 meses (2 años más ¾). Gráfico 8.23 Evaluación de competencia del GNV considerando los intereses

Fuente: Osinergmin

Si se analiza desde el punto de vista de la cuota necesaria para hacer viable la conversión al GNV, según el gráfico 8.24, se observa que para la gasolina la rentabilidad se obtiene con cuotas superiores a los 13 meses, mientras que para el GLP, las cuotas deben ser por un período mayor a 2 años.

241

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 8.24 Análisis de la cuota para vehículos de bajo consumo

Fuente: Osinergmin

Por lo tanto, queda claro que para un bajo recorrido del vehículo, y por consiguiente un bajo consumo de GNV por vehículo, en promedio, se necesita incrementar las cuotas de pago por periodos mayores a 2 años. Pero estos periodos tienen el problema de no ser atractivos para los clientes. En las siguientes tablas y gráficos se analiza el efecto del costo de conversión en el periodo de recuperación o en las cuotas de pago. Este análisis muestra que para poder obtener un periodo de pago de 1 año, el costo de conversión debe de ser de US$ 600. Gráfico 8.25 Sensibilidad del beneficio al cliente por el paso de gasolina a GNV

Fuente: Osinergmin

242

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV) Tabla 8.5 Sensibilidad del beneficio al cliente que usa gasolina y cambia al GNV Meses

Costo de conversión (US$) 600

800

1000

1200

1400

1600

-12

-47

-82

-117

-152

-23

-53

-84

-114

-5

-32

-58

-85

-15

-39

-63

-2

-23

-45

-10

-30

-18

-8

Fuente: Osinergmin

Gráfico 8.26 Sensibilidad del beneficio al cliente que usa GLP y cambia al GNV

Fuente: Osinergmin

243

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Tabla 8.6 Sensibilidad del beneficio al cliente que usa GLP y cambia al GNV Meses

Costo de conversión (US$) 600

800

1000

1200

1400

1600

-53

-88

-123

-158

-193

-228

-38

-69

-99

-129

-159

-190

-27

-54

-81

-108

-134

-161

-19

-43

-67

-91

-115

-139

-12

-34

-56

-77

-99

-121

-7

-27

-47

-66

-86

-106

-2

-21

-39

-57

-76

-94

-15

-33

-50

-67

-84

-11

-27

-43

-59

-75

-7

-22

-37

-52

-67

-4

-18

-32

-46

-60

-1

-14

-28

-41

-55

-11

-24

-37

-49

-8

-20

-32

-45

-6

-17

-29

-40

-3

-14

-25

-37

-1

-12

-22

-33

-9

-20

-30

24 Fuente: Osinergmin

-7

-17

-27

Gráfico 8.27 Análisis de un bono para reducir el costo de conversión

Fuente: Osinergmin

7. Programa de conversiones vehiculares El programa de promoción debe buscar reducir el costo de conversión al GNV en US$ 400 a US$ 800, según el tipo de vehículo. Para lograr esto se propone:

• 244

Reducir los costos de instalación del taller ahorrando por economía de escala, ofreciendo todo el parque a convertir a un solo taller vía un concurso

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

donde la variable de selección sea la oferta del costo más barato de conversión de los vehículos;

•

Utilizar el mecanismo del FISE para otorgar un bono adicional por cada vehículo convertido, con el objeto de lograr un precio más atractivo para el cliente. Gráfico 8.28 Efecto del bono en la competitividad del GNV

Fuente: Osinergmin

El esquema del programa se presenta en el gráfico 8.29 y en ella se aprecia que para lograr un menor uso de recursos del FISE, se debe concursar las conversiones para tener economía de escala. Gráfico 8.29 Esquema del programa de conversiones vehiculares

Fuente: Osinergmin

Los dueños de los vehículos pagarían el saldo de la conversión que no cubre el fondo y mediante el sistema de “Carga Inteligente” que cobra la estación de servicio, se realimenta el fondo con los pagos de los usuarios. El fondo se encargaría de pagar a los Talleres según la licitación y el número de vehículos convertidos al mes.

245

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 8.30 Programa de actividades de la conversión vehicular

Fuente: Osinergmin

8. Economía de la estación de servicio Las estaciones que se construyen en Lima tienen un alto costo de inversión por el uso de terrenos muy caros que están en el orden de 1 000 US$/m2. Tabla 8.7 Economía de la estación de servicio típica de Lima Inversión Terreno Maquinaria, equipos y otros Depreciación Periodo O&M Directos Personal

1 000 000

US$

900 000

US$

1 900 000

US$

90 000 10

años

662 000

US$

350 000

US$

316 000

US$

Otros

34 000

US$

Indirectos

312 000

US$

Personal

178 000

US$

Servicios y otros

134 000

US$

Ventas Vehículos por día Venta por día por vehículo Venta por día Venta por mes

1 000 10

m3 / día

10 000

m3 / día

300 000

m3 / mes

3 600 000

m3 / año

Venta por año Precios del Gas Natural Compra (con IGV)

230,7

US$ / mil m3

38%

Venta (con IGV)

603,8

US$ / mil m3

100%

Margen de EESS (con IGV)

373,2

US$ / mil m3

62%

Fuente: Osinergmin

246

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

La economía de las estaciones de servicio (EESS) depende más del volumen vendido que del costo de inversión; y por lo tanto a los efectos de obtener menores costos, resulta más efectivo asegurarles el volumen de consumo de la estación ya que con ello se mejoraría rápidamente el TIR del negocio. En Lima, la rentabilidad de la EESS se logra cuando se supera los 800 vehículos por día, aún para costos de inversión altos. Por lo que el margen que hoy tienen las EESS se debe en gran parte a la reducción de los volúmenes vendidos y al alto costo de inversión. Tabla 8.8 Efecto de la inversión en el TIR de la estación de servicio de Lima Inversión (millón US$)

Vehículos por día

1.1

1.3

1.5

1.7

1.9

2.1

600

5,2%

4,1%

3,4%

2,9%

2,5%

2,2%

700

16,4%

13,4%

11,2%

9,7%

8,5%

7,5%

800

26,4%

21,9%

18,6%

16,1%

14,2%

12,7%

900

35,8%

29,9%

25,6%

22,3%

19,7%

17,7%

1 000

44,9%

37,7%

32,3%

28,3%

25,1%

22,5%

1 100

53,8%

45,2%

39,0%

34,2%

30,4%

27,3%

1 200

62,5%

52,7%

45,5%

39,9%

35,6%

32,0%

1 300

71,2%

60,1%

51,9%

45,7%

40,7%

36,7%

1 400

79,8%

67,4%

58,3%

51,3%

45,8%

41,3%

1 500

88,4%

74,7%

57,0%

50,9%

45,9%

Fuente: Osinergmin

Gráfico 8.31 Sensibilidad de las EESS a la inversión y el número de vehículos

Fuente: Osinergmin

247

248

25,1%

US$

TIR

Compra de gas

O&M Directo

Margen Bruto

Gasto de ventas

EBITDA

Depreciación

EBIT

Impuestos (30%)

Flujo de caja operativo

Inversión

Flujo de caja libre

Fuente: Osinergmin

-1 900 000

US$

Costo de ventas

-1 900 000

US$

Ingresos

Unidad

miles m3/año

Concepto

Ventas

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

1 180 496

2 173 846

3 600

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

1 180 496

2 173 846

3 600

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

1 180 496

2 173 846

3 600

3 3 600

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

1 180 496 1 180 496

2 173 846 2 173 846

3 600

Periodo 3 600

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

1 180 496 1 180 496

2 173 846 2 173 846

3 600

Tabla 8.9 Flujo de caja de la estación de servicio típica de Lima

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

1 180 496

2 173 846

3 600

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

1 180 496

2 173 846

3 600

503 945

1 000 000

503 945

177 405

591 350

90 000

681 350

312 000

993 350

350 000

830 496

1 180 496

2 173 846

3 600

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

9. Problemática del transporte público en el Perú Si el GNV es tan barato comparado con sus competidores, ¿por qué no se convierte el parque automotor dedicado al transporte público? La respuesta es sencilla: un vehículo a GNV cuesta 30% más que un vehículo a diésel y los transportistas están acostumbrados a ver el corto plazo cuando hacen sus inversiones. Por ejemplo, para pagar la inversión de 100 mil dólares de un vehículo en un día típico de trabajo se requiere separar 218 soles. Si consideramos el combustible, el costo se incrementa en 231 soles dando un total de 449 soles (gráficos 8.32 y 8.33). Como se puede ver, el combustible hace que se duplique el costo de inversión y si este costo está sujeto a los vaivenes del precio internacional del petróleo, tenemos un enorme problema de dependencia externa y volatilidad. Gráfico 8.32 Caso 1: Costo para un bus por día típico (Soles/día)

Fuente: Osinergmin - GART

Si se transforma el vehículo al GNV entonces se tendría una inversión un 30% mayor por lo que la cifra a amortizar diariamente es 283 soles en lugar de los 218 soles. Pero con el GNV se tiene un combustible mucho menor por lo que lo que hay que agregar como costo variables es 81 soles, llegando el nuevo total a 364 soles (gráfico 8.34). Es decir, con el GNV un transportista ahorra 85 soles (casi 19% del costo total o 30% de la inversión efectuada), a pesar del mayor precio de la unidad accionada con GNV. ¿Entonces, por qué los transportistas del servicio público de pasajeros y carga no eligen unidades con GNV?

249

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 8.33 Caso 2: Costo para un bus por día típico (Soles/día)

Fuente: Osinergmin - GART

Gráfico 8.34 Caso 3: Costo para un bus por día típico (Soles/día)

Fuente: Osinergmin - GART

La respuesta es la misma: los transportistas tienen una visión de corto plazo y no les importa depender de un combustible volátil ya que esperarían que el gobierno subsidie este combustible por un concepto de bienestar social. Si comparamos las dos opciones veremos que el punto de equilibrio entre el GNV y el diésel es a los 131 km por día (gráfico 8.35), lo cual es una cifra ínfima para el recorrido normal de los transportistas.

250

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV) Gráfico 8.35 Caso 4: Costo para un bus por día típico (Soles/día)

Fuente: Osinergmin - GART

Pero de nuevo, si dejamos esto a una elección del transportista este elegirá la opción a diésel por ser de menor inversión. Pero, ¿cómo se puede hacer para que los transportistas elijan el GNV? La respuesta es sencilla: variabilizando el sobre costo de inversión del GNV como un sobre costo en el GNV (gráfico 8.36), de tal forma que cuando se compre GNV se esté amortizando el préstamo que se le hizo al transportista por el vehículo a GNV. Gráfico 8.36 Caso 5: Costo para un bus por día típico (Soles/día)

Fuente: Osinergmin - GART

251

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Este es un esquema financiero donde el riesgo de que el GNV sea competitivo es asumido por un fondo que recupera su préstamo en la carga de combustible del vehículo (recuerde que existe la carga inteligente donde todos los vehículos tienen un chip que lo reconoce en el sistema y habilita la carga de GNV y lleva el control de sus pagos). En el gráfico 8.37 se aprecia que el fondo de financiación del GNV presta al transportista el exceso de la inversión (US$ 30 mil) y este se compromete a pagar 65 soles por día durante 5 años para amortizar su inversión. Al final siempre tendrá un ahorro respecto al diésel. Gráfico 8.37 Financiamiento para transportistas

Fuente: Osinergmin - GART

252

Capítulo VIII: Gas Natural Vehicular (GNV)

Mercado internacional del GNV Según datos de Worldwide NGV, hasta fines de 2013 existen en el mundo aproximadamente 19,9 millones de vehículos a GNV, donde destacan Irán, Argentina e India, pasando luego por Japón, Rusia, Italia, Alemania y Francia. El desarrollo de esta tecnología no obedece a un patrón homogéneo: tiene que ver con varios factores como la disponibilidad de recursos naturales, la preocupación local por el problema de la contaminación ambiental, los precios de los combustibles y las estrategias públicas vinculadas al desarrollo y promoción del empleo del GNV. Pero si se observa que la tendencia constante la orientación de los mercados y de las políticas institucionales hacia la creación y desarrollo de un potente sector del GNV, especialmente en la Unión Europea y en los países que integran la OCDE. El país con la mayor cantidad de vehículos a GNV en el mundo es Irán con 3,5 millones, seguido por China y Pakistán, con 3 millones y 2,8 millones de vehículos, respectivamente. El Gráfico 8.38 muestra los ‘top ten’ de los países con mayor cantidad de vehículos a GNV. Gráfico 8.38 ‘Top ten’ de los países con vehículos a GNV

Fuente: Worldwide NGV. Diciembre 2013.

Por su parte China, Pakistán e Irán son los países con mayor cantidad de estaciones servicio GNV, tal como se puede apreciar en el gráfico 8.39.

253

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Gráfico 8.39 Top 10 países con estaciones de servicio GNV

Fuente: Worldwide NGV. Diciembre 2013.

En la región, los países más desarrollados en el mercado de GNV son Argentina, Brasil y Colombia.

254

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos

Capítulo IX Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos Gracias al uso del gas natural los usuarios residenciales, comerciales, industriales y vehiculares pueden ahorrar anualmente significativas cantidades de dinero, ya que el gas natural es más barato y efectivo que otros energéticos, pero ha sido el sector eléctrico el que más beneficios ha obtenido desde que el gas natural llegó a Lima, ya que los precios de la electricidad al usuario final se han mantenido relativamente estables.

255

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

256

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos

Capítulo IX Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos 1. Competitividad del gas natural en el sector residencial Como se ha mencionado, los yacimientos de Camisea poseen dos recursos fácilmente utilizables en el sector residencial: el GLP y el gas natural seco. La distribución del gas natural se realiza mediante tuberías, por lo tanto, su mercado se extiende hasta donde es económico el desarrollo de la red (depende del volumen consumido), mientras que el GLP tiene un radio de acción mucho mayor siendo más rentable en sitios alejados y de bajos consumos. Si la producción de líquidos de Camisea es superior al consumo interno, entonces los precios internos deberían de reflejar la paridad de exportación y, por lo tanto, existiría 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 de barriles, lo cual equivale a un consumo de energía de 18,68 Tera BTU (el poder calorífico del GLP se estima en 4 millones de BTU por Barril). Para el año 2013, el consumo medio fue 49 mil barriles por día (17,96 millones de barriles), lo cual traducido en energía equivale a 72 TBTU. Desde el año 1999 hasta el 2013, el consumo de GLP ha crecido a una tasa media anual de 10,1% Si consideramos que de 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 (el cual crecería a largo plazo a una tasa anual del 5%), entonces la vida útil de dichas reservas sería de 30 años (del 2004 al 2034).

257

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 9.1 Demanda interna de GLP

Fuente: Osinergmin

En marzo del 2014, el precio del GLP en el mercado interno fue 1,22 US$/kg (incluye el IGV). Considerando que el GLP tiene un peso específico aproximado de 2,0 kg/Gal, es decir, 84 kg/Bl, entonces, el precio del GLP sería de 102,4 US$/ Bl, o lo que es lo mismo 25,5 US$/MBTU (se considera un poder calorífico de 4,01 MBTU/Bl). De acuerdo con la legislación vigente, el precio al público que emplea el gas natural de Camisea en Lima y Callo mediante la red de ductos, es la suma de los costos de Producción más Transporte más Distribución. El precio del gas para los clientes residenciales (sin incluir IGV) está compuesto por el precio del gas vendido por el Productor al Distribuidor y es 3,18 US$/MBTU, el costo medio de la red de Transporte 1,03 US$/MMBTU, y la red de Distribución 4,81 US$/MBTU, entonces el precio resultante sería de 9,01 US$/MBTU. Este valor debe ser multiplicado por 1,18 para considerar el IGV. Así por ejemplo, un usuario doméstico que consume 1 balón de 10 kilos por mes (10 kilos/mes = 0,117 Barriles/mes = 0,470 MBTU/mes) tiene un consumo de 0,470 millones de BTU y paga en gas natural 5,66 US$, lo cual equivale a un precio medio de 12,05 US$/MBTU. Si esta familia consumiera 2 balones de 10 kilos (0,940 MBTU/mes), entonces el precio medio sería 10,65 US$/MBTU. Se aprecia, que para un consumo de 1 balón al mes, el gas natural es más económico que el GLP (11,96 contra 25,55 US$/MBTU), mientras que, si el consumo fuera de 2 balones de GLP al mes, entonces, la economía del gas natural sería mayor (10,57 contra 25,55 US$/MBTU).

258

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos Tabla 9.1 Componentes del precio del gas natural en Lima y Callao (Sin IGV - Marzo 2014) Setiembre 2014 Componentes Unidades

GNV

Consumo estimado

m3/mes

Precio del gas

US$/ MMBTU

3,30

1,84

Transporte

US$/ MMBTU

1,05

0,97

Distribucion

US$/ MMBTU

5,78

4,13

2,26

1,17

0,99

0,86

0,48

0,40

Total

US$/ MMBTU

10,13

8,49

6,62

5,52

5,34

5,22

4,84

3,20

1 841 83 109 217 603 468 853 3 312 167 30 186 628

Margen de la Estación

8,39

Precio de venta al público del GNV

13,73

Fuente: Osinergmin

En resumen, la ventaja del gas natural se aprecia para grandes consumos (por encima de 0,470 millones de BTU al mes o 15 metros cúbicos por mes) ya que los altos costos fijos de la red de distribución se diluyen a mayor volumen. Gráfico 9.2 Usuario residencial: Comparación de GN y GLP

Fuente: Osinergmin

En la tabla 9.2 se presenta la evaluación del ahorro por consumir gas natural en lugar del GLP, dependiendo del consumo mensual (expresado como balones de GLP). Por ejemplo, si evaluamos el ahorro que podría significar para una familia que con-

259

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

sume 3 balones de GLP al mes, veremos que al cabo de 10 años y a una tasa del 6% anual, el ahorro sería de 1,975 US$. Esto quiere decir, que las instalaciones internas necesarias para utilizar el Gas Natural no podría costar más de éste valor, sino los usuarios no optarían por el gas. Tabla 9.2 GLP vs. gas natural en el sector residencial (Precios: marzo 2014 - incluye IGV) Consumo mensual

Ahorro

Balones

MBTU

GLP US$/MBTU

Gas natural US$/MBTU

US$/MBTU

US$/mes

US$/10 años

0,5

0,24

25,55

15,55

10,00

2,35

213

1,0

0,47

25,55

11,96

13,59

6,39

579

1,5

0,71

25,55

11,04

14,51

10,23

928

2,0

0,94

25,55

10,57

14,97

14,08

1 277

2,5

1,18

25,55

10,30

15,25

17,92

1 626

3,0

1,41

25,55

10,11

15,44

21,76

1 975

3,5

1,65

25,55

9,88

15,57

25,61

2 323

4,0

1,88

25,55

9,88

15,67

29,45

2 672

4,5

2,12

25,55

9,80

15,74

33,30

3 021

5,0

2,35

25,55

9,74

15,81

37,14

3 370

5,5

2,59

25,55

9,69

15,86

40,99

3 719

6,0

2,82

25,55

9,65

15,90

44,83

4 067

6,5

3,06

25,55

9,61

15,93

48,68

4 416

7,0

3,29

25,55

9,58

15,96

52,52

4 765

7,5

3,53

25,55

9,56

15,99

56,37

5 114

8,0

3,76

25,55

9,53

16,01

60,21

5 463

8,5

4,00

25,55

9,51

16,03

64,06

5 811

9,0

4,23

25,55

9,49

16,05

67,90

6 160

9,5

4,47

25,55

9,48

16,07

71,75

6 509

10,0

4,70

25,55

9,46

16,08

75,59

6 858

Tasa Anual

Periodo

10 años

Fuente: Osinergmin

En el caso de los usuarios domésticos, debido a que existen costos fijos en la compra del gas natural, el precio final depende del volumen de compra, mientras que en el caso del GLP, el precio del balón de 10 kilos es constante. En el gráfico 9.3 se muestra la comparación del precio del GN con el GLP para diversos consumos de una familia típica de Lima.

260

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos Gráfico 9.3 Precio del GN y GLP en el sector residencial

Fuente: Osinergmin

En un análisis de “punto muerto”, teniendo en cuenta los costos de conversión que actualmente usa Cálidda (derecho de conexión más acometidas e instalación interna menos US$ 3151 de descuento por promoción que otorga el estado peruano a los usuarios residenciales que pertenezcan a los estratos Medio, Medio bajo y Bajo) y un consumo esperado de 15 kg de GLP por mes (equivalente a 19 m3 de GN por mes) se tiene que con el ahorro del gas natural una familia puede pagar la conversión en 2 años y medio, sin tomar en cuenta el costo financiero (base del análisis de punto muerto). Haciendo el mismo análisis para un usuario que no es beneficiado con el descuento de promoción pagaría su conversión en 4 años. Gráfico 9.4 Comparación GN vs. GLP residencial

Fuente: Osinergmin

1. Se precisa que el Descuento de Promoción, aplicable en el periodo 2014-2018, asciende a US$ 322, según Resolución Osinergmin N° 086-2014-OS/CD publicada el 06 de mayo de 2014.

261

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Si se tomara en cuenta el financiamiento, el gráfico anterior se convertiría en la siguiente figura donde se analiza la economía de pago de la conversión al gas natural. Bajo el supuesto de una tasa de financiamiento del 18% anual, y los mismos costos de conversión y consumo estimado al mes, se puede concluir que la conversión se paga en 7 años para los clientes residenciales que no se benefician del descuento de promoción mientras que las familias que son beneficiarias de este descuento pueden pagar la conversión en solo 3 años, después del cual los ahorros quedan en la familia. Gráfico 9.5 Economía por la conversión al GN

Elaboración propia.

En el gráfico 9.6 se muestra los precios de los diversos energéticos disponibles para los consumidores residenciales. Se aprecia que el precio de la electricidad es mucho más alto que el precio del GLP. Por otro lado, en el caso del GLP y la electricidad (tarifa BT5) el gas natural resulta ser 59% y 80% más económico, respectivamente. Gráfico 9.6 Usuario Residencial

Gas natural: consumo de 20 m3/mes equivale a 1,5 balón de GLP (10kg) Electricidad: BT5, consumo aproximado 158 KWh/mes. Fuente: Osinergmin

262

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos

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 la energía útil requerida por el usuario. Recordemos que la energía útil está asociada a la tecnología empleada para convertir la energía del combustible o la electricidad en calor o fuerza motriz. El uso principal del gas natural en las residencias es la generación de calor, tanto para la cocción de alimentos como para el calentamiento de agua. En el Gráfico 9.7 se muestra los rendimientos normales de diversas tecnologías necesarias para producir calor de acuerdo del tipo de fuente energética. Si se asume que el 70% del calor requerido en una vivienda se destina a calentar el agua y el restante 30% a la cocción, podemos determinar el rendimiento medio de la producción de calor. Gráfico 9.7 Rendimiento de equipos de calor

Fuente: Osinergmin

Por otro lado, existe diferencia entre la combustión de GLP y gas natural debido a la formación de vapor de agua. Por ejemplo en el caso del GLP, del 100% de la energía bruta (Poder Calorífico Superior, PCS), disponible en el combustible, el 7,5% se pierde en la formación de vapor de agua y por lo tanto la energía neta (Poder Calorífico Inferior, PCI) es igual al 92,5% de la energía bruta. Del mismo modo, en el gas natural del 100% de la energía bruta (PCS) el 10% se pierde en la formación de vapor de agua, por lo tanto, el 90% restante constituye la energía neta (PCI) disponible.

263

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 9.8 Diferencia entre PCS y PCI

Fuente: Osinergmin

Por lo tanto, el rendimiento total de cada una de las fuentes energéticas se obtiene al multiplicar el rendimiento térmico de la tecnología por la relación entre el Poder Calorífico Inferior (PCI) y el Poder Calorífico Superior (PCS). El resultado se obtiene en el gráfico 9.9. Gráfico 9.9 Rendimiento total (Energía útil/energia bruta)

Fuente: Osinergmin

En el gráfico 9.9 también se muestra que la tecnología con mayor rendimiento para producir calor es la energía eléctrica (BT2 y BT5) con 90%, mientras que el gas natural y el GLP tienen rendimientos de 58% y 60%, respectivamente.

264

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos

2. Competitividad del gas natural en el sector comercial e industrial Para el caso del sector comercial el costo de la energía se muestra en el gráfico 9.10, donde se aprecia que el gas natural es más económico frente a la electricidad, el diésel B5 y el GLP. Gráfico 9.10 Usuario comercial menor

Fuente: Osinergmin

Para el caso del sector industrial se ha efectuado el análisis de los ahorros posibles por cada categoría de usuario dependiendo del nivel de consumo. De acuerdo con los resultados del cuadro siguiente, los ahorros son apreciables para combustibles de alta calidad como el GLP y diesel B5, mientras que para los residuales existe un ahorro razonable. Tabla 9.3 Competitividad del gas natural en el sector industrial Precios: US$/GJ Industria

Sustitutos

m /mes

GJ/mes

Categoría

Gas Natural

GLP

Diesel

1 500

7,1

22,14

33,57

Residual

80 000

3 235

6,0

22,14

30,91

450 000

18 198

5,7

22,14

30,91

18,92

3 000 000

121 320

5,0

30,91

18,92

Ahorros: USS/mes Categoría

GLP

Diesel

919

1 616

52 267

80 624

299 278

Residual

458 800

240 699

3 141 184

1 687 177

Fuente: Osinergmin

265

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

3. Competitividad del gas natural en el sector eléctrico El análisis del sector eléctrico es complejo, porque si se observa solamente las centrales de generación se podría concluir que para el generador termoeléctrico un buen precio sería un 10% inferior al combustible que está usando, lo cual Shell pensaba en un inicio, pero lo que desea el productor de gas natural es incrementar el volumen de gas a vender, en consecuencia el precio del sustituto directo no cumple con esta condición. Por lo que es necesario considerar que en la generación de electricidad existe la competencia en el corto y el largo plazo. Por corto plazo se entiende el periodo en que no se puede cambiar la capacidad instalada (menos de 1 año), mientras que el largo plazo es el periodo donde se toman decisiones de inversión que sí cambian la capacidad de generación y por tanto alteran los costos de la electricidad en el tiempo. Gráfico 9.11 Producción de electricidad

Fuente: Osinergmin. Marzo 2014

266

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos

En este sentido es de gran importancia el largo plazo, dado que es el escenario en que se producen los contratos entre los clientes y el generador eléctrico, y porque sin contratos un generador difícilmente podría financiar la instalación de su planta. El costo en Dólares Americanos por unidad de energía de los diversos combustibles empleados para generación eléctrica se muestra en el siguiente cuadro. Allí se aprecia que el menor costo lo representa el gas natural. Tabla 9.4 Combustibles usados en generación eléctrica (01/03/2014) US$/Millón BTU

US$/GJoule 3,61

Carbón

3,81

Gas natural

2,79

2,65

Residual 6

16,92

16,04

Diesel

24,58

23,30

Nota: No incluyen el IGV

En lo que respecta el gas natural para uso de generación eléctrica, el precio final para un generador esta alrededor de los US$ 2,65 por GJ (Precio de Gas + Transporte en la Red Principal), lo cual en un ciclo combinado y en un ciclo simple se convierte en un costo variable combustible equivalente a 18,6 y 30,2 US$ por MWh, respectivamente. Los combustibles más cercanos en competencia de costos variables es el carbón, pero considerando la mayor inversión se concluye que el gas natural no tiene competencia. El residual y el diésel B5 significan costos variables de combustibles superiores a los US$ 160 por MWh, lo cual hace prohibitivo dichas máquinas. Gráfico 9.12 Costo para generar electricidad

Fuente: Osinergmin. Marzo 2014

En las siguientes tablas se muestra el costo medio total de ciclos simples y combinados que usan gas natural de acuerdo con los rendimientos típicos de cada má-

267

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

quina. Por ejemplo para un factor de planta del 80%, un ciclo simple tiene un costo medio de US$ 40,1 por MWh. En cambio un ciclo combinado para el mismo factor de planta tendría un costo medio de US$ 32,4 por MWh. Tabla 9.5 Ciclo simple a gas natural CMe =

34,9

US$/MWh

CF =

7,35

US$/MWh

fP =

80%

8 760

51,5

US$/kW año

INV =

300,0

US$/kW

CV =

27,6

US$/MWh

CVC =

25,1

US$/MWh

CVNC =

2,50

US$/MWh

PC =

2,32

US$/Millón BTU

CE = 10 832 Millón BTU/MWh

12%

años

FRC =

Horas año

EMC = 3 412 Millón BTU/MWh

13,99%

35%

PCS/PCI =

1,11

IDC = 105,83% R=

3,00%

INV

FRC x IDC + R

17,17%

INV

Fuente: Osinergmin

Tabla 9.6 Ciclo combinado a gas natural CMe =

29,2

US$/MWh

CF =

12,33

US$/MWh

fP =

80%

8 760

86,4

US$/kW año

CV =

16,9

US$/MWh

INV =

500,0

US$/kW

CVC =

15,4

US$/MWh

CVNC =

1,50

US$/MWh

PC =

2,32

US$/Millón BTU

CE = 6,651 Millón BTU/MWh

12%

años

m= FRC =

12,75%

IDC = 112,00% R=

3,00%

INV

FRC x IDC + R

17,28%

INV

Fuente: Osinergmin

268

Horas año

EMC = 3,412 Millón BTU/MWh n=

57%

PCS/PCI =

1,11

Capítulo IX: Ahorros del uso de gas natural y competitividad respecto a sustitutos

En consecuencia, el gas natural define una nueva estructura de los costos medios de generación a largo plazo, bajando la barrera de eficiencia a un nivel que es muy difícil de alcanzar por las otras tecnologías. En el Gráfico 9.13 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. Gráfico 9.13 Comparación entre costos de energía bruta y útil

Fuente: Osinergmin. Marzo 2014

La diferencia relativa entre dichos costos (energía bruta y energía útil) está dada por el rendimiento de la tecnología. En el Gráfico 9.14 se muestra el rendimiento total2 para la producción de electricidad. Gráfico 9.14 Rendimiento total de producción de electricidad

Fuente: Osinergmin. Marzo 2014

2. Incluye el rendimiento de la máquina y la pérdida de energía por la información de vapor de agua, es decir, la diferencia en los poderes caloríficos del combustible.

269

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Se aprecia que la tecnología de mayor rendimiento3 térmico es el Ciclo Combinado operando con gas natural, mientras que el menor es el Ciclo Simple también operando con gas natural. Para determinar el costo del gas natural (CGN) que iguala el costo variable de operación de cada alternativa de generación eléctrica, usamos la siguiente fórmula:

3. Incluye el rendimiento de la máquina.

270

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

Capítulo X Nodo Energético del Sur y la Petroquímica Con la promulgación de la Ley N° 29970, ‘Ley que afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico en el sur del país’ se declaró de interés nacional la implementación de medidas para el afianzamiento de la seguridad energética del país mediante la diversificación de fuentes energéticas, la reducción de la dependencia externa y la confiabilidad de la cadena de suministro de energía. Con esta iniciativa del Estado se convocó a concurso dos grandes proyectos que se sustentarán en el desarrollo del Gasoducto Sur Peruano: el Nodo Energético del Sur y el Polo Petroquímico.

271

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

272

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

Capítulo X Nodo Energético del Sur y la Petroquímica 1. El Nodo Energético del Sur 1.1. Alcances del proyecto Mediante la Ley N° 29970, ‘Ley que afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico en el sur del país’ se declaró de interés nacional la implementación de medidas para el afianzamiento de la seguridad energética del país mediante la diversificación de fuentes energéticas, la reducción de la dependencia externa y la confiabilidad de la cadena de suministro de energía. En ese sentido, a fin de incrementar la confiabilidad en la producción y transporte de energía, se establecieron entre otros, los siguientes principios:

–– Desconcentración geográfica de la producción de energía; –– La mayor capacidad de la producción respecto a la demanda (margen de reserva);

–– La explotación mediante varias unidades de producción y/o el uso de combustibles alternativos en las unidades de producción;

–– La adopción de diversos modos de transporte; –– La interconexión de diversos modos de transporte; –– La inclusión de mayores almacenamientos de energía. El proyecto del Nodo Energético del Sur comprende la construcción de dos centrales térmicas de 500 MW cada una, las mismas que en una primera etapa operaran con diésel B5, para luego usar gas natural una vez que este recurso esté disponible en la costa sur del país.

273

274

Fuente: Proinversión

Forma parte de una política integral que afianza la seguridad energética del país. Su objetivo es desconcentrar la producción de energía eléctrica de la costa central y asegurar el 70% de la demanda de gas natural proveniente del Gasoducto Sur Peruano.

en el sur del Perú

Línea de transmisión

TE Cada RM planta OE Subestación LÉ estará Eléctrica CT conectada al Sistema RIC A Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) a través de una línea de transmisión de 500 kV que también será construida por el inversionista.

Es el aprovechamiento del calor y vapores de la combustión para generar energía adicional hasta en 50%

¿Qué es el ciclo combinado?

Incremento de la capacidad de generación de 1,000 MW a 1,500 MW con el pase a ciclo combinado

Industrialización y mejora de la compe vidad en el sur del país

Desconcentración de la generación eléctrica y mayor confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEIN)

Reforzamiento de la seguridad energé ca del país

QUÉ BENEFICIOS SE LOGRARÁN

Uso urbano e industrial

Monto de inversión estimada para las dos plantas: US$ 700 millones (sin IGV)

Distribución

Subestación Etapas del proyecto: Etapa 1 Operación con diesel B5 5 Conexión al terminal de combustibles DB más cercano TO C U Etapa 2 TO ID C L DU Operación con gas natural PO SO Conexión al Gasoducto Sur Peruano GA

Turbinas duales de ciclo simple P L(centrales térmicas)

Calderas

Tanques de almacenamiento

Se construirán dos plantas termoeléctricas de 500 MW cada una, a cargo de adjudicatarios distintos.

Obras a cargo de los inversionistas

Central térmica

Nodo Energé co

PLANTA TERMOELÉCTRICA

Generación y distribución de energía Subestación

Gráfico 10.1 Esquema de funcionamiento del Nodo Energético del Sur

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

–– Primera Central: 500 MW +/- hasta 20% de capacidad, cuyo inicio de operación comercial será antes del 01 de mayo 2016.

–– Segunda Central: 500 MW+/- hasta 20% de capacidad, cuyo inicio de operación comercial será antes del 01 marzo 2017. Cada una de las centrales, deberá contar en adición a la propia planta de generación, con lo siguiente:

–– Conexión al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional en el nivel de tensión de 500 KV, incluyendo toda la infraestructura requerida para realizar dicha conexión.

–– Conexión al Gasoducto Sur Peruano: incluye el Tubo de Conexión e Instalaciones Internas, conforme a la normatividad aplicable.

–– Provisión y almacenamiento de diésel B5 para 15 días calendario de operación a Plena Carga. La reposición del combustible será en un plazo máximo de 30 días calendario de recibida la notificación del COES.

–– Conexión mediante poliducto al Terminal de Combustible más cercano a la Central Termoeléctrica. En el caso de Mollendo será en el Terminal actual y en el caso de Ilo será el futuro Terminal de Petroperú.

–– Otra infraestructura necesaria para su operación. Tabla 10.1 Condiciones de operación y remuneración de las centrales Condición Operación

CS-DB5

CS-GN

Características y Remuneración de los Gasoductos / Poliductos Potencia

Energía

Comentarios

Variable de adjudicación: Precio firme en US$/kWmes

Retribución por operación en US$/MWh (depende de eficiencia y precio del DB5)

Ciclo Simple dual (GN/DB5) operando con DB5 como reserva de generación del SEIN y con despacho económico del COES. Operador responsable de provisión DB5 por un plazo mínimo de 15 días calendario.

La misma anterior o establecida en el PPA

Retribución por operación en US$/MWh (depende de eficiencia y precio del GN) ó establecido en el PPA

Obligación de uso de gas natural cuando se disponga de dicho suministro en la costa sur. Emplea la misma turbina dual con GN cuando se disponga de dicho suministro en la costa sur. Se transfieren contratos Ship or Pay (SoP) por el transporte así como Take or Pay (ToP) por el gas suscrito previamente por ElectroPerú (Ley 29970)

Fuente: ProInversión

275

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 10.2 Líneas de transmisión

Fuente: COES - SEIN

1.2. Proyectos concesionados El 29 de noviembre de 2013 se realizó la adjudicación de las dos centrales que comprenden el Nodo Energético del Sur. La empresa Samay I logró la concesión de la central térmica de Mollendo y Enersur logró la central de Ilo.

276

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica Tabla 10.2 Proyectos concesionados Ubicación

Capacidad

Precio adjudicado

Planta 1: Arequipa

500 MW

6 899

Planta 2: Arequipa

500 MW

5 750

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

El nodo creará otro núcleo de generación eléctrica en el sur del país, permitiendo atender en los próximos años una demanda creciente en esta región, desconcentrando la capacidad de generación eléctrica de la costa central, y manteniendo una reserva de generación del orden del 30%. Pero, sobre todo, asegurará el 70% de la demanda del gas que provendrá del Gasoducto del Sur. De acuerdo a los requerimientos mínimos del proyecto establecido en el Contrato de Compromiso de Inversión firmado por ambas empresas cada central deberá cumplir con lo siguiente:

––

Eficiencia térmica mínima neta en condiciones ISO 3977-2: 1977 de 34%, ciclo simple, dual (diésel B5 / gas natural)

––

Estar equipada con estabilizadores de sistemas de potencia los cuales serán ajustados para no provocar oscilaciones electromecánicas que afecten la operación del SEIN.

––

Disponer de las instalaciones de Arranque Autónomo (Black-start) y el equipamiento para una eventual operación aislada.

––

El tiempo máximo de arranque y sincronización no deberá exceder de treinta (30) minutos, a excepción del Arranque Autónomo (Black-start), en cuyo caso será de sesenta (60) minutos, a partir del llamado inicial del COES.

––

Producir las menores emisiones de NOx, acorde con estándares nacionales.

––

Ofrecer rápida respuesta ante eventuales desabastecimientos de electricidad de plantas que operan con energías renovables solar y eólica.

––

Deberá soportar, sin salir de servicio, la circulación de la corriente de secuencia inversa (negativa), correspondiente a una falla asimétrica en bornes de alta tensión, durante el tiempo que transcurre desde el origen de la falla hasta la operación de la última protección de respaldo o durante el tiempo muerto del sistema automático de recierre en las protecciones de líneas.

277

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

––

Al producirse una falla externa mantener la estabilidad de operación durante la duración de la falla, y en caso de producirse un rechazo de carga, las centrales deben mantenerse rotando.

––

Capacidad de soportar la máxima corriente de corto circuito en el punto de conexión con el SEIN. Esta condición de las centrales, debe ser garantizada durante el periodo de Compromiso de Inversión.

––

En un escenario transitorio de variación de frecuencia, las centrales que dispongan de relés de subfrecuencia o sobrefrecuencia con ajustes instantáneos y los sistemas de control de potencia-frecuencia, deberán operar de acuerdo a la normativa vigente, a los procedimientos técnicos del COES y a su aprobación. Similarmente el sistema de control de potencia-frecuencia.

Como ya se ha mencionado, “una de las principales finalidades del nodo es generar demanda para el futuro Gasoducto del Sur. Pero como la ejecución del gasoducto es aún incierta, en la primera etapa del proyecto las centrales operarán con diésel. Dados los altos costos de operar con este combustible derivado del petróleo, las centrales solo generarían electricidad en casos de emergencia”1.

2. Desarrollo de la industria petroquímica en el Perú La industria petroquímica es la que hace posible la transformación química de los componentes del gas natural, los condensados y otros hidrocarburos líquidos. En el Perú recientemente se ha implementado la normatividad para hacer realidad esta industria aprovechando los recursos de Camisea. A nivel mundial, los principales productos petroquímicos provenientes del gas natural son el amoniaco (con el que se fabrican abonos y explosivos), el metanol (que se usa como combustible) y el etileno (para la fabricación de plásticos). Es importante saber que a nivel mundial se produce 1 500 millones de toneladas métricas de productos petroquímicos al año, de los cuales América Latina produce el 5%, tal como se muestra en el gráfico siguiente:

1. Otra Mirada al día, La estafa del Nodo Energético del Sur, 2013, http://www.otramirada.pe/content/ la-estafa-del-nodo-energ%C3%A9tico-del-sur [Consulta: 03 de marzo de 2014]

278

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica Gráfico 10.3 Capacidad de producción de productos petroquímicos (Mill. ton/año) % participación

Fuente: DGI PRODUCE. Elaboración propia

La industria del gas natural en el país ha crecido significativamente y nuestras reservas actuales hacen atractivo nuestro potencial petroquímico, ya que además se suma a todo ello la ubicación en la que se encuentra nuestro país para comercializar los productos provenientes de la industria petroquímica con otras naciones que los requieran.

2.1. Polos de desarrollo El Estado peruano, al amparo de la Ley N° 29163 Ley de Promoción para el Desarrollo de la Industria Petroquímica, que declara de interés nacional y necesidad pública el fomento, la promoción y el desarrollo de la industria petroquímica en el país, determinó zonas geográficas determinadas para el posible desarrollo de esta industria, mediante el estudio sobre “Localización de Polo Petroquímico en el Perú”, realizado por las compañías Convex, Westrans Logistics e Inspectra S.A. De acuerdo con este informe, para la determinación de las zonas en las que se podrían desarrollar polos petroquímicos, se tuvo en cuenta los siguientes criterios:

–– –– –– –– ––

No afectación negativa sobre el ambiente. Minimización de riesgos. Proximidad al puerto marítimo de exportación. Proximidad al mercado. Proximidad a zona con infraestructura y población.

279

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

–– –– –– ––

Proximidad al mercado nacional. Proximidad a fuentes de agua dulce. Proximidad a fuentes de energía eléctrica. Propiciar desarrollo de área deprimida.

Por tanto, el estudio concluyó que el Polo Petroquímico debería estar ubicada en el distrito de Paracas, provincia de Pisco, en la Región Ica. Asimismo, mediante Resolución Ministerial N° 250-2012-MEM/DM, se declara como zona geográfica determinada para la instalación de un Complejo Petroquímico de Desarrollo Descentralizado a la zona denominada “Lomas de Tarpuy, Contayani, San Andrés y Quebrada Verde”, ubicada en el distrito y provincia de Islay del departamento de Arequipa. La creación de una industria petroquímica en el país es realmente importante para nuestro desarrollo e impulso económico, ya que por la posición geográfica en la que se sitúa el país es privilegiado, pues ello hace posible abastecer a los mercados de la costa del Pacífico de Estados Unidos, México y Centro América. Asimismo, la demanda interna actual de productos petroquímicos (fertilizantes y plásticos) que se abastece por el momento con productos importados podría ser cubierta por la producción interna, una vez iniciada esta industria. Todo ello, significa también la creación de nuevos puestos de trabajo directo e indirecto. A manera de ejemplo se presenta un esquema de la oportunidad de negocio que significa la industria petroquímica en el país. Gráfico 10.4 Cadenas productivas por desarrollar

Fuente: Ministerio de la Producción

280

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

2.2. Proyectos de petroquímica Si bien en el Perú este tipo de actividad aún no está desarrollada, existen 2 grandes proyectos petroquímicos. Entre ellos, el de la empresa Nitratos del Perú, que planea producir Amoníaco y Nitrato de Amonio (en Pisco, región Ica) con el fin de obtener fertilizantes para la agricultura. De la misma manera, en el distrito de Marcona en la región de Ica, se desarrolla el segundo proyecto petroquímico, perteneciente a la empresa CF Industries Perú, que piensa utilizar el gas natural como materia prima (al igual que el proyecto de Nitratos del Perú) para la producción de Amoníaco y Úrea.

2.2.1. Proyecto de Nitratos del Perú Como se mencionó anteriormente, este proyecto contará con una planta para producir Amoniaco, una planta para producir Nitrato de Amonio y sistemas auxiliares para el funcionamiento de estas plantas. Este proyecto también considera la construcción y operación de una plataforma marítima, cuya infraestructura estará ubicada en el distrito de Paracas, provincia de Pisco, región Ica, en un área total de 1,200 hectáreas, aproximadamente. La inversión estimada para este proyecto es de 650 millones de dólares. La construcción tiene un tiempo estimado de 30 meses de duración. La empresa Nitratos Perú obtuvo la aprobación de su Estudio de Impacto Ambiental en enero de 2011, el mismo que contempla entre otros compromisos la instalación de una planta de enfriamiento de efluentes antes de su vertimiento y con todas las instalaciones totalmente nuevas, pero hasta fines de 2013 todavía no inicia la construcción del proyecto. Tabla 10.3 Características técnicas del proyecto Capacidad de procesamiento

72 MMPCD

Producción de Planta de Amoniaco

2 060 TN/día de amoniaco

Producción de Planta de Ácido nítrico

925 TN/día de ácido nítrico

Producción de Planta de Amonio

1 050 TN/día de ácido nitrato de amonio

Fuente: Osinergmin

281

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

2.2.2. Proyecto CF Industries Perú Este proyecto consiste en la construcción y operación de un complejo petroquímico en el distrito de San Juan de Marcona. Esta planta producirá amoníaco y urea, para atender a los mercados de fertilizantes en América del Sur y la costa oeste de América Central. Comprende también la construcción de un muelle para el despacho por vía marítima de sus productos. El proyecto estará ubicado en Bahía San Juan, distrito de Marcona, provincia de Nazca, Región Ica, en un área aproximada de 152 hectáreas para instalaciones terrestres y 80 hectáreas para instalaciones marinas en un área acuática. Para este proyecto se estima una inversión 2 000 millones de dólares, y la construcción demoraría 3 años. A fines de 2013 estaba pendiente de aprobación el EIA2 presentado por CF Industries Perú. Tabla 10.4 Características técnicas del proyecto Capacidad de procesamiento

99 MMPCD

Producción de Planta de Amoniaco

2 600 TN/día de amoniaco

Producción de Planta de Úrea Fuente: Osinergmin

3 850 TN/día de urea

Gráfico 10.5 Plano de ubicación de futura Planta de CF Industries

Fuente: Osinergmin

2. CF Industries Perú S.A.C. presentó el 16 de febrero de 2010 el Estudio de Impacto Ambiental (EIA), y el 24 de enero de 2011 presentó el levantamiento de observaciones planteadas al EIA de su Proyecto establecido por el Auto Directoral Nº 583-2010-MEM/AAE en el nuevo plazo concedido el 16 de diciembre del 2010, mediante Auto Directoral Nº 633-2010-MEM/AAE, del MINEM.

282

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

2.3. Aprovechamiento del etano En las siguientes líneas se presenta un proyecto3, en el que el Estado peruano puede promover mediante los mecanismos de participación público-privada, a efectos de conseguir múltiples beneficios para las partes intervinientes. Las principales oportunidades en que se basa dicho proyecto, son:

–– El país dispone de gas natural con alto contenido de etano (10%) en los lotes 88 y 56, que actualmente viene explotando y que, conforme a la infraestructura existente, éste puede ser separado en la zona de selva o en la zona de costa del país. Actualmente, el gas natural (mezcla de metano y etano), es comercializado en unidades de energía a un mismo precio, en el cual no se distingue entre metano y etano.

–– Internacionalmente el precio del Etano tiene un valor 3 a 5 veces el valor del Metano (conocido como gas natural seco)

–– La aparición del gas de esquisto (Shale gas) ha traído consigo una notable reducción de los precios del gas natural en la costa del golfo de los Estados Unidos, lo cual ha significado una reducción en los precios de los insumos para la petroquímica de Metano ubicada en dicha zona; propiciando que difícilmente este tipo de negocios (petroquímica a base de Metano), pueda ser competitivo en otras partes del mundo, entre ellos Perú.

–– Una situación diferente a la petroquímica de Metano se encuentra en las plantas petroquímicas de etileno y estireno, las cuales, principalmente, tienen a la nafta como insumo básico derivado del petróleo que, necesariamente tiene un precio superior al petróleo crudo, que supera entre 5 y 8 veces el valor del Etano. Por dicha razón, este tipo de plantas petroquímicas vienen migrando y reorientándose a utilizar al Etano como insumo básico (petroquímica del Etano).

–– Actualmente, de los 1 200 MMPCD de gas natural que se consumen en el país o que se exportan, resulta factible extraer 100 MMPCD de Etano, volumen que permitiría producir hasta 1 millón de TM de etileno al año.

–– Cabe resaltar que la exportación de gas natural licuado (LNG) a México, tiene como precio, en destino, el valor del Henry Hub (menos un descuento), el cual es un marcador básicamente de Metano, deprimido hoy por la presen3. Aprovechamiento del etano en beneficio del país, Luis Espinoza Quiñonez. Ed.2 – 2012, Lima, Perú.

283

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

cia del Shale Gas; en síntesis se viene pagando a precios de Metano el Etano exportado desde Perú, situación que urge cambiar en beneficio del país.

–– Al año 2012, si el LNG exportado por Perú a México se paga diferenciando los marcadores del metano y etano, entonces se obtendría una renta superior al 24%.

2.3.1. Estructura de costos para una pronta puesta en valor del etano en el país Considerando los precios vigentes que se vienen pagando en la infraestructura de gas natural existente en el país (producción y transporte), así como los estimados de costo en las nuevas actividades complementarias requeridas para la transformación del etano en etileno en una planta petroquímica a ubicarse en algún lugar de la costa sur del Perú entre Atico (Arequipa) e Ilo (Moquegua), la siguiente sería la estructura de costos para una pronta puesta en valor del etano en beneficio del país. ♦♦ A nivel de productor (boca de pozo), al año 2012 la industria nacional viene pagando por el gas natural (metano y etano) del lote 88, un precio de 2,97 US$/MMBTU, mientras que la actividad de generación eléctrica (60% de la producción nacional) paga un precio de 1,73 US$/MMBTU, en conclusión el precio promedio ponderado del etano en boca de pozo procedente de los lotes 88 y 56 sería de 2,5 US$/MMBTU. ♦♦ Es de resaltar que, el Estado Peruano, tiene la oportunidad de negociar con el productor de los lotes 88 y 56 y obtener como justiprecio para el etano, el precio de 2,5 US$/MMBTU que viene siendo pagado por los actuales clientes en el país, el cual resulta aún más alto que el precio de la exportación de gas natural a México. ♦♦ El costo del transporte del etano desde Camisea hasta la costa peruana, de acuerdo a normas vigentes se encuentra regulado; y asciende a 1,0 US$/ MPC, valor que, considerando el poder calorífico del etano, significa un costo de transporte de 0,58 US$/MMBTU. ♦♦ La separación del etano del gas natural, demandaría la construcción de una planta criogénica, que debe instalarse cerca a Pampa Melchorita en el punto donde confluyen los ductos que atienden el mercado interno y el de exportación de gas natural. El proceso de separación del etano se prevé efectuar aprovechando las diferencias en temperaturas de condensación que tienen el etano y el metano, así mientras el etano condensa (cambia a fase liquida)

284

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

al enfriarse a -88 °C, el metano lo hace cuando alcanza -162 °C, pasando en dicha temperatura a su fase líquida reduciendo en 600 veces su volumen. Este proceso de separación del etano, se estima conservadoramente que tendría un costo de 1,0 US$/MMBTU considerando que es un proceso de menor inversión y envergadura que el realizado en Pampa Melchorita con la licuefacción del metano, proceso donde adicionalmente a un enfriamiento más exigente (-162 °C), se requirió disponer de obras de infraestructura como: el gasoducto entre Chiquintirca y Pampa Melchorita, el muelle y obras para el carguío de los navíos, tanques de almacenaje, obras para asegurar la protección del área contra tsunamis y maretazos, etc. ♦♦ El transporte del etano, desde Pampa Melchorita hasta la futura planta petroquímica, se encuentra en función directa a la distancia que media entre ambos lugares. Así, determinando a modo de ejemplo la zona de Atico (Arequipa) como lugar de localización de la planta, este lugar dista de Pampa Melchorita en 500 km, y el costo de transporte del etano para esta distancia se calcula que ascendería a 0,6 US$/MMBTU, considerando que dicho transporte se realizaría mediante un ducto presurizado operando en un rango de 80 a 100 bares, con un diámetro interno de tubería de 10”, ducto que permitiría transportar 60 000 barriles/día de etano en fase líquida, equivalentes a 100 millones de pies cúbicos por día, de etano como gas. Gráfico 10.6 Posible ruta del ducto del etano por la costa

Fuente propia

285

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Se prevé que este poliducto compartiría accesos, franja de servidumbre y obras de atenuación de impacto ambiental, con el gasoducto que la concesionaria de distribución de gas natural de Ica (CONTUGAS) viene construyendo para transportar el gas natural hacia el puerto de Marcona. Dicha situación impactaría en una reducción de los tiempos de obtención de la licencia social (EIA y Consulta previa), así como en los costos involucrados. ♦♦ En resumen, el costo del etano hasta la puerta de la planta petroquímica en el punto de destino, asumido a modo de ejemplo (Atico), ascendería a 4,7 US$/MMBTU, valor que resulta bastante competitivo para impulsar localmente un proyecto petroquímico basado en etano, que internacionalmente operan con precios del etano y naftas que superan los 6,0 US$/MMBTU. A manera de comparación con el producto final, el valor de 4,7 US$/MMBTU del etano, resulta equivalente a 225 US$/TM de etano, cuya transformación en etileno o polietileno le permite aspirar a precios de mercado del orden de 2 000 US$/TM. ♦♦ Respecto a los costos de una planta de etileno en el país, la inversión unitaria que demandaría su construcción, se estima en 4 000 US$/TM de etileno, que en el caso de una planta de 1 millón de TM de capacidad, alcanza una inversión total de 4 000 millones de US$. Adicionalmente, en el caso de plantas petroquímicas se requiere invertir en infraestructura básica como puertos, caminos, energía, agua, viviendas, comunicaciones, etc.; a efectos de brindar soporte a la industria petroquímica, la cual finalmente terminaría pagando toda esta infraestructura que inicial y transitoriamente deben ser asumidas por las entidades promotoras del proyecto. El costo estimado para la infraestructura básica requerida por un complejo con capacidad de producir 1 millón de TM de etileno por año, sería de 1 000 millones de dólares. El gráfico 10.7, resume la cadena de valor anteriormente analizada, así como las inversiones requeridas para instalar una planta petroquímica de etano en la costa sur del país.

286

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica Gráfico 10.7 Estructura de costos para una pronta puesta en valor del etano en beneficio del país

Fuente propia

i) Evaluación de una planta petroquímica en base a nafta Una planta petroquímica basada en nafta, como insumo básico, tiene un costo aproximado actual de la materia prima de 1 250 US$ / TM, que le permite aspirar un precio de venta del producto final (Etileno y Polietileno) equivalente a 2 000 US$ por TM. Otros costos de ventas que se añaden a este tipo de plantas alcanzan a 310 US$ por TM, por lo que el costo total de ventas sería de 1 560 US$ por TM, considerando que la depreciación normal del costo de una planta de 4 000 millones de dólares en 25 años es de 160 US$ por TM. En este sentido, considerando los 120 y 40 US$/TM como Gastos de Ventas y Gastos Financieros, respectivamente; la utilidad antes de impuestos, para una planta petroquímica basada en nafta, sería de 280 US$ por TM. Por lo tanto, el pago de impuesto a la renta en Perú sería de 84 US$ por TM y la utilidad neta después de impuestos sería de 196 US$ por TM. La Generación Interna de Recursos (GIR) que provee el flujo de recursos líquidos (utilidad más depreciación) sería de 356 = (196 + 160) US$ por TM, lo cual determina una rentabilidad de 8,9% sobre la Inversión para este tipo de plantas.

287

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

La tabla 10.5 resume la evaluación económica anteriormente descrita. Tabla 10.5 Evaluación de una Planta Petroquímica en base a Nafta Rubro

US$/TM

Venta de productos finales (etileno, polietileno)

2 000

100%

Costo de ventas

-1 560

-78%

- Materia prima (nafta)

-1 250

-63%

- Depreciación

-160

-8%

- Personal y otros

-150

-8%

Gastos de ventas

-120

-6%

Gastos financieros

-40

-2%

Utilidad Bruta

280

14%

Impuestos

-84

-4%

Utilidad Neta

196

10%

356

18%

GIR Rentabilidad Fuente propia

8,90%

ii) Evaluación de una planta petroquímica a base de etano en el país La evaluación económica de una planta petroquímica en base a etano operando en el país, de acuerdo a las condiciones analizadas en la sección anterior, muestran que el costo de la materia prima sería de 300 US$ por TM (igual a 225 x 1,3 para incluir un factor por mermas del proceso productivo). El costo total de ventas sería de 610 US$ por TM considerando los mismos rubros analizados en el caso anteriormente señalado. Por lo tanto, si se mantiene el precio de venta del etileno y polietileno en 2 000 US$ por TM, la utilidad antes del impuesto a la renta del proyecto sería de 1 230 US$ por TM, valor que determina un GIR de 1 021 US$ por TM y una rentabilidad de 25,5% sobre la inversión para este proyecto. A manera de análisis de sensibilidad, considerando una reducción en los precios del producto final (etileno y polietileno) de 1 500 US$ por TM, debido a la competencia futura en este mercado y a la reducción de costos por transformación de la industria de la nafta al etano como insumo básico, aun con el precio de venta señalado, la utilidad antes del impuesto a la renta del proyecto sería 730 US$ por TM, valor que determina una rentabilidad de 17% sobre la Inversión. La tabla 10.6 resume la evaluación económica de una planta petroquímica de etano, para las dos condiciones de precios de productos finales (2 000 y 1 500 US$ / TM), anteriormente señalados.

288

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica Tabla 10.6 Evaluación de una planta petroquímica en base a etano Rubro

US$/TM

Venta de productos finales (etileno, polietileno)

2 000

100%

1 500

75%

Costo de ventas

-610

-31%

-610

-31%

Materia prima (etano)

-300

-15%

-300

-15%

Depreciación

-160

-8%

-160

-8%

Personal y otros

-150

-8%

-150

-8%

Gastos de ventas

-120

-6%

-120

-6%

Gastos financieros

-40

-2%

-40

-2%

Utilidad Bruta

1 230

62%

730

37%

Impuestos

-369

-18%

-219

-11%

Utilidad Neta

861

43%

511

26%

GIR

1 021

51%

671

34%

Rentabilidad

25,5%

16,8%

Fuente propia

El pago de la infraestructura básica requerida (1 000 Millones de US$), adicional al rubro de Gastos de Ventas que se provisionó en los análisis anteriores, resulta también factible cubrirlo, incrementando el costo del etano en 50 US$ por TM, con lo cual la utilidad antes de impuestos del proyecto sería de 680 US$ por TM, la Generación Interna de Recursos (GIR) sería de 636 = (476 + 160) US$ por TM, lo cual significa una rentabilidad del proyecto de 16% sobre la Inversión. En consecuencia, se demuestra que un incremento del precio del etano en 50 US$ por TM para pagar un rubro como la infraestructura básica (1 000 millones de US$), sólo reduce la GIR del proyecto en 1%. Cabe concluir que, un costo extendido del etano de 350 US$ por TM combinado con un precio de venta reducido de los productos finales de 1.500 US$ por TM, produce aun un valor agregado de la planta de 1 150 US$ por TM, la cual que permite cubrir holgadamente el servicio de la deuda de la Inversión (Capex), los costos operativos (Opex) así como una utilidad razonable (16%).

2.3.2. Otros beneficios del proyecto Adicionalmente al beneficio principal del proyecto, otro de los beneficios es el de rescatar y poner en valor el etano que hoy se consume y exporta a precios de metano, significando una pérdida de valor para el país que supera los 1 500 millones de US$ por año (ver tabla 10.6). El proyecto cuenta también con los beneficios inherentes de todo proyecto petroquímico, que para el caso tiene las siguientes peculiaridades:

289

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

i) Generación de Valor Agregado Tomando en cuenta los precios de venta de los productos finales (etileno y polietileno) cuyo valor actualmente está en el orden de 2 000 US$/ TM, y los valores del etano que participa como insumo básico, el proyecto tiene una alta generación de valor agregado que llega a los 1 700 US$/TM de etano, tal como se analizó en la sección anterior. ii) Mano de obra A medida que el proyecto incrementa valor agregado por la integración de las etapas finales de la actividad petroquímica, se incrementa también la cantidad de empleo permanente que demanda la explotación de la actividad petroquímica, así como la mano de obra requerida en el proceso constructivo del proyecto. iii) Encadenamientos productivos Producir localmente productos petroquímicos como el etileno y polietileno, lleva inherentemente a la producción de otros productos que toman como insumo básico dichos materiales, pudiéndose conformar encadenamientos productivos descentralizados, los cuales pueden desarrollarse en las regiones conformantes de la Macro Región Sur del país, sin perder la sinergia de un desarrollo conjunto. iv) Beneficios Macroeconómicos Definitivamente el proyecto incidirá favorablemente en los indicadores macroeconómicos del país, toda vez que permite una mayor captación de ingresos por parte del Estado peruano, así como una mejora en la balanza comercial, al permutar la importación por exportación de los productos petroquímicos que se desarrollarán con el proyecto.

2.3.3. Pasos a seguir para la viabilidad del proyecto A continuación un listado de los principales pasos a seguir y los criterios a aplicar a efectos de lograr concretar el proyecto en el plazo más breve. i) Paso 1: Obtención del etano Lo primero que se tiene que tener presente es que el Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos (DS 040-2008-EM) señala

290

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

en su artículo 44, inciso f, que el Poder Calorífico Bruto o Superior del Gas Natural debe de estar entre un valor máximo y mínimo de 10 300 y 8 450 Kcal / m3, respectivamente. De acuerdo con el gráfico 10.8, el Metano Puro tiene un Poder Calorífico Superior de 9 006 Kcal/m3 y por lo tanto se podría extraer todo el Etano y se cumpliría con la normativa de consumo para el mercado nacional. Es importante señalar que el contenido máximo de Etano permitido es de 19% lo cual es muy superior a lo que hoy tiene el gas de Camisea. Si se asume que el consumo total de Camisea (Lote 88 + 56) es de 1 200 millones de PC/D de Gas Natural Seco = GNS (Metano + Etano) se tendría 120 Millones de PC/D de Etano (10% de la mezcla). Si se desea extraer 100 millones de PC/D de Etano para hacer una Planta Petroquímica de 1 millón de TM de Etileno, Polietileno o Estireno entonces se limitaría la extracción a esta cantidad para no reducir en demasía el Poder Calorífico Superior del GNS. Gráfico 10.8 Límites del poder calorífico para la comercialización del gas natural seco (metano + etano) en Perú según el Reglamento de Distribución

Fuente propia

Entonces quedaría un remanente de 2% de Etano en la mezcla con un Poder Calorífico del Gas igual a 1 026 BTU/PC = 9 129 Kcal/m3 lo cual cumple el Mínimo del Reglamento de Distribución (DS 040-2008-EM).

291

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 10.9 Extracción del etano en la situación actual

Fuente propia

Gráfico 10.10 Extracción del etano manteniendo el consumo de energía

Fuente propia

Pero, cabe señalar que la extracción del Etano del gas natural destinado al consumo nacional significa reducir el poder calorífico del gas natural y por consiguiente se requiere entregar mayor volumen a los consumidores para no afectarlos en la cantidad energética de su suministro. Los consumidores usan el GNS como energético y por lo tanto su requerimiento es energía y no volumen. Si se desea mantener el consumo de energía de los Clientes, para no afectarlos por la extracción del etano, entonces hay que incrementar el volumen comprado de 1 200 a 1 363, es decir, un aumento de 13,6%. Con esto, la extracción de 100’ PC/D de Etano dejaría al GNS en 1 263’ PC/D y con una energía de 1 306 miles de millones de BTU/D tal como lo tienen los clientes cuando consumen hoy sus 1 200’ PC/D.

292

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

Recordemos que los Clientes pagan a los Productores la Energía Comprada (1 306 Miles de Millones de BTU/D) y no el Volumen (1 200’ PC/D). En resumen, extraer el etano implica que el Productor tiene que entregar más volumen para que los clientes reciban la energía que necesitan.

♦♦ Renegociación de contratos con productores y/o clientes Se necesita iniciar el proceso renegociando los contratos con los productores de los Lotes 88 y 56 de Camisea, para que el etano extraído sea pagado al costo de oportunidad al que se estaría vendiendo el gas natural. Gráfico 10.11 Cambio de propiedad del gas natural de Camisea

Fuente propia

La renegociación de los contratos es un tema que debe efectuarse independientemente de la ruta que se elija para el transporte del etano hacia la costa sur del país. Cabe resaltar que el costo de transporte tiene una reducida incidencia en términos comparativos, con el costo de valor agregado que éste produce por una pronta puesta en valor. El gráfico anterior es importante porque nos señala con quien podemos negociar para obtener el Etano. Por ejemplo: ◊◊ Una primera opción sería negociar con los productores de los Lotes 88 y 56. Esto nos permite asegurar el nivel de producción de acuerdo a la mejor explotación del yacimiento.

293

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

◊◊ La segunda opción, en caso no se llegue a un acuerdo con los productores, sería negociar directamente con los clientes. En este punto, los clientes necesitarían más volumen para compensar la pérdida del poder calorífico. Se estima que con 13% más volumen se compensa la pérdida. Es importante señalar que para los Lotes 88 y 56 el justiprecio es el precio del Gas Natural en valor de energía. Por otro lado, la Ley del Etano cuando señala que los actores cuando negocien la extracción del etano, se deben separar el valor de la molécula y el costo de la extracción. En esta parte del documento se asume que la molécula tiene el mismo precio por energía que el metano, tal como se hace hasta ahora y se pagan las regalías. El tema de la separación dependerá de si esta se hace en la selva (dentro de la Planta Malvinas) o en la costa (cerca de Melchorita). En el caso que el Comprador de la molécula no llegue a un acuerdo con el Productor (por la separación en la Selva) entonces Osinergmin dirimirá el costo porque en Malvinas el Productor tiene una posición monopólica y no conviene que otro actor opere dentro de esta planta. En el caso de la costa, no es necesaria la negociación con los Productores por el precio del etano, ya que el Productor no es el dueño del gas natural, sino esta ya es de los clientes. En este caso, la separación debe ser hecha por la empresa que posee la comercialización del etano.

♦♦ Cuantificación de la disponibilidad de etano en volumen y tiempo Actualmente la composición del etano en el gas natural procedente de los lotes 88 y 56, es de aproximadamente 10% (90% es metano), a futuro dicho porcentaje irá variando conforme entren en producción otros yacimientos de los lotes, y también se manifieste el efecto del “recycling” que se produce al reinyectar el gas natural seco al reservorio, una vez que se extraen los condensados. Adicionalmente, la capacidad de producción de los lotes 88 y 56 se estabilizará en una meseta o máximo, por un periodo de tiempo que se estima entre 5 a 10 años, y luego irá declinando conforme el comportamiento natural de los yacimientos ante las cantidades extraídas de hidrocarburos.

294

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

Por la razón anteriormente señalada, resulta importante negociar con los productores de los lotes 88 y 56, a efectos de establecer el perfil de gas natural disponible en el tiempo y lograr cuantificar la posible recuperación del etano del gas natural procedente de dichos lotes. ii) Paso 2: Desarrollo de infraestructura básica y licencia social Una planta petroquímica de las características mencionadas, requiere necesariamente contar con infraestructura básica (Caminos, energía, vivienda, agua, comunicaciones, puertos, seguridad, etc.), la misma que puede ser desarrollada con la participación de los Gobiernos Regionales, quienes recaudarían posteriormente el pago por dichos servicios directamente del operador de la planta petroquímica, esta participación de los Gobiernos Regionales permitiría asegurar también la obtención de la licencia social requerida por el proyecto, a la vez que genera una interesante vinculación público privada descentralizada en la ejecución del mismo, el cual por sus características debe desarrollarse sobre áreas eriazas alejadas de las zonas urbanas consolidadas, por criterios de seguridad y mitigación de efectos de impacto ambiental. iii) Concesión de la planta petroquímica de etileno e infraestructura

asociada

La recuperación del valor del etano del gas natural, puede lograrse al más breve plazo, si se hace uso de los mecanismos de concesión y asociación público privada, utilizados exitosamente por la agencia PROINVERSION. Con los mecanismos indicados, el Estado ha logrado poner en valor importantes proyectos de desarrollo, en plazos breves, dado que, a diferencia de las obras públicas no ha requerido contar con extensos estudios que definan los detalles del cómo se efectuará el proyecto, limitándose a precisar los beneficios y alcances qué se requieren del mismo. En tal sentido, para el caso del presente proyecto, basta señalar que la infraestructura a desarrollar por un eventual concesionario del proyecto asociado con PETROPERU debe incluir como mínimo las siguientes obras: ◊◊ Planta separadora de etano, a ubicarse cerca de Pampa Melchorita (en el límite entre Chincha y Cañete), en la zona de confluencia de los ductos que traen el gas natural procedente de los lotes 88 y 56. La capacidad de esta planta sería de 100 millones de pies cúbicos por día de etano en estado gaseoso, equivalentes a 60 000 barriles por día de etano líquido. Esta capacidad estaría acorde con el tamaño de una planta petroquímica de 1 millón de TM de etileno al año.

295

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

◊◊ Ducto de etano, a ubicarse en la zona de costa del país, entre Pampa Melchorita y la ubicación de la planta petroquímica (entre Atico e Ilo). Este ducto en gran parte de su recorrido en la región Ica, iría paralelo al gasoducto que viene construyendo Contugas para suministrar gas natural al puerto de Marcona. ◊◊ Construcción de planta petroquímica de etileno, esta planta tendría una capacidad de producción de hasta 1 millón de TM de etileno al año. iv) El Esquema de Negocio Poner en valor el etano implica unir esfuerzo del Estado y el capital privado. Dentro del Estado tenemos al Gobierno Central, las regiones y la empresa del Estado (PETROPERU) Para empezar, PETROPERU debe de obtener los derechos de comercialización del Etano, para que participe como el proveedor de etano al Polo Petroquímico. Esta figura es de bajo riesgo porque sólo se concretaría cuando exista un Proyecto Petroquímico dispuesto a pagar los costos obtenido por Petroperú en la negociación efectuada con anterioridad con los clientes y productores. Se estima que habrá renta gasífera que debe ser trasladada al Gobierno Central o destinarla a incrementar las reservas de gas natural. Gráfico 10.12 Posible esquema de negocio

Fuente propia

Los Gobiernos Regionales del Sur (GORSUR) deben unirse en un nuevo esquema de asociación que les permita invertir el dinero de su canon en el

296

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

proyecto de infraestructura básica que sería hecho por operadores privados. Estos proyectos generarán rentas para el GORSUR y no depende de la ubicación de la planta sino de la forma asociativa. Esta es una solución para evitar el conflicto por la ubicación de la planta. Los conflictos retrasan el proyecto y el país pierde la puesta en valor del etano.

2.3.4. Conclusiones y Recomendaciones Las principales conclusiones y recomendaciones del presente estudio, son: ♦♦ Es necesario, al más breve plazo, limitar el consumo y la exportación subvaluada del etano contenido en el gas natural procedente de los lotes 88 y 56, a efectos de impulsar importantes proyectos de desarrollo en beneficio del país, y rescatar el valor del etano contenido en el gas natural de los lotes mencionados, valor que al 2012 significa un monto no aprovechado de 1.500 millones de dólares al año (desde el 2004 el valor acumulado es 4.500 millones de US$), y presenta la evolución y tendencia indicadas en la siguiente lámina. ♦♦ El desarrollo del ducto de etano por la costa, tomando en cuenta la infraestructura existente en dicha zona, las disponibilidades logísticas y el hecho de que el ducto no atravesaría zonas ambientalmente sensibles y/o de difícil trámite de la licencia social (Consulta previa y EIA), permite acelerar la puesta en valor del proyecto y obtener los beneficios del rescate del etano. ♦♦ La estructura del presente proyecto de inversión y los mecanismos de asociación público-privados considerados en la concesión prevista, aseguran que se superarán exitosamente las barreras coyunturales del financiamiento internacional, que en las actuales condiciones difícilmente otorgaría financiamiento a grandes proyectos con elevados riesgos asociados. ♦♦ El proyecto permitiría un desarrollo desconcentrado de la industria petroquímica entre las regiones conformantes de la Macro Región Sur, sin perder las sinergias asociadas de un desarrollo conjunto, dado que con los altos beneficios que se producen, resulta factible convocar operadores en toda la cadena de desarrollo de la petroquímica (hasta la fase de productos finales), partiendo del criterio que las Regiones pueden promocionar directamente su instalación, ofreciendo la infraestructura básica requerida para el desarrollo de este tipo de emprendimientos.

297

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Gráfico 10.13 Valor de Oportunidad del Etano para el País

Fuente propia

♦♦ Se identificó en los análisis efectuados, que se logran economías de escala, si se desarrollan plantas de etileno con capacidad superiores a 500 000 TM/ año (que demandarían como insumo 50 millones de pies cúbicos por día de etano en fase gaseosa). ♦♦ El proyecto necesita contar con marcos normativos para la comercialización del gas natural (metano y etano) en el país, que permitan utilizar eficientemente las reservas de dichos hidrocarburos no comprometidas aun comercialmente. ♦♦ El presente proyecto aplica y pone en vigencia marcos normativos que ha expedido el Estado peruano para promover la industria petroquímica basada en el Etano y el desarrollo prioritario de los gasoductos hacia diversas zonas de la Macro Región Sur. ♦♦ El Estado peruano debería asignar los derechos de comercialización del etano a la empresa Petroperú, permitiéndole así capturar el margen de utilidad del etano como insumo. ♦♦ La participación de Petroperú en un negocio de bajo riesgo y alta rentabilidad resulta factible y necesaria, ya que permite al Estado participar en la promoción de un negocio, contando con la materia prima base. Además se facilita la obtención de la licencia social y los otros intangibles del negocio propuesto con el proyecto.

298

Capítulo X: Nodo Energético del Sur y la Petroquímica

♦♦ Considerando que la concreción de la planta petroquímica se puede retrasar y que el etano que no se logre recuperar se pierde definitivamente en el consumo nacional o en la exportación, debe analizarse como última alternativa, si los plazos se alargan en demasía, la separación del etano en la planta de Malvinas, para su posterior reinyección al reservorio para un aprovechamiento futuro, tal como se realiza en la actualidad, con el gas natural que no es consumido por el mercado cuando se extraen los condensados.

299

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

300

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao

Capítulo XI Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao Masificación del empleo del gas natural significa llevar sus beneficios a los más amplios sectores de la población, para cuyo efecto el Estado se ha propuesto facilitar la expansión de las conexiones residenciales de gas natural en Lima y Callao mediante un Plan de Promoción que beneficia a los usuarios potenciales de bajos recursos que cuenten con red cercana a sus domicilios. En este capítulo se explica la naturaleza y alcances de mencionado Plan.

301

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

302

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao

Capítulo XI Promoción para conexiones residenciales 1. Antecedentes Mediante la Resolución Ministerial 533-2012-MEM/DM, modificada con Resolución Ministerial N° 146-2013-MEM/DM, el MINEM dispuso la aplicación de la promoción por la conexión de consumidores residenciales a niveles socioeconómicos de los estratos Medio, Medio Bajo y Bajo, según el plano estratificado a nivel manzana por ingreso per cápita del hogar, desarrollado por el INEI, estableciendo que Osinergmin aprobará la normativa correspondiente a ser aplicada en la evaluación y aprobación de los planes de conexiones residenciales a beneficiarse con los gastos de promoción, propuestos por los concesionarios, en el caso de Lima y Callao, Cálidda. Asimismo, de acuerdo al “Procedimiento para la Elaboración de los Estudios Tarifarios sobre Aspectos Regulados de la Distribución de gas natural”1, aprobado con Resolución N° 659-2008-OS/CD, publicada el 30 de noviembre de 2008, las concesionarias de distribución de gas natural deben considerar en la elaboración de propuestas del Plan de Promociones los siguientes criterios: a). Los beneficiarios deben pertenecer a zonas geográficas, a nivel de manzana, donde existan o se proyecten la construcción de redes de distribución de gas natural para dar el suministro de gas natural a los clientes beneficiados con el descuento de promoción. b). Los beneficiarios deben pertenecer a los niveles socio económicos de los estratos Medio, Medio Bajo y Bajo según el Plano Estratificado a nivel de manzana por ingreso per cápita del hogar desarrollado por el INEI. De ser el caso, Osinergmin, como parte de la aprobación del Plan de Promoción propuesto, aplicará los criterios establecidos en la normativa vigente del sector. 1. Según Artículo 3° de la Resolución N° 178-2013-OS/CD, que modificó la Resolución N° 659-2008-OS/CD.

303

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Cuando el INEI no cuente con dicha información el Concesionario desarrollará los estudios pertinentes para identificar los consumidores objetivos para el Mecanismo de Promoción. c). Las zonas a beneficiar serán principalmente aquellas donde existan y se proyecten construir ductos de distribución para la atención de clientes residenciales. d). Los distritos en donde se aplican los menores pagos por tributos municipales, que presten las mejores facilidades para la expansión de redes de gas natural, que por el tipo de suelo permitan expandir redes a menor costo, con mayor densidad poblacional, entre otros. El Concesionario sustentará en su propuesta lo señalado en el presente criterio. e). Las zonas beneficiadas deberán alcanzar un Factor de Penetración de 70%. El plazo en el cual se debe alcanzar el referido Factor, será definido por Osinergmin en cada proceso regulatorio, considerando las disposiciones que para tal efecto emita el MINEM así como la evaluación de la propuesta debidamente sustentada del Concesionario, la cual deberá detallar el Factor de Penetración a alcanzarse en cada año del periodo tarifario2. f). El descuento de Promoción será aplicado a la adecuación de viviendas existentes para el consumo de gas natural, mediante la construcción de las instalaciones internas para la conexión de sus artefactos. Para el caso de los edificios, complejos habitacionales y similares, estos podrán beneficiarse del gasto de promoción aplicados al derecho de conexión (tubería de conexión) y la acometida. g). El nivel de ahorro económico para los consumidores mayores de gas natural, no residenciales, no sea menor al 20% frente al combustible sustituto. Además señala que el Plan de Promociones del concesionario debe contener como mínimo lo siguiente: •

Las zonas a ser beneficiadas por el Plan de Promoción, las mismas que deberán tener mayor predominio de niveles socio-económicos de los estratos Medio, Medio Bajo y Bajo según el Plano Estratificado a nivel de manzana por ingreso per cápita del hogar desarrollado por el INEI. El detalle de la información de estas zonas deberá ser a nivel de manzana. Estas zonas deberán ser presentadas con sus planos respectivos por distrito, donde se muestre el área geográfica de

2. Según Artículo 1° de la Resolución N° 024-2014-OS/CD, publicada el 08 de febrero de 2014.

304

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao

las zonas a beneficiar y las redes de distribución de gas natural existente y proyectado para dichas zonas. Además para el caso de zonas que ya cuenten con acometidas residenciales, éstas deberán presentarse en los referidos planos. •

Un estudio de mercado de las zonas propuestas durante el período tarifario. El estudio debe señalar lo siguiente:

–– La cantidad de manzanas por nivel socio económico o equivalente en cada zona.

–– El número de consumidores potenciales a ser beneficiados con la promoción, por manzana.

–– La cantidad de consumidores a conectar y habilitar por manzana, y –– La cantidad promedio de artefactos a conectar por consumidor en cada zona, adicionalmente se deberá presentar el porcentaje de clientes con disposición de conectar uno o dos artefactos. •

La estrategia de acceso al gas natural para los beneficiarios de la Promoción.

•

También refiere que Osinergmin podrá aumentar o reducir las metas de consumidores beneficiados con la Promoción al momento de aprobar el Plan de Promoción; considerando los siguientes criterios:

•

Evaluar y/o priorizar las zonas donde existen ductos de distribución para la atención de clientes residenciales.

•

Evaluar las inversiones proyectadas de redes de distribución en las zonas consideradas dentro del Plan Quinquenal del concesionario.

•

Cumplir con las metas que establezca el MINEM respecto al número de consumidores de gas natural.

2. El Plan de Promoción 2.1. Definiciones empleadas en Plan –– Descuento de Promoción: Monto en dólares americanos (US$), o su equivalencia en Nuevos Soles (S/.), que se descontará del Costo Total de la Conexión de Gas Natural, en favor de un cliente residencial beneficiario del Mecanismo de Promoción.

305

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

–– Costo Total de la Conexión de Gas Natural: Monto en dólares americanos, o su equivalencia en nuevos soles, que comprende los siguientes conceptos i) Derecho de Conexión; ii) Costo de Acometida; y, c) Costo de la Instalación Interna.

–– Gasto de Promoción: Monto total, en dólares americanos, que Osinergmin determinará por aplicación del Mecanismo de Promoción en el periodo regulatorio y que será considerado en la tarifa como parte de los costos de Operación y Mantenimiento de la Concesión.

–– Mecanismo de Promoción: Dispositivo normado por el MINEM cuyo objetivo es generar incentivos económicos, mediante descuentos sobre parte o la totalidad del Costo Total de la Conexión de Gas Natural, para que los consumidores residenciales ubicados en determinadas zonas geográficas de la Concesión o de determinados niveles socio-económicos, puedan acceder al Gas Natural.

–– Plan de Promoción: Es el Plan de Conexiones Residenciales que se beneficiarán con el Gasto de Promoción y que será aprobado por Osinergmin, de acuerdo con el Artículo 112a del Reglamento.

2.1. Evolución del mecanismo de promoción En el proceso de regulación de tarifas de distribución para el período 2010 – 2014, la empresa concesionaria Cálidda propuso, como parte de su propuesta tarifaria, beneficiar con el descuento de promoción3 a 15 mil clientes residenciales. Por su parte, Osinergmin mediante Resolución N° 261-2009-OS/CD aprobó beneficiar con el descuento de promoción de 315 [US$/cliente] a un total de 55 802 clientes para el período tarifario 2010-2014 (4 años). La implementación de este mecanismo fue un acierto, a tal punto, que las metas aprobadas por el Regulador para el período de cuatro años se alcanzaron en menos de tres años, motivando que el Osinergmin mediante Resolución N° 0922012-OS/CD apruebe beneficiar a 18 817 clientes adicionales con el descuento de promoción. Sin embargo, dicha medida fue insuficiente para sostener el ritmo de conexiones residenciales que el concesionario venía realizando al amparo del mecanismo de promoción. 3. Descuento aplicado a los costos de las instalaciones internas residenciales de los niveles socioeconómicos C, D y E.

306

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao

Por ello, el Ministerio de Energía y Minas mediante D.S. 045-2012-EM, estableció que con cargo al gasto de promoción se continúe aplicando a los clientes beneficiados a razón de 5 000 clientes por mes como máximo en un primer momento; sin embargo mediante D.S. 029-2013-EM esta cantidad se incrementaría a razón de 10 000 clientes por mes como máximo, disposición que se encuentra vigente hasta que se aprobó el nuevo Plan de Conexiones con Descuento de Promoción. En el gráfico 11.1 se puede apreciar la evolución de la cantidad de promociones otorgadas comparadas con la cantidad de promociones aprobadas durante la regulación tarifaria en el 2009. En efecto, hasta el mes de diciembre del 2013 se habían otorgado 64 010 promociones adicionales a los aprobados, es decir un 115% más de los aprobados previamente. Gráfico 11.1 Evolución de las Promociones otorgadas

Fuente: Osinergmin - GART

3. Plan de conexión de clientes residenciales con Descuento de Promoción En el marco del Procedimiento de Fijación de Tarifas Únicas de Distribución de gas natural por Red de Ductos en la concesión de Lima y Callao para el periodo 2014 - 2018, Osinergmin presentó junto a la TUD y el Plan Quinquenal de Inversiones, el Plan de Promoción de conexiones residenciales, el mismo que tiene como objetivo que el valor mensual a pagar incluyendo el pago total de acceso (derecho de cone-

307

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

xión, acometida, instalación interna), debe ser menor al valor mensual del sustituto utilizado actualmente (GLP). Dentro del Plan de Promociones se detalla lo siguiente:

3.1. Cantidad de clientes con Descuento de Promoción en redes de distribución nuevas Para determinar la cantidad de clientes con promoción sobre redes nuevas se analizó la información presentada por el Concesionario en los siguientes documentos:

–– Propuesta de Plan Quinquenal de Inversiones 2014 – 2018 –– Propuesta tarifaria para la TUD 2014 – 2018 –– Propuesta de Plan de Promociones La cantidad de clientes con promoción sobre redes nuevas se determinó en función de lo siguiente:

–– La proyección de la expansión de la red de distribución de baja presión (redes de Polietileno) que se reconoce en el Proceso Tarifario de la TUD de Distribución.

–– El potencial de clientes residenciales de estratos por manzana de nivel de ingreso per cápita del hogar (Medio, Medio Bajo y Bajo), reconocidos como beneficiarios del costo de promoción.

–– La evolución anual esperada de Factor de Penetración de conexiones residenciales en las zonas de los distritos a beneficiarse del costo de promoción.

–– Por lo tanto, en la tabla 10.1 se presenta la distribución, a nivel de distrito en Lima y Callao, de la cantidad de clientes sobre redes nuevas, beneficiados por el Mecanismo de Promoción. Tabla 11.1 Cantidad de clientes beneficiados sobre redes nuevas Distritos

2014

2015

2016

2017

2018

Total

San Juan de Lurigancho

737

2 319

13 389

18 618

35 063

Comas

6 099

6 181

10 661

12 080

15 636

50 657

Puente Piedra

6 037

6 181

10 364

7 607

30 188

Callao

6 037

6 181

10 364

9 069

9 786

41 437

Continua en página siguiente.

308

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao Distritos

2014

2015

2016

2017

2018

Total

Ate

2 164

6 010

10 366

13 419

15 804

47 763

San Martín de Porres

6 894

6 008

10 364

10 235

5 504

39 004

Santa Anita

6 886

6 428

13 315

Villa el Salvador

8 302

8 196

14 138

1 198

31 834

Los Olivos

7 692

8 864

16 556

Chorrillos *

12 719

Ventanilla *

12 809

Independencia

3 658

6 310

7 064

960

17 992

Carabayllo

8 259

Lurín

3 260

8 959

12 219

Villa María del Triunfo

4 184

Imperial

1 404

1 179

2 584

Cañete

1 561

787

2 348

57 260

60 411

100 795

378 931

Total

74 886

85 579

(*) Los clientes residenciales de estos distritos no están contemplados en la propuesta de Plan de Promoción de Cálidda, debido a que el cálculo de la Tarifa Única de Distribución (TUD) solo considera la proyección de cuatro años del período tarifario. Sin embargo, existen clientes en estos distritos contemplados en la propuesta del Plan Quinquenal de Inversiones de Cálidda ubicados en el quinto año de proyección. Fuente: Osinergmin

3.2. Cantidad de clientes con Descuento de Promoción en redes de distribución existentes Actualmente existen zonas en distritos que cuentan con redes de distribución de gas natural con gran potencial de clientes que aún no se han conectado, y que podrían conectarse beneficiándose con el descuento de promoción según el estrato de nivel de ingresos al que pertenezcan, de acuerdo al INEI. A diciembre del 2013 se estimó que el número de clientes potenciales sobre redes existentes alcanzaba los 189 mil clientes residenciales. Dado que muchas de las zonas con redes existentes no logran alcanzar el Factor de Penetración de 70% y a fin de incrementar el nivel de uso de la red de distribución de gas natural, es conveniente crear las condiciones para que estos clientes potenciales tengan la opción de acceder a los beneficios del mecanismo de promoción, conforme a la aplicación del nuevo costo de promoción aprobado por Osinergmin. La tabla 11.2 presenta el detalle de la cantidad de clientes potenciales residenciales distribuidos a nivel de distritos.

309

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva Tabla 11.2 Potenciales clientes residenciales ubicados en redes existentes Distrito

Clientes potenciales en Redes existentes

Ate

3 051

Bellavista

Clientes potenciales en Redes existentes

Distrito

Lurigancho

2 004

Lurín

2 519

Breña

944

Pachacamác

5 607

Callao

4 720

Pueblo Libre

7 677

Carmen de la Legua

696

Punta Hermosa

693

Chaclacayo

202

San Borja

966

Chilca

502

Chorrillos Comas El Agustino

San Isidro

1 567

1 039

San Juan de Lurigancho

22 515

898

San Juan de Miraflores

24 637

7 070

Independencia

592

Jesús María

2 387

La Molina

1 865

La Perla

San Luis

923

San Martín de Porres

14 329

San Miguel

12 175

Santa Anita

1 521

Santiago de Surco

10 866

La Victoria

1 442

Surquillo

1 252

Lima

10 132

Ventanilla

348

Lince Los Olivos

176

Villa María del Triunfo

29 700

11 804

Total general Fuente: Osinergmin

189 065

Para determinar la cantidad de clientes beneficiados con el descuento de promoción y que están ubicados sobre redes existentes, se consideró la cantidad de clientes potenciales y el bajo Factor de Penetración alcanzados en algunos distritos. La tabla 11.3 presenta el Plan de Promoción de clientes residenciales sobre redes existentes, se muestra la cantidad de clientes beneficiados en cada año durante el período de cinco años (período del Plan Quinquenal). Tabla 11.3 Proyección de clientes beneficiarios sobre redes existentes Cantidad de Clientes Beneficiados

2014

2015

2016

2017

Pertenecientes a los estratos, a nivel de manzana de los distritos, calificados como Medio, Medio Bajo y Bajo por INEI según el ingreso per cápita del hogar.

23 341

34 415

15 412

20 085

Fuente: Osinergmin - GART

310

2018

Total

65 823 159 076

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao

3.3. Factor de Penetración en zonas con el Descuento de Promoción El Factor de Penetración se determinó empleando cálculos propios debido a que las propuestas presentadas por la concesionaria no fue sustentadas adecuadamente. Si bien presentó información estadística de clientes conectados y clientes potenciales, la metodología empleada para determinar el Factor de Penetración no se consideró adecuada porque determina como resultado del cálculo es un factor promedio para todo el distrito. El organismo regulador consideró que el Factor de Penetración de la red de gas sea determinado y aplicado a zonas agrupadas de acuerdo al año de su puesta en servicio. De esta forma, el análisis de la evolución del factor de penetración se determinó para cada una de estas zonas agrupadas. En las tablas 11.3 de la página siguiente se muestran la evolución del Factor de Penetración en seis distritos de Lima donde se ha otorgado una significativa cantidad de descuentos de promoción. Los resultados de las tablas se obtuvieron del cociente entre los clientes de gas natural conectados y los potenciales clientes a contratar el suministro, todos ellos dentro del área de influencia de las redes de baja presión existentes según el año de su puesta en servicio. Tabla 11.3 Evolución del Factor de Penetración en seis distritos de Lima Evolución del Factor de Penetración San Juan de Miraflores Año de puesta en servicio de las redes 2010

Periodo tarifario (años) 1 22%

2011

55%

58%

59%

2010

66%

67%

2011

74%

87%

2012

Evolución del Factor de Penetración El Agustino

2010

Periodo tarifario (años) 1

25%

39%

41%

42%

2011 2012

Año de puesta en servicio de las redes

55%

2012

Año de puesta en servicio de las redes

Evolución del Factor de Penetración San Juan de Lurigancho

82%

38%

55%

57%

66%

69%

Evolución del Factor de Penetración Villa María del Triunfo Año de puesta en servicio de las redes

Periodo tarifario (años) 1

51%

87%

90%

52%

71%

2010 2011

77%

Periodo tarifario (años)

2012

Continua en la página siguiente.

311

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Evolución del Factor de Penetración Los Olivos Año de puesta en servicio de las redes

Periodo tarifario (años) 1

Evolución del Factor de Penetración San Martín de Porres Año de puesta en servicio de las redes

2010

2011

2012

39%

56%

2012

Periodo tarifario (años) 1

46%

61%

Fuente: Osinergmin - GART

En las tablas de evolución del Factor de Penetración en los seis distritos señalados se puede apreciar que:

–– Para las redes puestas en servicio el año 2012, en los distritos de San Juan de Miraflores, El Agustino y Villa María del Triunfo, el factor de penetración del 70% fueron superados en el segundo año de operación, una característica que se puede apreciar es que en estos distritos se empezaron a conectar clientes desde el año 2010, contrario a lo ocurrido en los distritos de San Martín de Porres y Los Olivos, que siendo expansiones en nuevas zonas, el factor de penetración en los dos años que vienen siendo desarrolladas alcanzó en el segundo año hasta un 61% de penetración.

–– Para las redes puestas en servicio en el año 2010, en los distritos de San Juan de Miraflores, San Juan de Lurigancho y El Agustino, el factor de penetración alcanzó hasta 59%, lo cual se puede explicar por el proceso de aprendizaje de las empresas instaladoras que se refleja en rendimientos bajos de conexión en los primeros meses de operación. Considerando que el 75% del total de conexiones residenciales que se beneficiarían del descuento de promoción, se realizarán sobre redes nuevas de distribución de gas natural; es conveniente emplear como referencia para las nuevas expansiones la experiencia de los distritos de San Martín de Porres y Los Olivos. Por ello, para los dos primeros años del plan de conexiones, el factor de penetración será el promedio que alcanzaron los distritos de San Martín de Porres y Los Olivos, considerando que las expansiones de redes de gas natural se realizarán en distritos donde recién ingresa el gas natural. Para los dos siguientes años del plan de conexiones, el factor de penetración sigue la tendencia histórica hasta alcanzar un factor de 70% en el cuarto año del plan de conexiones. Es importante indicar que el plazo para alcanzar el factor de penetración en 4 años considera un grado de holgura requerido por Cálidda para poder ejecutar las

312

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao

conexiones de los clientes residenciales de forma oportuna cumpliendo la normativa vigente, en virtud de los diversos inconvenientes reportados por la empresa respecto a su relación con las municipalidades. Entre los principales problemas que manifiesta enfrentar Cálidda, están los siguientes:

–– Contar con dos autorizaciones para dar inicio a los trabajos en la vía pública (la autorización de interferencia de vía y la de ejecución de obras),

–– Montos excesivos en las liquidaciones que se emiten utilizando conceptos no comprendidos en el TUPA,

–– Negativa injustificada a la emisión de autorizaciones, y –– La demora en la evaluación de los expedientes y por consiguiente en la entrega de los permisos. Por lo tanto, el Factor de Penetración en zonas de promoción será del 70%, el mismo se alcanzará en un plazo máximo de 4 años. La tabla 11.4 de la página siguiente muestra el Factor de Penetración que se deberá alcanzar en cada año del período tarifario. Tabla 11.4 Factor de Penetración en zonas con promoción Factor de Penetración

2014

2015

2016

2017

Osinergmin

43%

59%

66%

70%

Fuente: Osinergmin - GART

3.4. Determinación del Descuento de Promoción según estratos de nivel de ingreso familiar El Artículo 112a del Reglamento establece que el descuento de promoción cubrirá como máximo el costo promedio de la conexión, que implica la suma del Derecho de Conexión, el costo de la Acometida y el costo de la Instalación Interna de una residencia típica. Además menciona que en caso la promoción esté orientada a más de un nivel socioeconómico, Osinergmin podrá determinar los conceptos que incluirá la promoción de acuerdo al nivel socioeconómico al que irá dirigido. En ese sentido, en esta sección se determina el costo de promoción al que podrán acceder cada uno de los beneficiarios residenciales de los estratos de nivel de ingreso familiar: Medio, Medio Bajo y Bajo. Los supuestos empleados en el cálculo consideran los siguientes criterios:

313

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

–– La estimación del costo total de la conexión de gas natural para predios residenciales para un (01) punto de conexión de un gasodoméstico con instalación interna a la vista o empotrada.

–– El costo considerado de la instalación interna corresponde al costo empleado por la concesionaria.

–– Exista al menos un 20% de ahorro en el pago mensual del cliente respecto al combustible sustituto, evaluado por medio del consumo mensual de un balón y medio de GLP de 10 kg.

–– Las tarifas de gas natural aplicables al rango de consumo del cliente residencial.

–– El costo del combustible sustituto, en este caso corresponde al GLP en balones.

–– Se considera el financiamiento de la instalación interna para un período de 8 años a una tasa de interés de préstamo actualmente aplicada por Cálidda a sus clientes. El tipo de cambio del dólar americano a moneda nacional es de 2,762 S/./US$.

–– Se establece un nivel de ahorro respecto al precio del sustituto, en la facturación final del cliente que incluye el consumo de gas natural y el financiamiento de la instalación interna en 8 años. Para todos los clientes beneficiarios del descuento de promoción se considera un nivel de ahorro de 20% como mínimo.

–– El descuento de la promoción es el monto que cubre el saldo restante del costo total de la conexión de gas natural que no se alcanza a cubrir con los ahorros obtenidos por el uso del gas natural respecto al sustituto durante el período de financiamiento (8 años). Es importante señalar que el cliente residencial percibirá el ahorro establecido durante el período de financiamiento de la instalación interna, luego de ello el cliente residencial gozará en pleno de los ahorros totales que le brinda las tarifas de gas natural en su categoría tarifaria, las mismas que podrían alcanzar hasta el 59% de ahorro respecto del sustituto.

3.4.1. Costos de conexión Para que un cliente residencial pueda conectarse al suministro de gas natural tiene que hacerse cargo de los siguientes costos:

–– El derecho de conexión, regulado por el Osinergmin en cada período regulatorio. 314

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao

–– La acometida, también regulado por el Osinergmin en cada período tarifario.

–– La instalación interna, cuyos costos no son regulados y se establecen por el libre mercado.

Para aquellos clientes que pueden acceder a los beneficios del Mecanismo de Promoción, el Reglamento de Distribución establece que cuando la promoción incluya la instalación interna, Osinergmin regulará los costos de las instalaciones internas utilizando los resultados de la licitación llevada a cabo por el Concesionario, según las bases del concurso y el procedimiento que para tales efectos establezca Osinergmin4. Mientras no se realice la licitación por las instalaciones internas según el mecanismo de promoción, los clientes residenciales beneficiarios de la promoción contratarán la instalación de su conexión de suministro (derecho de conexión, acometida e instalación de la interna) considerando los precios de venta establecidos por la empresa concesionaria. En ese sentido, para propósitos del presente cálculo se consideran como costos de conexión de clientes residenciales, los costos que actualmente viene cobrando Cálidda para la instalación interna de una residencia típica de un punto, pudiendo ser de configuración “a la vista o empotrada”, con una longitud de red interna de hasta 30 metros. La tabla 11.5 presenta el costo de conexión con instalación interna de un punto. Tabla 11.5 Costos de conexión con Instalación Interna de 1 punto Costo Total de Conexión con Instalación Interna “A la Vista”

Costo Total de Conexión con Instalación Interna “Empotrada”

Total (US$)

Sin IGV

540

594

Total (S/.)

Sin IGV

1 491

1 639

Nota: Tasa de Cambio: 2,762 Nuevos Soles

Una vez que se realice la Licitación de Instalaciones Internas de gas natural según mecanismo de Promoción, los precios se actualizarán con los resultados obtenidos como parte del proceso. 4. Mediante Resolución N° 087-2014-OS/CD se publicó en el diario oficial El Peruano del 06 de mayo de 2014, la resolución que aprueba el “Procedimiento para Licitaciones de Instalaciones Internas de Gas Natural según Mecanismo de Promoción Tarifaria”.

315

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Esta posición se refuerza con la recomendación de la Dirección General de Hidrocarburos en su pronunciamiento del Plan Quinquenal, donde recomiendan que se consideren criterios para determinar las zonas en las cuales se ampliará la cobertura de atención de nuevas conexiones con el mecanismo de promoción, priorizando el nivel socio-económico del Estrato Bajo y Medio Bajo, a efectos de lograr el mayor impacto social en la masificación del gas natural.

3.4.2. Consumo promedio de gas natural, tarifas del gas natural y el precio del GLP El consumo de gas natural empleado en la estimación del descuento de promoción es 12,4 m3/mes, cuyo equivalente energético es de 1,0 balones/mes de GLP. Tabla 11.6 Consumo promedio de gas natural Consumo de GLP Consumo Equivalente en GN

(BlnGLP/mes)

1,0

m3GN/mes

12,4

Fuente: Osinergmin

Las tarifas de gas natural empleadas en el cálculo corresponden a la categoría tarifaria A.1. Tabla 11.7 Tarifas del gas natural Unidad

Precios y Tarifas

Precio del gas

US$/mil m3

121,55

Tarifa de Transporte

US$/mil m3

36,40

Margen de Comercialización (Fijo)

US$/mil m3

0,48

Margen de Distribución (Variable)

US$/mil m3

181,99

Tarifa Única de Distribución (Categoría A1)

Fuente: Osinergmin

El precio del combustible sustituto (GLP) considerado en los cálculos es de 32,2 soles/balón, sin incluir el IGV.

316

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao Tabla 11.8 Precio del GLP Unidad

Precio

Precio del balón de GLP (10 Kg) con IGV

S/./balón

38,0

Precio del balón de GLP (10 Kg) sin IGV

S/./balón

32,2

Fuente: Osinergmin

3.4.3. Determinación del Descuento de Promoción. El costo de promoción para un cliente residencial se determina en función a los ahorros económicos percibidos por el uso del gas natural, considerando al GLP como combustible sustituto. Los ahorros económicos se estiman en 19,2 soles/mes para un consumo de gas natural de 12,4 m3/mes (equivalente a 1,0 balón de GLP de 10 Kg.). Por el uso del gas natural se obtiene un ahorro porcentual de 59,6%. La tabla 11.9 muestra el detalle de la estimación realizada, considerando los precios y tarifas de la tabla 11.7 y el precio del balón de GLP de la tabla 11.8. Tabla 11.9 Ahorros económicos por el uso del gas natural 1 Punto Precio del gas

S/.

4,18

Tarifa de Transporte

S/.

1,25

Margen de Comercialización (Fijo)

S/.

1,32

Margen de Distribución (Variable)

S/.

6,25

Total

S/.

13,01

Ahorro x Consumir GN

S/.

19,2

Ahorro x Consumir GN

59,6%

Fuente: Osinergmin - GART

Para la determinación del descuento de promoción se considera que: ♦♦ El cliente percibirá un ahorro de 20% respecto al precio del sustituto (GLP) durante el período de 8 años, que es el tiempo considerado en el presente análisis para financiar la instalación interna en el predio con el concesionario5. ♦♦ El costo de promoción es el monto que cubre el saldo del costo de la cone5. El cliente está en potestad de elegir el período de financiamiento que más le convenga según los planes que para ello el Concesionario le proponga.

317

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

xión que no se alcanza a cubrir con los ahorros obtenidos por el uso del gas natural durante el período de financiamiento (8 años). ♦♦ Finalizado el período de financiamiento el cliente residencial gozará en pleno de los ahorros totales por el uso del gas natural, los mismos que podrían alcanzar hasta el 63,5% de ahorro respecto del GLP. En la tabla 11.10 se presenta el detalle del cálculo del descuento de promoción. Dicho descuento asciende a US$ 322 dólares americanos, monto que permite financiar con los ahorros por el uso del gas natural, el costo de una instalación interna típica de 1 punto en 8 años y obtener a la vez un ahorro de 20% respecto al precio del GLP. Tabla 11.10 Descuento de Promoción para la conexión de 1 punto Nivel de ahorro Número de años a pagar

A la vista

Empotrado

20,0%

años

Ahorro real por Cliente-mes

S/.

6,44

Pago mensual por conversión

S/.

12,76

Pago por conversión

S/.

674,20

Monto de Mecanismo de Promoción

S/.

816

965

Monto por Mecanismo de Promoción

US$

296

349

Descuento de Promoción

US$

322

Tasa de Descuento: 2,762 Nuevos soles/US$. El Descuento de Promoción = (296 + 349)/2 Fuente: Osinergmin - GART

3.5. Aplicación del Descuento de Promoción El beneficio del Descuento de Promoción se aplicará a cada cliente independientemente del tipo de instalación interna que seleccione para su predio (a la vista, empotrada, de un punto, dos puntos, etc.) para la conexión de hasta un artefacto de gas natural. Se precisa que los porcentajes de ahorros descritos en el presente análisis han sido calculados justamente considerando el suministro de gas natural a un artefacto. En ese sentido, de acuerdo al tipo de conexión que seleccione el cliente beneficiario, dependerá el precio final que éste tendrá que asumir por la instalación interna. Por lo tanto, la tabla 11.11 muestra una simulación de los Precios de Venta de las conexiones de gas natural con aplicación del Descuento de Promoción, por puntos

318

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao

de conexión y por tipo de instalación (a la vista y empotradas), estos precios serán asumidos por los clientes beneficiarios según el estrato de nivel de ingreso familiar al que pertenezcan. Tabla 11.11 Resultado de la simulación del precio esperado por la conexión de clientes beneficiarios del Descuento de Promoción Tipo de Conexión

Precio de Conexión al suministro de gas natural S/. (Incluye IGV)*

1 artefacto con instalación a la vista

709

1 artefacto con instalación empotrada

885

(*) El precio calculado es resultado de descontar del costo total de la conexión de gas natural el Descuento de Promoción de US$ 322. Fuente: Osinergmin - GART

Los costos de las conexiones de gas natural empleadas en la presente evaluación son aquellos que oferta la empresa concesionaria actualmente durante las expansiones de redes de distribución. Los costos a aplicar en el marco del presente Plan de Promoción serán los que se obtengan producto de la licitación que realice el concesionario en cumplimiento del Artículo 112a del Reglamento.

4. Plan Quinquenal de Inversiones 2014 – 2018 El Plan Quinquenal de inversiones contiene el inventario de las instalaciones proyectadas a ejecutar por la empresa Cálidda en el periodo 2014 – 2018, el cual ha sido obtenido sobre la base de la información presentada por esta empresa en su Propuesta de Tarifa Única de Distribución del periodo 2014-2018, dentro de la cual se incluye el citado plan.

4.1. Resultados del Plan Quinquenal 2009 – 2013 De la comparación del Plan Quinquenal de Inversiones 2009-2013 respecto a lo efectivamente ejecutado en el mismo periodo, se verificó que Cálidda ha ejecutado más instalaciones que las inicialmente proyectadas, apoyado principalmente por la aplicación del descuento de promoción aprobado para la conexión de clientes residenciales. Sin embargo, a pesar de lo antes mencionado y debido principalmente a que el Plan Quinquenal de Inversiones es considerado como referencial por el Concesionario, existieron zonas que no fueron atendidas por Cálidda. En esta oportunidad, Cálidda ha incorporado nuevamente a dichas zonas en su Plan Quinquenal de Inversiones 2014-2018.

319

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

4.2. Criterios empleados para el desarrollo del Plan Quinquenal 2014 – 2018 El Plan Quinquenal considera los criterios establecidos en el Artículo 63c del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos y el pronunciamiento de la DGH dado mediante el Informe Técnico Legal remitido con el oficio 1205-2013MEM/DGH del 24 de octubre 2013, relacionados con (i) demanda de gas natural esperada, (ii) competitividad (iii) ampliación de cobertura, (iv) no discriminación (v) oportunidad de atención de solicitudes, e (vi) impacto social. Los criterios empleados son los siguientes:

–– El inventario de instalaciones reportado por Cálidda en la base de datos georeferenciada GIS.

–– Utilización de los costos unitarios eficientes determinados por Osinergmin. –– Atención de solicitudes antiguas para el suministro de gas natural, recibidas por Cálidda.

–– Priorizar la atención de los solicitantes ubicados en las zonas antiguas donde ya se han instalado redes de distribución de gas natural.

–– Atención de instituciones públicas, de salud y educación, ubicados en las zonas de expansión de las redes de distribución de gas natural.

4.3. Inventario de instalaciones del Plan Quinquenal de Inversiones 2014 – 2018 El inventario de las instalaciones resultantes del Plan Quinquenal fue aprobado mediante Resolución N° 086-2014-OS/CD, la misma que aprobó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao, y se muestra en la tabla 11.12. Tabla 11.12 Proyección de Instalaciones del Plan Quinquenal de Inversiones 2014-2018 Grupo

Gasoducto

Sub Grupo

Unidad

Acero PE

Proyectado 2016

2017

2018

Total

2014

2015

76 722

56 113

16 791

17 428

8 038

175 093

917 353

971 710

1 168 109

1 358 731

1 577 459

5 993 362

Continua en página siguiente.

320

Capítulo XI: Promoción para conexiones residenciales en Lima y Callao Proyectado

Sub Grupo

Unidad

Tubería de Conexión

Acero

1 868

928

515

385

3 784

227 342

267 447

254 407

297 683

184 483

1 231 361

Estaciones de Regulación

ERP

City Gate

Válvulas

194

Cruce de Ríos

Hot Tap

Cruce de Vías

Otras

Grupo

Obras Especiales

2014

2015

2016

2017

Total

2018

Fuente: Osinergmin - GART

4.4. Plan Quinquenal de Inversiones 2014 – 2018 La valorización resultante del Plan Quinquenal de Inversiones calculado por Osinergmin fue aprobado mediante Resolución N° 086-2014-OS/CD y modificada por la Resolución N° 140-2014-OS/CD, la misma que se muestra en la tabla 11.13. Tabla 11.13 Inversión proyectada del Plan quinquenal de Inversiones 2014 - 2018 Grupo

Gasoducto Tubería de Conexión

Sub Grupo

Unidad

Acero

Proyectado US$ 2016

2017

Total US$

2014

2015

2018

US$

28 941 169

19 465 648

5 260 982

4 892 321

US$

63 485 192

67 211 342

74 643 890

87 443 842

Acero

US$

501 269

246 163

138 363

100 483

22 051

1 008 329

US$

12 754 432

14 999 883

14 262 264

16 688 178

10 342 431

69 047 189

2 050 016

60 610 137

99 203 433 391 987 699

ERP Estaciones de Regulación City Gate

US$

2 637 784

1 611 929

592 488

422 079

5 264 281

US$

4 819 964

9 639 927

Válvulas

US$

245 348

164 787

70 952

61 961

14 962

558 010

Cruce de Ríos

US$

250 000

170 000

420 000

Hot Tap

US$

533 122

233 541

220 536

152 679

67 857

1 207 735

Cruce de Vías

US$

100 000

84 983

284 983

Otras

US$

600 000

300 000

900 000

Obras Especiales

Total:

114 868 279 102 891 364 96 293 900 114 751 917 112 122 830 540 928 290

Fuente: Osinergmin - GART

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MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

5. Redes proyectadas en el Plan Quinquenal 5.1. Redes existentes a setiembre de 2009

Fuente: Osinergmin

322

Glosario

5.2. Redes existentes a junio de 2013

Fuente: Osinergmin

323

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

5.3. Redes existentes a setiembre de 2014

Fuente: Osinergmin

324

Glosario

5.4. Redes de polietileno existentes y proyectadas

Fuente: Osinergmin

325

MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

5.5. Redes de acero existentes y proyectadas

Fuente: Osinergmin

326

Glosario

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MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

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Glosario

Glosario de abreviaturas empleadas Abreviación AGECC

Significado Advisory Group on Energy and Climate Change (AGECC) Grupo Consultivo sobre Energía y Cambio Climático (AGECC)

ATE

Acceso Total a la Energía

BID

Banco Interamericano de Desarrollo

BT5A

Tarifa con Doble Medición de Energía 2E

CEPAL

Comisión Económica para América Latina

Coeficiente de GINI

Es una medida que se utiliza para medir la desigualdad en los ingresos, dentro de un país, y también puede utilizarse para medir la desigualdad en la riqueza.

COFOPRI

Organismo de Formalización de la Propiedad Informal

CPV-2007

Censo de Población y Vivienda 2007

Cadena de Resultados

CVE

Cadena de Valor de la Energía

DGER DM EBSD EM ESMAP FISE FMAM

Dirección General de Electrificación Rural Despacho Ministerial European Black Shale Database Energía y Minas Programa de Asistencia a la Gestión del Sector de la Energía Fondo de Inclusión Social Energético Fondo para el Medio Ambiente Mundial

GEA

The Global Energy Assesment

GLP

Gas licuado de petróleo

IEA

International Energy Agency

INEI

Instituto Nacional de Estadística e Informática

INTE-PUCP ISE kWh LAC SE4ALL LP

Instituto de Ciencias de la Naturaleza, Territorio y Energías Renovables - Pontificia Universidad Católica del Perú Índice de acceso a los servicios de energía Kilovatios por hora Energía Sostenible para Todos en América Latina y el Caribe Línea de Pobreza

MDP

Municipalidad Distrital de Pachacamac

MEM

Ministerio de Energía y Minas

Método Integrado

MRT

Monofásico de retorno por tierra

NBI

Necesidades Básicas Insatisfechas

OFID

Fondo para el Desarrollo Internacional de la Organización de Países Exportadores de Petróleo

OLADE

Organización Latinoamericana de Energía

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MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

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Bibliografía

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MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

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Bibliografía

Bibliografía •

Documentos

–– Espinoza Quiñonez, Luis. Aprovechamiento del Etano en Beneficio del País. Lima – Perú, 2012, p. 03 -19

–– Espinoza Quiñonez, Luis. Estrategia para la mejora de la Seguridad Energética del país y el Desarrollo del Gasoducto del Sur del Perú. Lima – Perú, 2012, p. 02 -15

–– Cálidda, Propuesta Tarifaria 2014 – 2017, Lima – Perú, Primera Revisión, 2013, p. 136 – 144.

–– COES-SINAC. Resumen Estadístico Anual COES, Lima – Perú, 2013. –– COES-SINAC, Estadísticas de Operación 2013, Lima – Perú, 2013. –– Perupetro, Informe de actividades, Lima – Perú, Diciembre 2013. –– Osinergmin. La Industria del Gas Natural en el Perú, Lima- Perú, 2004, p. 7 – 14.

–– Osinergmin. Regulación del Gas Natural en el Perú. Estado del Arte al 2008, Lima – Perú, 2008.

–– Osinergmin. Anuario Estadístico, Lima – Perú. 2012 –– Osinergmin. Masificación del gas natural en el Perú. Hoja de ruta para acelerar su desarrollo, Lima – Perú, 2012.

–– Ministerio de Energía y Minas. Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos, Lima – Perú, 2012.

–– Perú LNG, Memoria Anual 2012, Lima – Perú, 2012. –– Apoyo & Asociados, Análisis de Riesgo de Hunt Oil Company of Peru LLC, Sucursal del Perú – Lote 88, Lima – Perú, Julio 2013.

–– Apoyo & Asociados, Análisis de Riesgo de Pluspetrol Lote 56 S.A. (Pluspetrol 56), Lima – Perú, Mayo 2013.

–– Osinergmin, Boletín Estadístico de la Industria del Gas Natural, Agosto 2013, p. 14 -35.

333

Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

–– Sedigas, Las Plantas Satélite y el GNL, Barcelona – España, Setiembre 2012. –– Promigas, Informe Anual de Gestión y Sostenibilidad 2013, Barranquilla – Colombia, 2013.

–– Gamboa Balbín, César; Cueto La Rosa, Vanessa; Dávila Ordoñez, Jimpson. Informe de Análisis de Contratos de Gas de Camisea: Lecciones aprendidas sobre cómo negociar con nuestros recursos naturales (Lote 88 y 56). LimaPerú. 2008.

–– Barandiarán Gómez, Alberto. Camisea y el Fantasma de una Política de Hidrocarburos en el Perú. Lima – Perú. 2008.

–– Gamboa Balbín, César; Dávila Ordoñez, Jimpson. Los contratos del Proyecto Camisea: ¿Qué tanto ganamos? Lima – Perú. 2010.

–– Gamboa Balbín, César; Cueto La Rosa, Vanessa; Dávila Ordoñez, Jimpson. ¿El Estado peruano cumplió con Camise? Diagnóstico final sobre el cumplimiento de los compromisos del Perú en el ámbito del Proyecto Camisea. Lima- Perú. 2008.

–– Cueto La Rosa, Vanessa; Dávila Ordoñez, Jimpson; Ávila Bosqueangosto, Rosemarie. El proyecto de exportación de Perú LNG y la gobernanza energética nacional. Lima – Perú. 2012.

–– Gamboa Balbín, César; Dávila Ordoñez, Jimpson. Análisis Legal de los Contratos de Transporte del Proyecto Camisea. Lima – Perú. 2010.

•

Revistas

–– NGV Communications Group, “Worldwide NGV statistics”, The GVR, Volumen 13 N° 1 (2014), p. 26 – 30.

–– Osinergmin, “Indicadores”, Boletín Estadístico de la Industria del Gas Natural, Agosto 2013, p. 14 -35.

•

Normas

–– Ley 29852, Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético.

–– Decreto Supremo N° 021-2012-EM, Reglamento de la Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético.

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Bibliografía

–– Ley 29969, Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del gas natural.

–– Decreto Supremo N° 018-2013-EM, Reglamento de la Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del gas natural.

–– Ley 29970, Ley que afianza la seguridad energética y promueve el desarrollo de polo petroquímico en el sur del país.

–– Resolución Suprema N° 053-2013-EM, Adenda al Contrato BOOT de Concesión de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate.

–– Resolución Ministerial N° 203-2013-MEM/DM, Plan de Acceso Universal a la Energía 2013 – 2020.

–– Francisco Xavier Narváez Rosero, La Comercialización del Gas Licuado de Petróleo en el Ecuador: Análisis de su Incidencia Económica y Social durante el Periodo 1991-2001.

•

Sitios web

Perupetro. Embarques de Gas Natural para Fines de Exportación [en línea], Lima – Perú, 2014, [Consulta: 06 de febrero de 2014]. Disponible en: http://www. Perupetro.com.pe/exporta/ Osinergmin-GFGN. Estadísticas: Producción de gas natural por lotes de Camisea2013 [en línea], Lima – Perú, 2014, [Consulta: 14 de febrero de 2014]. Disponible en: http://gasnatural.osinerg.gob.pe/contenidos/uploads/GFGN/Reporte%20 de%20Produccion%202013.pdf?375 Osinergmin-GFGN. Estadísticas: Gas natural procesado en Planta de Separación Malvinas- 2013 [en línea], Lima – Perú, 2014, [Consulta: 14 de febrero de 2014]. Disponible en: http://gasnatural.osinerg.gob.pe/contenidos/uploads/GFGN/Reporte%20de%20Procesamiento%202013.pdf?169 MINEM. Producción Fiscalizada de Gas Natural – Diciembre 2013 [en línea], Lima – Perú, 2013, [Consulta: 05 de febrero de 2014]. Disponible en: http://www. minem.gob.pe/minem/archivos/Produccion%20Fiscalizada%20de%20Gas%20 Natural(16).pdf MINEM. Producción de Líquidos de Gas Natural y Condensados – Diciembre 2013 [en línea], Lima – Perú, 2013, [Consulta: 05 de febrero de 2014]. Disponible en: http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/Produccion%20de%20

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Liquidos%20de%20Gas%20Natural%20y%20Condensados(11).pdf MINEM. Inventarios en Refinerías – Diciembre 2013 [en línea], Lima – Perú, 2013, [Consulta: 05 de febrero de 2014]. Disponible en: http://www.minem.gob. pe/minem/archivos/INVENTARIOS_DIC13.pdf Infogas. Reporte Estadístico Mensual Enero 2014 [en línea], Lima – Perú, 2014, [Consulta: 20 de febrero de 2014]. Disponible en: http://www.Infogas.com.pe/ images/pdf/estadisticas/01-2014/reporte-01.pdf Infogas. Información Estadística [en línea], Lima – Perú, 2014, [Consulta: 17 de febrero de 2014]. Disponible en: http://www.Infogas.com.pe/Infogas/index. php?option=com_content&view=article&id=16&Itemid=5 Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular. Estadísticas 2013 [en línea], Lima – Perú, 2013, [Consulta: 24 de febrero de 2014]. Disponible en: http://cpgnv.org. pe/2013-2/ La República. Municipios de Puno y Juliaca no entregan terrenos para gasocentro [en línea], Región sur – Perú, 2014, [Consulta: 20 de mayo de 2014]. Disponible en: http://www.larepublica.pe/14-05-2014/municipios-de-puno-y-juliaca-no-entregan-terrenos-para-gasocentro

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MasificaciĂłn del gas natural en el PerĂş: experiencia y perspectiva

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Masificación del gas natural en el Perú: experiencia y perspectiva

Masificación del gas natural en el Perú Masificar el empleo del gas natural significa llevar sus beneficios a toda la población. Significa desarrollar en las regiones de costa, sierra y selva sistemas de ductos convencionales y ‘virtuales’ para el transporte del hidrocarburo, implementar estaciones de compresión, regasificación y venta de gas natural, establecer redes de distribución residencial y promover el acceso de los usuarios al suministro del nuevo energético. En otros términos hacer que el gas natural llegue a los gasodomésticos de los consumidores y a los depósitos de combustible de los vehículos del parque automotor. De ahí, esta publicación que muestra lo que se ha avanzado y lo que se está haciendo para lograr la masificación del gas natural en el Perú.

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Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Gas Natural