Camisea 10 La Industria Del Gas Natural en El Peru

A diez años del proyecto Camisea

LA INDUSTRIA DEL

GAS NATURAL EN EL PERÚ

A DIEZ AÑOS DEL PROYECTO PROYECTO CAMISEA CAMISEA

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Título:

La industria del Gas Natural en el Perú: A diez años del proyecto Camisea © Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, Osinergmin. 2014. Calle Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar, Lima, Perú. ISBN: 978-612-46124-3-5 Hecho el depósito legal en la Biblioteca Nacional: N° 2014-11052 Impreso en el Perú. Printed in Peru Primera edición: Agosto del 2014. Tiraje: 300 ejemplares Impreso en: Ideas Integradas. Jr. Ica 435, Of. 302. Lima 1.

EDITORES GENERALES Jesús Francisco Roberto Tamayo Pacheco, Presidente del Consejo Direcvo de Osinergmin Julio Salvador Jácome, Gerente General de Osinergmin Arturo Leonardo Vásquez Cordano, Gerente de la Ocina de Estudios Económicos de Osinergmin Raúl Lizardo García Carpio, Coordinador Técnico de Análisis Regulatorio de la Ocina de Estudios Económicos de Osinergmin COLABORADORES QUE PARTICIPARON EN LA ELABORACIÓN Y REVISIÓN DEL LIBRO (por gerencia/ocina) 1. Ocina de Estudios Económicos (OEE) Elaboración (Capítulos: 1, 2, 3, 4, 5 y 6 –intervención agregando información–, 7, 8,9, 10, 11): Arturo Leonardo Vásquez Cordano, Raúl Lizardo García Carpio, Carlos Alberto Miranda Velásquez, Carlos Renato Salazar Rios, Chrisan Kenyo Julca Sánchez, José Gregorio Aurazo Iglesias, Daphne Tiany Esquivel Barreno Lectura y Revisión del capítulo 10: Carlo Magno Vilches Cevallos 2. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) Elaboración (Capítulo: 5; subcapítulos: 7.2, 8.1, 11.1) Miguel Juan Révolo Acevedo, Oscar Alfredo Echegaray Pacheco, Michael Antonio Moleros Cuestas, Edison Alex Chávez Huaman, Raúl Edgardo Montoya Benites Colaboración: Victor Manuel Ormeño Salcedo 3. Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) Elaboración (Capítulo: 6; subcapítulos: 6.1, 6.2, 11.2, 11.3, 11.4, 11.5): Victor Manuel Fernandez Guzman, José Augusto Chirinos Cubas, Elizabeth Rodríguez Armas, Máximo Walter Cárdenas Arbieto, Aldo Gonzales Oré Lectura y revisión: Carlos Augusto Villalobos Dulanto Suministro de información sobre GNV: Hugo Alfonso Talavera Herrera 4. Ocina del Proyecto “Fondo de Inclusión Social Energéco” (FISE) Elaboración (Subcapítulos: 1.2 y 8.2): Victor Murillo Huaman, Erick Gidelberth Garcia Portugal, Noel Darwin Ñiquen Neciosup, Victor Escobar Merma 5. Secretaría Técnica de los Órganos Resoluvos, Junta de Apelaciones y Reclamos de Usuarios (STOR, JARU) Elaboración (Subcapítulos: 6.3 y 11.5.4): Carlos Luján Carrán, Henry Miranda Molina, Erick Ivkovic del Pozo 6. Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos (GFHL) Suministro de información (Subcapítulo: 11.5.8): Jorge Humberto Villar Valladares

Elcontenidodeestapublicaciónpodráser áser reproducidototaloparcialm dototaloparcialmenteconautorizacióndeOsinergmin.Se solicitaindicarenlugarvisiblelaautoríayla fuente dela información.Todoelmaterialpresentadoenestapublicaciónes propiedaddeOsinergmin,amenosquese indiquelocontrario. Citarlapublicacióncomo:Tamayo, Jesús;Vásquez,Arturo;Salvador,Julio yRaúl García(Editores)(2014).La .La IndustriadelGas Naturalen elPerú:A diezañosdel proyectoCamisea. Primeraedición. Osinergmin.Lima-Perú Lasopinionesy esmadosrepresentaneljuiciode losautoresdada lainformacióndisponibleyestánsujetosa modicaciónsinprevioaviso.La oaviso.La evoluciónpasada noesnecesariamenteindicadorderesultadosfuturos.Estapublicaciónnose ónnose debeulizarparatomardecisionesdeinversiónenacvosnancieros.


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CONTE NIDO


El gas natural de Camisea ha sido la fuente clave de energía para sostener el impresionante crecimiento de la economía peruana a tasas por encima del 6% promedio anual en los últimos diez años.

> 1. Perl de la industria: Caracteríscas económicas y técnicas en la industria del gas natural

> 2. Radiograa de una industria: Los mercados de gas natural en el mundo

> 3. Los primeros pasos: Antecedentes del gas natural en el Perú

> 7. Respuesta del mercado: Evolución del mercado de gas natural en el Perú

> 4. Un emporio de energía: El proyecto Camisea

> 5. Las reglas de juego: Marco regulatorio de la industria del gas natural

> 6. En busca del equilibrio: Supervisión y scalización de la industria del gas natural y la atención de los reclamos de usuarios

> 10. Huellas de energía limpia: Impactos económicos del proyecto Camisea

> 8. Un tesoro en expansión: Expansión del consumo del gas natural en el Perú

> 11. Buenos pronóscos: Proyectos de gas natural y retos a futuro

> 9. Gesón de la abundancia: El proyecto de exportación de gas natural licuefactado

CONTE NIDO


El gas natural de Camisea ha sido la fuente clave de energía para sostener el impresionante crecimiento de la economía peruana a tasas por encima del 6% promedio anual en los últimos diez años.

> 1. Perl de la industria: Caracteríscas económicas y técnicas en la industria del gas natural

> 2. Radiograa de una industria: Los mercados de gas natural en el mundo

> 3. Los primeros pasos: Antecedentes del gas natural en el Perú

> 7. Respuesta del mercado: Evolución del mercado de gas natural en el Perú

> 4. Un emporio de energía: El proyecto Camisea

> 5. Las reglas de juego: Marco regulatorio de la industria del gas natural

> 6. En busca del equilibrio: Supervisión y scalización de la industria del gas natural y la atención de los reclamos de usuarios

> 10. Huellas de energía limpia: Impactos económicos del proyecto Camisea

> 8. Un tesoro en expansión: Expansión del consumo del gas natural en el Perú

> 9. Gesón de la abundancia: El proyecto de exportación de gas natural licuefactado

> 11. Buenos pronóscos: Proyectos de gas natural y retos a futuro

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Contenido Prólogo Introducción 1. Perfil de la industria: Características económicas y técnicas en la industria del gas natural 1.1.Organización industrial 1.2.El gas natural y sus usos 1.3.Modalidades de transporte del gas natural

2. Radiografía de una industria: Los mercados de gas natural en el mundo 2.1.La industria del gas natural en Estados Unidos 2.2.La industria del gas natural en Europa 2.3.La industria del gas natural en Asia 2.4.Reservas probadas de gas natural en el mundo 2.5.Producción y consumo de gas natural en el mundo 2.6.Comercio de gas natural en el mundo: principales ujos comerciales 2.7.Matriz Energéca en el mundo 2.8.El gas de esquisto (shale gas)

3. Los primeros pasos: Antecedentes del gas natural en el Perú 3.1.El yacimiento de Aguaya 3.2.Los yacimientos de la Costa y el Zócalo Norte

4. Un emporio de energía: El proyecto Camisea 4.1.El descubrimiento y las primeras negociaciones 4.2.El diseño y la entrega de la Concesión 4.3.Magnitud de los recursos de gas natural y líquidos de gas natural 4.3.1.Lotes involucrados en la zona de Camisea 4.3.2.Reservas de gas natural y líquidos de gas natural 4.4.Producción scalizada de gas natural y líquidos de gas natural

5. Las reglas de juego: Marco regulatorio de la industria del gas natural 5.1.Introducción al marco regulatorio 5.2.Principales instuciones responsables del marco normavo y regulatorio 5.3.Regulación de precios en la industria del gas natural 5.4.Mecanismos regulatorios para el desarrollo del proyecto Camisea

6. En busca del equilibrio: Supervisión y fiscalización de la industria del gas natural y la atención de los reclamos de usuarios 6.1.La supervisión en la industria de gas natural 6.2.La supervisión en el proyecto Camisea 6.3.La atención de reclamos de usuarios residenciales de gas natural

7. Respuesta del mercado: Evolución del mercado de gas natural en el Perú 7.1.Evolución de la demanda por po de cliente 7.2.Evolución de la demanda de gas natural vehicular 7.3.Evolución de la demanda del gas natural a nivel residencial

8. Un tesoro en expansión: Expansión del consumo del gas natural en el Perú 8.1.Medidas para la expansión del consumo del gas natural 8.2.El FISE y su contribución al acceso de energía de las poblaciones

9. Gestión de la abundancia: El proyecto de exportación de gas natural licuefactado 9.1.El mercado mundial de gas natural licuefactado: exportaciones e importaciones 9.2.El proyecto de exportación de Perú LNG

10. Huellas de energía limpia: Impactos económicos del proyecto Camisea 10.1.Impacto económico en el sector privado 10.1.1.Impacto en el sector residencial 10.1.2.Impacto en el sector comercial 10.1.3.Impacto en el sector industrial 10.1.4.Impacto en el sector vehicular 10.1.5.Impacto en el sector eléctrico 10.2.Impacto económico en el sector público: impuesto a la renta y regalías 10.2.1.Recaudación: regalías e impuesto a la renta 10.2.2.Canon gasífero y FOCAM 10.2.3.Usos del canon gasífero 10.2.4.Benecios de las regalías y el impuesto a la renta 10.3.Impacto económico en el sector externo: balanza comercial de hidrocarburos 10.3.1.Exportaciones del proyecto Camisea 10.3.2.Importaciones de GLP 10.3.3.Balanzacomercial de hidrocarburos 10.4.Síntesis del impacto económico del proyecto Camisea

11. Buenos pronósticos: Proyectos de gas natural y retos a futuro 11.1.Proyectos de gas natural 11.2.Otros proyectos para la expansión del gas natural 11.3.Proyecto de mejoras a la seguridad energéca del país y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano 11.4.Los proyectos de la Petroquímica en el Perú 11.5.Retos a futuro 11.5.1.Ajustes de la normava de acuerdo a la madurez de la industria del gas natural 11.5.2.Sobre el diseño del mercado de gas natural y la integración de las acvidades 11.5.3.Sobre la supervisión y scalización de las acvidades de la industria de gas natural 11.5.4.Habi litaciones de suministros de gas natural 11.5.5.Sistema nacional de gasoductos 11.5.6.Potencial de reservas de gas natural en los Lotes 58 y 76 11.5.7.El desarrollo de la industria Petroquímica en el Perú 11.5.8.Explotación futura del gas de Esquisto en el Perú (shale gas)

Conclusiones Referencia bibliográfica


Contenido

7. Respuesta del mercado: Evolución del mercado de gas natural en el Perú 7.1.Evolución de la demanda por po de cliente 7.2.Evolución de la demanda de gas natural vehicular 7.3.Evolución de la demanda del gas natural a nivel residencial

Prólogo Introducción 1. Perfil de la industria: Características económicas y técnicas en la industria del gas natural 1.1.Organización industrial 1.2.El gas natural y sus usos 1.3.Modalidades de transporte del gas natural

8. Un tesoro en expansión: Expansión del consumo del gas natural en el Perú 8.1.Medidas para la expansión del consumo del gas natural 8.2.El FISE y su contribución al acceso de energía de las poblaciones

9. Gestión de la abundancia: El proyecto de exportación de gas natural licuefactado

2. Radiografía de una industria: Los mercados de gas natural en el mundo 2.1.La industria del gas natural en Estados Unidos 2.2.La industria del gas natural en Europa 2.3.La industria del gas natural en Asia 2.4.Reservas probadas de gas natural en el mundo 2.5.Producción y consumo de gas natural en el mundo 2.6.Comercio de gas natural en el mundo: principales ujos comerciales 2.7.Matriz Energéca en el mundo 2.8.El gas de esquisto (shale gas)

3. Los primeros pasos: Antecedentes del gas natural en el Perú 3.1.El yacimiento de Aguaya 3.2.Los yacimientos de la Costa y el Zócalo Norte

4. Un emporio de energía: El proyecto Camisea 4.1.El descubrimiento y las primeras negociaciones 4.2.El diseño y la entrega de la Concesión 4.3.Magnitud de los recursos de gas natural y líquidos de gas natural 4.3.1.Lotes involucrados en la zona de Camisea 4.3.2.Reservas de gas natural y líquidos de gas natural 4.4.Producción scalizada de gas natural y líquidos de gas natural

5. Las reglas de juego: Marco regulatorio de la industria del gas natural 5.1.Introducción al marco regulatorio 5.2.Principales instuciones responsables del marco normavo y regulatorio 5.3.Regulación de precios en la industria del gas natural 5.4.Mecanismos regulatorios para el desarrollo del proyecto Camisea

6. En busca del equilibrio: Supervisión y fiscalización de la industria del gas natural y la atención de los reclamos de usuarios 6.1.La supervisión en la industria de gas natural 6.2.La supervisión en el proyecto Camisea 6.3.La atención de reclamos de usuarios residenciales de gas natural

9.1.El mercado mundial de gas natural licuefactado: exportaciones e importaciones 9.2.El proyecto de exportación de Perú LNG

10. Huellas de energía limpia: Impactos económicos del proyecto Camisea 10.1.Impacto económico en el sector privado 10.1.1.Impacto en el sector residencial 10.1.2.Impacto en el sector comercial 10.1.3.Impacto en el sector industrial 10.1.4.Impacto en el sector vehicular 10.1.5.Impacto en el sector eléctrico 10.2.Impacto económico en el sector público: impuesto a la renta y regalías 10.2.1.Recaudación: regalías e impuesto a la renta 10.2.2.Canon gasífero y FOCAM 10.2.3.Usos del canon gasífero 10.2.4.Benecios de las regalías y el impuesto a la renta 10.3.Impacto económico en el sector externo: balanza comercial de hidrocarburos 10.3.1.Exportaciones del proyecto Camisea 10.3.2.Importaciones de GLP 10.3.3.Balanzacomercial de hidrocarburos 10.4.Síntesis del impacto económico del proyecto Camisea

11. Buenos pronósticos: Proyectos de gas natural y retos a futuro 11.1.Proyectos de gas natural 11.2.Otros proyectos para la expansión del gas natural 11.3.Proyecto de mejoras a la seguridad energéca del país y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano 11.4.Los proyectos de la Petroquímica en el Perú 11.5.Retos a futuro 11.5.1.Ajustes de la normava de acuerdo a la madurez de la industria del gas natural 11.5.2.Sobre el diseño del mercado de gas natural y la integración de las acvidades 11.5.3.Sobre la supervisión y scalización de las acvidades de la industria de gas natural 11.5.4.Habi litaciones de suministros de gas natural 11.5.5.Sistema nacional de gasoductos 11.5.6.Potencial de reservas de gas natural en los Lotes 58 y 76 11.5.7.El desarrollo de la industria Petroquímica en el Perú 11.5.8.Explotación futura del gas de Esquisto en el Perú (shale gas)

Conclusiones Referencia bibliográfica Glosario de siglas -10-

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PRÓLO GO D

esde hace diez años, el Perú ha sido tesgo de uno de los mayores eventos en la historia económica y del sector energéco del país: el desarrollo de la industria del gas natural. En parcular, la entrada en operación en agosto del 2004 del proyecto Camisea y la promulgación a nes de la década de 1990 de un marco regulatorio promotor de la industria del gas natural, fueron un hito histórico que ha generado una transformación dramáca del sector energéco peruano. Ésta ha producido la reconguración y diversicación de la matriz energéca primaria del país, en parcular aquella del sector eléctrico, lo cual ha mejorado la balanza comercial de hidrocarburos y ha creado oportunidades para que los hogares peruanos y los sectores económicos como la industria y el comercio se benecien de un combusble limpio y de bajo costo. El reconocimiento de la relevancia de la industria del gas natural en el Perú en los úlmos diez años, y en parcular de la trascendencia del proyecto Camisea para la economía peruana, ha movado la elaboración del presente libro, el cual conene una revisión de la evolución histórica de la industria del gas natural y un balance de los aspectos económicos y regulatorios que caracterizan a esta industria en el Perú.

El libro pretende ser también de ulidad para lectores no necesariamente especializados en el sector, pero que quieren tener una visión comprensiva del desarrollo de la industria del gas natural. Para ello, en primer lugar, se analizan las caracteríscas económicas de la industria del gas natural y el desarrollo del mercado del gas natural a nivel internacional. En segundo lugar, se describe la industria del gas natural en el Perú antes y después del proyecto Camisea, la evolución del marco regulatorio que estableció mecanismos para promover el desarrollo de la industria, desde el sistema de adelantos por garana de red principal (Ley N° 27133), el sistema de remuneración de la infraestructura mediante el cálculo de tarifas que reconocen los costos medios de los servicios de transporte y distribución, los mecanismos de supervisión de la seguridad industrial de la infraestructura hasta la promoción del desarrollo de un sistema de transporte de ductos y gasoductos virtuales que permiera masicar el consumo de gas natural a nivel nacional (Ley N° 29969). En esta parte del libro se explica el rol que ha tenido el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) como la agencia reguladora, supervisora y scalizadora de la industria del gas natural en el Perú. Esta instución ha acompañado el desarrollo de la industria en los úlmos diez años, garanzando a lo largo de este período la aplicación de un marco regulatorio estable, transparente y

predecible para las inversiones en el sector, así como para los usuarios del servicio público de gas natural.


ha hecho necesario crear mecanismos adecuados de supervisión y scalización de las diferentes acvidades de la industria para mantener la seguridad y calidad del suministro y el cuidado del medio ambiente.

Más adelante, se analizan los impactos económicos generados por la industria del gas natural, y en especial el proyecto Camisea, en la economía peruana. Finalmente, se discute la importancia de los nuevos proyectos relacionados a la industria del gas natural.

En resumen, el presente libro busca ser una referencia para realizar un balance de los logros alcanzados en la industria del gas natural en el Perú luego de la primera década del desarrollo del proyecto Camisea y ser una fuente para idencar las lecciones aprendidas y los retos que El lector podrá constatar a lo largo del libro que la industria del gas se ene por delante. Entre éstos se pueden mencionar la expansión natural en el Perú se ha visto inuenciada por los cambios en su marco del gas natural en el interior del país a través de las modalidades de legal y regulatorio, los cuales han buscado aprovechar los nuevos gas natural comprimido y gas natural licuado, el acceso universal a desarrollos en la industria, tales como la exportación del GNL y la este energéco como una herramienta de lucha contra la pobreza, expansión en los úlmos años del consumo del gas natural por parte la necesidad de disminuir el empo de demora entre la conexión de de más usuarios industriales, vehiculares y residenciales, así como gas natural a un cliente residencial y la habilitación del suministro del generadores eléctricos. Este proceso ha llevado a la implementación servicio, el desarrollo de la industria petroquímica relacionada a la de nuevas tecnologías para transportar y usar el gas natural, así como reciente concesión del Gasoducto Sur Peruano y la exportación del GNL el surgimiento de nuevos agentes en el sector. En paralelo, además en un contexto internacional de incremento de los ujos comerciales de la experiencia acumulada en la supervisión del proyecto inicial, se mundiales de gas natural.

JESÚS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Direcvo Osinergmin

JULIO SALVADOR JÁCOME Gerente General Osinergmin

PRÓLO GO D

esde hace diez años, el Perú ha sido tesgo de uno de los mayores eventos en la historia económica y del sector energéco del país: el desarrollo de la industria del gas natural. En parcular, la entrada en operación en agosto del 2004 del proyecto Camisea y la promulgación a nes de la década de 1990 de un marco regulatorio promotor de la industria del gas natural, fueron un hito histórico que ha generado una transformación dramáca del sector energéco peruano. Ésta ha producido la reconguración y diversicación de la matriz energéca primaria del país, en parcular aquella del sector eléctrico, lo cual ha mejorado la balanza comercial de hidrocarburos y ha creado oportunidades para que los hogares peruanos y los sectores económicos como la industria y el comercio se benecien de un combusble limpio y de bajo costo. El reconocimiento de la relevancia de la industria del gas natural en el Perú en los úlmos diez años, y en parcular de la trascendencia del proyecto Camisea para la economía peruana, ha movado la elaboración del presente libro, el cual conene una revisión de la evolución histórica de la industria del gas natural y un balance de los aspectos económicos y regulatorios que caracterizan a esta industria en el Perú.

El libro pretende ser también de ulidad para lectores no necesariamente especializados en el sector, pero que quieren tener una visión comprensiva del desarrollo de la industria del gas natural. Para ello, en primer lugar, se analizan las caracteríscas económicas de la industria del gas natural y el desarrollo del mercado del gas natural a nivel internacional. En segundo lugar, se describe la industria del gas natural en el Perú antes y después del proyecto Camisea, la evolución del marco regulatorio que estableció mecanismos para promover el desarrollo de la industria, desde el sistema de adelantos por garana de red principal (Ley N° 27133), el sistema de remuneración de la infraestructura mediante el cálculo de tarifas que reconocen los costos medios de los servicios de transporte y distribución, los mecanismos de supervisión de la seguridad industrial de la infraestructura hasta la promoción del desarrollo de un sistema de transporte de ductos y gasoductos virtuales que permiera masicar el consumo de gas natural a nivel nacional (Ley N° 29969). En esta parte del libro se explica el rol que ha tenido el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) como la agencia reguladora, supervisora y scalizadora de la industria del gas natural en el Perú. Esta instución ha acompañado el desarrollo de la industria en los úlmos diez años, garanzando a lo largo de este período la aplicación de un marco regulatorio estable, transparente y

predecible para las inversiones en el sector, así como para los usuarios del servicio público de gas natural.


ha hecho necesario crear mecanismos adecuados de supervisión y scalización de las diferentes acvidades de la industria para mantener la seguridad y calidad del suministro y el cuidado del medio ambiente.

Más adelante, se analizan los impactos económicos generados por la industria del gas natural, y en especial el proyecto Camisea, en la economía peruana. Finalmente, se discute la importancia de los nuevos proyectos relacionados a la industria del gas natural.

En resumen, el presente libro busca ser una referencia para realizar un balance de los logros alcanzados en la industria del gas natural en el Perú luego de la primera década del desarrollo del proyecto Camisea y ser una fuente para idencar las lecciones aprendidas y los retos que El lector podrá constatar a lo largo del libro que la industria del gas se ene por delante. Entre éstos se pueden mencionar la expansión natural en el Perú se ha visto inuenciada por los cambios en su marco del gas natural en el interior del país a través de las modalidades de legal y regulatorio, los cuales han buscado aprovechar los nuevos gas natural comprimido y gas natural licuado, el acceso universal a desarrollos en la industria, tales como la exportación del GNL y la este energéco como una herramienta de lucha contra la pobreza, expansión en los úlmos años del consumo del gas natural por parte la necesidad de disminuir el empo de demora entre la conexión de de más usuarios industriales, vehiculares y residenciales, así como gas natural a un cliente residencial y la habilitación del suministro del generadores eléctricos. Este proceso ha llevado a la implementación servicio, el desarrollo de la industria petroquímica relacionada a la de nuevas tecnologías para transportar y usar el gas natural, así como reciente concesión del Gasoducto Sur Peruano y la exportación del GNL el surgimiento de nuevos agentes en el sector. En paralelo, además en un contexto internacional de incremento de los ujos comerciales de la experiencia acumulada en la supervisión del proyecto inicial, se mundiales de gas natural.

JESÚS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Direcvo Osinergmin

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esde nales del siglo XX el mundo ha experimentado una serie de cambios dramácos que han recongurado el panorama económico global. Cambios tales como la mejora de las comunicaciones y la computación, la globalización de las transacciones económicas y comerciales, la creciente conanza en el comercio internacional para promover el desarrollo económico, la diversicación geográca de la producción de los recursos naturales y de los productos manufacturados, así como la consolidación de grandes empresas trasnacionales y la implementación de reformas estructurales para liberalizar las economías en transición, han contribuido a impulsar los procesos de desarrollo en países tales como India, China, Rusia, las naciones del Sudeste Asiáco y el Este Europeo, así como en las economías emergentes de la región lanoamericana (Brasil, Chile, Colombia y Perú). Como consecuencia de este proceso de cambio económico global, la demanda de materias primas y recursos energécos como el petróleo y el gas natural ha crecido sostenidamente a tasas superiores al 8% promedio anual entre 1990 y el 2013, 1 para sustentar la expansión acelerada de las acvidades producvas y su industrialización, la modernización económica debido a la expansión de los mercados, así como los procesos de migración del campo a la ciudad y la consecuente explosión del fenómeno de urbanización en las economías en desarrollo. La creciente demanda de energía ha esmulado la ejecución de diversos proyectos de inversión para el descubrimiento y explotación de nuevas reservas de petróleo y gas natural, así como p ara expandir la disponibilidad de las reservas existentes en diferentes jurisdicciones ricas en recursos

naturales energécos tales como, por ejemplo, Sudamérica, África, Canadá, el Sudeste Asiáco, Australia y Estados Unidos. Recientemente el gas natural ha cobrado una notoria importancia en el panorama energéco mundial debido al descubrimiento de masivas reservas no convencionales de gas en depósitos conocidos como “esquistos”, (o mejor conocido como shale gas por su denominación anglosajona), sobre las cuales también se están desarrollando grandes proyectos de inversión que están haciendo disponibles grandes candades de gas natural en los Estados Unidos y los mercados de exportación. De acuerdo a la Agencia Internacional de la Energía,2 la revolución del shale gas puede generar en los próximos treinta años lo que se conoce como la “edad dorada del gas natural,” la cual va a permir, de acuerdo a los expertos en la materia, una transición ordenada desde el uso de las energías fósiles hacia las energías renovables. Sin duda alguna, el gas natural va a constuirse en una de las fuentes de energía que va a liderar el desarrollo energéco mundial en las próximas décadas y atraer la atención de grandes inversionistas del sector energía. El Perú no ha sido ajeno a esta tendencia global de desarrollo de grandes proyectos de gas natural. A principios de la década de 1980, se descubrió uno de los yacimientos con mayor potencial gasífero en la zona Sudamericana, el campo de Camisea, localizado en la región Cusco en la zona de la selva sur. El desarrollo de este yacimiento era de vital importancia para el Perú, puesto que permiría reverr el décit de abastecimiento energéco que experimentaba el país en esa época por el declive de la producción de petróleo y el deterioro en la operavidad de la industria petrolera debido a la crisis económica que atravesaba el Perú a nes de la década de 1980.

Sin embargo, el desarrollo de este yacimiento tuvo retrasos en su desarrollo por los cambios polícos como consecuencia de las reformas liberales en la década de 1990 y por la dilatación de las negociaciones entre las empresas internacionales petroleras interesadas en desarrollar el campo gasífero y el Estado Peruano. Las discrepancias entre ambas partes se manifestó por los riesgos para la rentabilidad privada, y sobre la estructura tributaria aplicable y social del proyecto debido a la incerdumbre sobre la demanda interna de gas en el Perú, la falta de acuerdo sobre la estructura industrial de la explotación del gas natural para viabilizar la explotación de las reservas del campo de Camisea, así como la posibilidad de exportar el gas natural al extranjero para acelerar la monezación de las reservas. Finalmente, en el año 2000, luego de la promulgación de normas legales especícas que promovieron la inversión en la industria del gas natural mediante el otorgamiento de garanas y salvaguardas para los inversionistas privados, el Estado Peruano llevó a cabo las licitaciones internacionales para dar en concesión a disntos operadores privados el desarrollo de las acvidades de explotación del Lote 88 (el principal bloque del yacimiento Camisea), así como las acvidades de trasporte y distribución por red de ductos del gas natural, lo que a parr de entonces se denominó el “proyecto Camisea”. El Perú tendría que esperar cuatro años, luego de la adjudicación del proyecto hasta agosto del 2004, para la puesta en operación comercial de este proyecto, empo que demoraron los estudios de ingeniería, el desarrollo y la construcción de la infraestructura para transformar las reservas en el subsuelo de Camisea en una fuente de energía comerciable y disponible para abastecer a la economía nacional.

Es a parr de este importante hito para la historia económica del Perú que se inicia una revolución dramáca de la industria energéca en el país. El gas natural de Camisea ha sido la fuente clave de energía para sostener el impresionante crecimiento de la economía peruana a tasas por encima del 6% promedio anual en los úlmos diez años, como consecuencia del boom de las materias primas ocurrido en la úlma década y la modernización de la economía peruana por la inserción de ésta a la economía global y las reformas estructurales de mercado aplicadas en los úlmos años. El proyecto Camisea, en primer lugar, ha permido aliviar el décit de energía primaria que experimentaba el Perú antes de su entrada en operación comercial. Los principales beneciarios del gas de Camisea han sido los usuarios del servicio público de energía eléctrica, los cuales han gozado de tarifas más baratas y una fuente de electricidad estable, debido a que el gas natural ha sustuido al petróleo (una fuente fósil cara y muy volál en su cozación internacional) y a la fuerza hidráulica (la cual está sujeta a las variaciones climácas que afectan al país como el Fenómeno del Niño) en la matriz energéca del sector eléctrico peruano. Ello ha permido que se diversiquen las fuentes de energía que consumen las centrales de generación eléctrica y que se pueda incrementar la eciencia en la producción de electricidad mediante la introducción de la tecnología de generación de ciclo combinado a gas natural. Ello ha contribuido a incrementar la compevidad del aparato producvo peruano al reducir los costos de la electricidad en relación a otros países de la región. Asimismo, el “milagro peruano” relacionado al crecimiento sostenido de la economía peruana en los úlmos diez años no


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esde nales del siglo XX el mundo ha experimentado una serie de cambios dramácos que han recongurado el panorama económico global. Cambios tales como la mejora de las comunicaciones y la computación, la globalización de las transacciones económicas y comerciales, la creciente conanza en el comercio internacional para promover el desarrollo económico, la diversicación geográca de la producción de los recursos naturales y de los productos manufacturados, así como la consolidación de grandes empresas trasnacionales y la implementación de reformas estructurales para liberalizar las economías en transición, han contribuido a impulsar los procesos de desarrollo en países tales como India, China, Rusia, las naciones del Sudeste Asiáco y el Este Europeo, así como en las economías emergentes de la región lanoamericana (Brasil, Chile, Colombia y Perú). Como consecuencia de este proceso de cambio económico global, la demanda de materias primas y recursos energécos como el petróleo y el gas natural ha crecido sostenidamente a tasas superiores al 8% promedio anual entre 1990 y el 2013, 1 para sustentar la expansión acelerada de las acvidades producvas y su industrialización, la modernización económica debido a la expansión de los mercados, así como los procesos de migración del campo a la ciudad y la consecuente explosión del fenómeno de urbanización en las economías en desarrollo. La creciente demanda de energía ha esmulado la ejecución de diversos proyectos de inversión para el descubrimiento y explotación de nuevas reservas de petróleo y gas natural, así como p ara expandir la disponibilidad de las reservas existentes en diferentes jurisdicciones ricas en recursos

naturales energécos tales como, por ejemplo, Sudamérica, África, Canadá, el Sudeste Asiáco, Australia y Estados Unidos. Recientemente el gas natural ha cobrado una notoria importancia en el panorama energéco mundial debido al descubrimiento de masivas reservas no convencionales de gas en depósitos conocidos como “esquistos”, (o mejor conocido como shale gas por su denominación anglosajona), sobre las cuales también se están desarrollando grandes proyectos de inversión que están haciendo disponibles grandes candades de gas natural en los Estados Unidos y los mercados de exportación. De acuerdo a la Agencia Internacional de la Energía,2 la revolución del shale gas puede generar en los próximos treinta años lo que se conoce como la “edad dorada del gas natural,” la cual va a permir, de acuerdo a los expertos en la materia, una transición ordenada desde el uso de las energías fósiles hacia las energías renovables. Sin duda alguna, el gas natural va a constuirse en una de las fuentes de energía que va a liderar el desarrollo energéco mundial en las próximas décadas y atraer la atención de grandes inversionistas del sector energía. El Perú no ha sido ajeno a esta tendencia global de desarrollo de grandes proyectos de gas natural. A principios de la década de 1980, se descubrió uno de los yacimientos con mayor potencial gasífero en la zona Sudamericana, el campo de Camisea, localizado en la región Cusco en la zona de la selva sur. El desarrollo de este yacimiento era de vital importancia para el Perú, puesto que permiría reverr el décit de abastecimiento energéco que experimentaba el país en esa época por el declive de la producción de petróleo y el deterioro en la operavidad de la industria petrolera debido a la crisis económica que atravesaba el Perú a nes de la década de 1980.

Sin embargo, el desarrollo de este yacimiento tuvo retrasos en su desarrollo por los cambios polícos como consecuencia de las reformas liberales en la década de 1990 y por la dilatación de las negociaciones entre las empresas internacionales petroleras interesadas en desarrollar el campo gasífero y el Estado Peruano. Las discrepancias entre ambas partes se manifestó por los riesgos para la rentabilidad privada, y sobre la estructura tributaria aplicable y social del proyecto debido a la incerdumbre sobre la demanda interna de gas en el Perú, la falta de acuerdo sobre la estructura industrial de la explotación del gas natural para viabilizar la explotación de las reservas del campo de Camisea, así como la posibilidad de exportar el gas natural al extranjero para acelerar la monezación de las reservas. Finalmente, en el año 2000, luego de la promulgación de normas legales especícas que promovieron la inversión en la industria del gas natural mediante el otorgamiento de garanas y salvaguardas para los inversionistas privados, el Estado Peruano llevó a cabo las licitaciones internacionales para dar en concesión a disntos operadores privados el desarrollo de las acvidades de explotación del Lote 88 (el principal bloque del yacimiento Camisea), así como las acvidades de trasporte y distribución por red de ductos del gas natural, lo que a parr de entonces se denominó el “proyecto Camisea”. El Perú tendría que esperar cuatro años, luego de la adjudicación del proyecto hasta agosto del 2004, para la puesta en operación comercial de este proyecto, empo que demoraron los estudios de ingeniería, el desarrollo y la construcción de la infraestructura para transformar las reservas en el subsuelo de Camisea en una fuente de energía comerciable y disponible para abastecer a la economía nacional.

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Es a parr de este importante hito para la historia económica del Perú que se inicia una revolución dramáca de la industria energéca en el país. El gas natural de Camisea ha sido la fuente clave de energía para sostener el impresionante crecimiento de la economía peruana a tasas por encima del 6% promedio anual en los úlmos diez años, como consecuencia del boom de las materias primas ocurrido en la úlma década y la modernización de la economía peruana por la inserción de ésta a la economía global y las reformas estructurales de mercado aplicadas en los úlmos años. El proyecto Camisea, en primer lugar, ha permido aliviar el décit de energía primaria que experimentaba el Perú antes de su entrada en operación comercial. Los principales beneciarios del gas de Camisea han sido los usuarios del servicio público de energía eléctrica, los cuales han gozado de tarifas más baratas y una fuente de electricidad estable, debido a que el gas natural ha sustuido al petróleo (una fuente fósil cara y muy volál en su cozación internacional) y a la fuerza hidráulica (la cual está sujeta a las variaciones climácas que afectan al país como el Fenómeno del Niño) en la matriz energéca del sector eléctrico peruano. Ello ha permido que se diversiquen las fuentes de energía que consumen las centrales de generación eléctrica y que se pueda incrementar la eciencia en la producción de electricidad mediante la introducción de la tecnología de generación de ciclo combinado a gas natural. Ello ha contribuido a incrementar la compevidad del aparato producvo peruano al reducir los costos de la electricidad en relación a otros países de la región. Asimismo, el “milagro peruano” relacionado al crecimiento sostenido de la economía peruana en los úlmos diez años no -15-


hubiera sido posible sin la mayor disponibilidad de energía eléctrica que generó la explotación del gas de Camisea.

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) ha cumplido un rol gravitante en el desarrollo de la industria del gas natural en los úlmos diez años. Mediante el ejercicio autónomo de sus En segundo lugar, el proyecto ha hecho disponible el gas natural para la facultades reguladoras y supervisoras en el sector energía, Osinergmin producción industrial y las acvidades comerciales, permiendo que se ha brindado a la industria del gas natural reglas claras y una supervisión genere un mejor entorno de negocios y que se abaraten los productos ecaz en materia de seguridad industrial y control de calidad para un en el mercado interno. Asimismo, el acceso al gas natural por parte de desarrollo seguro de la industria y un abastecimiento conable del gas. los hogares peruanos está permiendo que éstos economicen recursos Asimismo, ha regulado tarifas ecientes que reconocen los costos de las importantes dentro de la canasta familiar que pueden ulizarse en inversiones de las empresas concesionarias (brindado una rentabilidad otros gastos como educación y una mejor nutrición. El desarrollo de razonable para los proyectos de inversión en el sector), ha jado precios las redes de distribución de gas natural tanto sicas como aquellas que compevos y aplicado incenvos que han puesto el gas natural al usan camiones cisterna en todo el país (conocidas como “transporte alcance del sector eléctrico, la industria manufacturera y las grandes virtual”) permirá que en menos de cinco años, cerca de medio millón mayorías. Por otro lado, Osinergmin se ha constuido en el garante de de hogares dispongan en sus casas suministros connuos de gas natural. las inversiones al cumplir su función de ejecutor público de las normas aplicables a la industria del gas natural, reduciendo la discrecionalidad En tercer lugar, el desarrollo de la industria de exportación del gas natural de la administración pública en el sector y atendiendo los reclamos mediante su licuefacción criogénica ha constuido al Perú como el primer de los usuarios del servicio público de gas. Este rol lo ha cumplido con exportador de la región sudamericana de esta fuente de energía. La transparencia, autonomía y alta calidad técnica. exportación, al generar una fuente de demanda adicional a la demanda interna, está esmulando un mayor esfuerzo de exploración en la región Siguiendo con su tradición de transparencia para con la ciudadanía, de Camisea, permiendo la canalización de inversiones que en un futuro hace diez años Osinergmin publicó la primera edición del libro “La permirá garanzar una mayor disponibilidad de reservas para sasfacer las Industria del Gas Natural en el Perú,” así como otros documentos necesidades energécas del país. Asimismo, la tecnología de la licuefacción sobre el proyecto Camisea y su impacto económico3, con el objeto de permiráeldesarrollodeun sistemadeseguridadenergécaparagaranzar explicar a la población los alcances económicos y regulatorios de este el abastecimiento de energía a todo el Perú basado en el almacenamiento importante proyecto para el Perú. En esta ocasión, Osinergmin edita del gas en tanques criogénicos, así como permirá contar con gas natural el presente libro, “La Industria del Gas Natural en el Perú: A Diez Años licuado para abastecer el sistema de transporte virtual del gas a las redes de del Proyecto Camisea” como una connuación de esta tradición de distribución en el interior del país. gesón del conocimiento sobre temas del sector energéco y como

un reconocimiento de la importancia de los primeros diez años de ejecución de este relevante proyecto para la economía peruana, el cual ha permido disponer de una fuente de energía económica y ha transformando el modo de vida de la población en el Perú. Este libro busca no sólo brindar un recuento de los acontecimientos recientes en la industria del gas natural, sino también realizar un balance de las contribuciones de la industria y, especialmente, el proyecto Camisea en la economía peruana en los úlmos diez años. Para ello, el libro analiza la evolución de los impactos económicos de la industria del gas natural y explica cómo es que ha evolucionado la regulación y supervisión de la industria por parte de Osinergmin, así como evalúa las perspecvas de evolución futura de este sector en el Perú. El libro está compuesto por once capítulos, cuyo contenido se detalla a connuación. En una primera parte, se describen las caracteríscas técnicas y económicas de la industria gasífera a n de entender la complejidad de ésta, debiendo considerarse factores técnicos en cuanto al uso de este energéco, factores económicos como la subadividad de costos en las acvidades de transporte y distribución, las diferentes modalidades de transporte con la cual se pueden conectar los puntos de origen y de desno y las diferentes tecnologías disponibles para transportar el gas natural. Adicionalmente, se enfaza la situación de los mercados mundiales de gas natural, principalmente en Estados Unidos, Europa y Asia, la formación de precios y variables relevantes en el contexto internacional como reservas probadas, consumo y producción, con el objeto de poner en contexto el caso peruano.

En una segunda parte se describe la industria del gas natural en el Perú antes del proyecto Camisea, un entorno en donde exisa una industria gasífera naciente basada en las acvidades de exploración y explotación, exhibiendo una reducida demanda de gas para la generación eléctrica en el caso de las regiones de Piura y Ucayali. Luego, se analiza el desarrollo del proyecto Camisea en el Perú. En esta sección se explica cómo se estableció el marco regulatorio impulsado por el Estado Peruano y administrado por Osinergmin que promovió un mecanismo de ingresos garanzados para asegurar las inversiones, lo cual otorgó credibilidad y conanza a los agentes de cada una de las acvidades de la industria y garanzó un producto energéco seguro y de calidad para los usuarios nales. Adicionalmente, se explica cómo, dada la creciente evolución de la demanda de los diferentes sectores económicos y la necesidad de otorgar acceso universal a la energía, en años recientes se han desarrollado diversos proyectos para expandir el uso del gas natural al interior del país a través de ductos, tales como el caso de la concesión de distribución de Ica y el Gasoducto Sur Peruano o a través de sistemas de transporte virtual (gas natural transportado en camiones cisterna) para ciudades en el norte, sur y las regiones alto-andinas. Asimismo, se analiza el proyecto de exportación de gas natural licuefactado, el cual ha permido reducir el décit comercial de la balanza de hidrocarburos en el Perú. En una tercera parte, se esman los principales impactos económicos del proyecto Camisea en disntos sectores de la economía peruana. Las esmaciones presentadas calculan los ahorros generados por el uso del gas natural en los sectores residencial, comercial, industrial, vehicular y los usuarios eléctricos. Asimismo, éstas miden los benecios


hubiera sido posible sin la mayor disponibilidad de energía eléctrica que generó la explotación del gas de Camisea.

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) ha cumplido un rol gravitante en el desarrollo de la industria del gas natural en los úlmos diez años. Mediante el ejercicio autónomo de sus En segundo lugar, el proyecto ha hecho disponible el gas natural para la facultades reguladoras y supervisoras en el sector energía, Osinergmin producción industrial y las acvidades comerciales, permiendo que se ha brindado a la industria del gas natural reglas claras y una supervisión genere un mejor entorno de negocios y que se abaraten los productos ecaz en materia de seguridad industrial y control de calidad para un en el mercado interno. Asimismo, el acceso al gas natural por parte de desarrollo seguro de la industria y un abastecimiento conable del gas. los hogares peruanos está permiendo que éstos economicen recursos Asimismo, ha regulado tarifas ecientes que reconocen los costos de las importantes dentro de la canasta familiar que pueden ulizarse en inversiones de las empresas concesionarias (brindado una rentabilidad otros gastos como educación y una mejor nutrición. El desarrollo de razonable para los proyectos de inversión en el sector), ha jado precios las redes de distribución de gas natural tanto sicas como aquellas que compevos y aplicado incenvos que han puesto el gas natural al usan camiones cisterna en todo el país (conocidas como “transporte alcance del sector eléctrico, la industria manufacturera y las grandes virtual”) permirá que en menos de cinco años, cerca de medio millón mayorías. Por otro lado, Osinergmin se ha constuido en el garante de de hogares dispongan en sus casas suministros connuos de gas natural. las inversiones al cumplir su función de ejecutor público de las normas aplicables a la industria del gas natural, reduciendo la discrecionalidad En tercer lugar, el desarrollo de la industria de exportación del gas natural de la administración pública en el sector y atendiendo los reclamos mediante su licuefacción criogénica ha constuido al Perú como el primer de los usuarios del servicio público de gas. Este rol lo ha cumplido con exportador de la región sudamericana de esta fuente de energía. La transparencia, autonomía y alta calidad técnica. exportación, al generar una fuente de demanda adicional a la demanda interna, está esmulando un mayor esfuerzo de exploración en la región Siguiendo con su tradición de transparencia para con la ciudadanía, de Camisea, permiendo la canalización de inversiones que en un futuro hace diez años Osinergmin publicó la primera edición del libro “La permirá garanzar una mayor disponibilidad de reservas para sasfacer las Industria del Gas Natural en el Perú,” así como otros documentos necesidades energécas del país. Asimismo, la tecnología de la licuefacción sobre el proyecto Camisea y su impacto económico3, con el objeto de permiráeldesarrollodeun sistemadeseguridadenergécaparagaranzar explicar a la población los alcances económicos y regulatorios de este el abastecimiento de energía a todo el Perú basado en el almacenamiento importante proyecto para el Perú. En esta ocasión, Osinergmin edita del gas en tanques criogénicos, así como permirá contar con gas natural el presente libro, “La Industria del Gas Natural en el Perú: A Diez Años licuado para abastecer el sistema de transporte virtual del gas a las redes de del Proyecto Camisea” como una connuación de esta tradición de distribución en el interior del país. gesón del conocimiento sobre temas del sector energéco y como -16-

un reconocimiento de la importancia de los primeros diez años de ejecución de este relevante proyecto para la economía peruana, el cual ha permido disponer de una fuente de energía económica y ha transformando el modo de vida de la población en el Perú. Este libro busca no sólo brindar un recuento de los acontecimientos recientes en la industria del gas natural, sino también realizar un balance de las contribuciones de la industria y, especialmente, el proyecto Camisea en la economía peruana en los úlmos diez años. Para ello, el libro analiza la evolución de los impactos económicos de la industria del gas natural y explica cómo es que ha evolucionado la regulación y supervisión de la industria por parte de Osinergmin, así como evalúa las perspecvas de evolución futura de este sector en el Perú. El libro está compuesto por once capítulos, cuyo contenido se detalla a connuación. En una primera parte, se describen las caracteríscas técnicas y económicas de la industria gasífera a n de entender la complejidad de ésta, debiendo considerarse factores técnicos en cuanto al uso de este energéco, factores económicos como la subadividad de costos en las acvidades de transporte y distribución, las diferentes modalidades de transporte con la cual se pueden conectar los puntos de origen y de desno y las diferentes tecnologías disponibles para transportar el gas natural. Adicionalmente, se enfaza la situación de los mercados mundiales de gas natural, principalmente en Estados Unidos, Europa y Asia, la formación de precios y variables relevantes en el contexto internacional como reservas probadas, consumo y producción, con el objeto de poner en contexto el caso peruano.

En una segunda parte se describe la industria del gas natural en el Perú antes del proyecto Camisea, un entorno en donde exisa una industria gasífera naciente basada en las acvidades de exploración y explotación, exhibiendo una reducida demanda de gas para la generación eléctrica en el caso de las regiones de Piura y Ucayali. Luego, se analiza el desarrollo del proyecto Camisea en el Perú. En esta sección se explica cómo se estableció el marco regulatorio impulsado por el Estado Peruano y administrado por Osinergmin que promovió un mecanismo de ingresos garanzados para asegurar las inversiones, lo cual otorgó credibilidad y conanza a los agentes de cada una de las acvidades de la industria y garanzó un producto energéco seguro y de calidad para los usuarios nales. Adicionalmente, se explica cómo, dada la creciente evolución de la demanda de los diferentes sectores económicos y la necesidad de otorgar acceso universal a la energía, en años recientes se han desarrollado diversos proyectos para expandir el uso del gas natural al interior del país a través de ductos, tales como el caso de la concesión de distribución de Ica y el Gasoducto Sur Peruano o a través de sistemas de transporte virtual (gas natural transportado en camiones cisterna) para ciudades en el norte, sur y las regiones alto-andinas. Asimismo, se analiza el proyecto de exportación de gas natural licuefactado, el cual ha permido reducir el décit comercial de la balanza de hidrocarburos en el Perú. En una tercera parte, se esman los principales impactos económicos del proyecto Camisea en disntos sectores de la economía peruana. Las esmaciones presentadas calculan los ahorros generados por el uso del gas natural en los sectores residencial, comercial, industrial, vehicular y los usuarios eléctricos. Asimismo, éstas miden los benecios -17-


en el sector público a través de la recaudación de impuestos y regalías. Finalmente, se evalúan los benecios en el sector externo, considerando el proyecto de exportación de gas natural licuefactado y la sustución de importaciones de GLP.

El presente libro es el resultado del esfuerzo de un equipo muldisciplinario perteneciente a las diferentes áreas de Osinergmin. La Ocina de Estudios Económicos fue la encargada de coordinar su elaboración, habiendo recibido la colaboración y acva parcipación de los equipos de trabajo de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, la Si bien el desempeño de la industria gasífera en el Perú ha sido mejor Gerencia de Fiscalización de Gas Natural, la Ocina del Proyecto “Fondo a lo esperado a inicios del proyecto Camisea, esta industria todavía se de Inclusión Social Energéco,” la Secretaría Técnica de los Órganos encuentra en un escenario que requiere afrontar diversos desa os a Resoluvos, la Junta de Apelaciones y Reclamos de Usuarios y la futuro, a n de desarrollarse de manera consistente en el empo. En ese Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos, cuyos integrantes sendo, se presenta una sección nal donde se detallan los principales se detallan en los créditos de este libro. A este valioso equipo les proyectos y retos que la industria del gas natural afrontará en los brindamos nuestro agradecimiento por su esfuerzo decidido para poner próximos años. a disposición del público este volumen, el cual esperamos contribuya al mejor entendimiento del desarrollo de la industria del gas natural en el Con el objevo de poner a disposición de los lectores información que Perú y se constuya en un importante referente académico para futuras complementa el contenido principal de la presente publicación, al nal invesgaciones sobre la materia. de las conclusiones encontrará las notas referenciales; asimismo, se adjunta en la contratapa del libro un anexo digital incluido en un disco compacto. El lector podrá encontrar en este anexo cuadros, tablas e ilustraciones que brindan información adicional y detalles de carácter técnico, económico y cuantavo sobre el material expuesto en cada capítulo, los cuales, por movos de espacio y edición, no se han podido incluir en la versión impresa del libro. En cada capítulo, cuando ARTURO LEONARDO VÁSQUEZ CORDANO corresponda, se llama la atención del lector sobre la existencia de este Gerente de Estudios Económicos material para que, en caso lo considere necesario, pueda revisar la Osinergmin información especíca de su interés. Esperamos que este anexo sirva a los lectores para complementar y enriquecer sus conocimientos sobre la industria del gas natural y la importancia del proyecto Camisea para la economía peruana.


en el sector público a través de la recaudación de impuestos y regalías. Finalmente, se evalúan los benecios en el sector externo, considerando el proyecto de exportación de gas natural licuefactado y la sustución de importaciones de GLP.

El presente libro es el resultado del esfuerzo de un equipo muldisciplinario perteneciente a las diferentes áreas de Osinergmin. La Ocina de Estudios Económicos fue la encargada de coordinar su elaboración, habiendo recibido la colaboración y acva parcipación de los equipos de trabajo de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, la Si bien el desempeño de la industria gasífera en el Perú ha sido mejor Gerencia de Fiscalización de Gas Natural, la Ocina del Proyecto “Fondo a lo esperado a inicios del proyecto Camisea, esta industria todavía se de Inclusión Social Energéco,” la Secretaría Técnica de los Órganos encuentra en un escenario que requiere afrontar diversos desa os a Resoluvos, la Junta de Apelaciones y Reclamos de Usuarios y la futuro, a n de desarrollarse de manera consistente en el empo. En ese Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos, cuyos integrantes sendo, se presenta una sección nal donde se detallan los principales se detallan en los créditos de este libro. A este valioso equipo les proyectos y retos que la industria del gas natural afrontará en los brindamos nuestro agradecimiento por su esfuerzo decidido para poner próximos años. a disposición del público este volumen, el cual esperamos contribuya al mejor entendimiento del desarrollo de la industria del gas natural en el Con el objevo de poner a disposición de los lectores información que Perú y se constuya en un importante referente académico para futuras complementa el contenido principal de la presente publicación, al nal invesgaciones sobre la materia. de las conclusiones encontrará las notas referenciales; asimismo, se adjunta en la contratapa del libro un anexo digital incluido en un disco compacto. El lector podrá encontrar en este anexo cuadros, tablas e ilustraciones que brindan información adicional y detalles de carácter técnico, económico y cuantavo sobre el material expuesto en cada capítulo, los cuales, por movos de espacio y edición, no se han podido incluir en la versión impresa del libro. En cada capítulo, cuando ARTURO LEONARDO VÁSQUEZ CORDANO corresponda, se llama la atención del lector sobre la existencia de este Gerente de Estudios Económicos material para que, en caso lo considere necesario, pueda revisar la Osinergmin información especíca de su interés. Esperamos que este anexo sirva a los lectores para complementar y enriquecer sus conocimientos sobre la industria del gas natural y la importancia del proyecto Camisea para la economía peruana. -18-

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PERFIL INDUSTRIA DE LA

CARACTERÍSTICAS ECONÓMICAS Y TÉCNICAS EN LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL


PERFIL INDUSTRIA DE LA

CARACTERÍSTICAS ECONÓMICAS Y TÉCNICAS EN LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL

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Gráco N° 1-1: Estructura de costos en transporte y distribución de gas natural US$/MPC D0

CMe

D

DI

D+

Empresa 1

CMe Empresa 1y 2

0.9 CMg Empresa 1

0

450

1 230

q

q+

Economías deEscal a Subaditividad decostos: “Una empresa puedeproveer un bien o servicio,al mercado completo, a un menor precio del queofrecerían dos o más empresas”

Cantidad(MMPCD)

NOTA: CMeEmpresa1 : Costo medio de la empresa 1. CMeEmpresa 1 y2 : Costo medio de dos empresas (1 y 2). CMg Empresa1: Costo marginal de la empresa 1. D0: Demanda inicial del mercado que demanda una candad de 450 MMPCD. D: Demanda del mercado en el año “t” que demanda una candad q. D+: Demanda del mercado en el año “t+” que demanda una candad q +. MMPCD: Millones de pies cubico por día. US$: Dólares norteamericano.

Elaboración: OEE –Osinergmin.

1. Perl de la industria: Caracteríscas económicas y técnicas en la industria del gas natural 1.1 Organización Industrial Por lo general, la industria del gas natural (en adelante, GN) comprende cuatro acvidades (cinco si se incluye la comercialización): exploración, explotación, transporte y distribución a los consumidores nales. Tradicionalmente, la caracterísca más importante en este po de industrias es la realización de prestaciones mediante redes de suministro (ductos), diseñadas para atender a una diversidad de usuarios. Estas redes son exclusivas para el abastecimiento del combusble a través de conexiones domiciliarias a nivel residencial o mediante enlaces a la red3 principal de distribución para el abastecimiento de la industria4. Véase la Ilustración N°1-1.

a otros usos la infraestructura instalada si es que las empresas operadoras abandonan el servicio. Tales inversiones se constuyen en costos hundidos irreversibles, los cuales provocan una asimetría esencial entre las empresas ya establecidas y las potenciales entrantes. Esto se debe a que dichos costos actúan como si fueran barreras a la entrada5, lo cual permite que las empresas dentro del mercado disfruten de cierto grado de poder monopólico.

Otro rasgo caracterísco de esta industria, principalmente en las acvidades de transporte y distribución, es la presencia de economías de escala asociadas a la construcción, a la producción y al empleo de las redes de suministro. Los altos costos de inversión para implementar el sistema y los reducidos costos marginales para interconectar a consumidores adicionales, hacen que la existencia de economías de escala bajo estas condiciones resulte signicava respecto al tamaño de la demanda. Esto implica la presencia de subadividad de costos6, caracterísca esencial de los monopolios naturales. De modo que es En estas cuatro etapas se requieren importantes inversiones para necesaria su regulación con el objevo de corregir la falla de mercado afrontar los costos de instalación de los sistemas de suministro. También relacionada al poder de mercado con el n de garanzar precios y se asumen una serie riesgos, tales como el fracaso en la exploración, nivel de producción adecuados, calidad del servicio, evitar duplicidad peligros en el manejo de la seguridad, entre otros. En paralelo, estas innecesaria de infraestructura, corregir problemas distribuvos, entre inversiones enen la parcularidad de ser irrecuperables y especícas otras funciones. Véase el Gráco N° 1-1. al giro de negocio, debido a que no es posible converr o trasladar

El Gráco N° 1-1 muestra la relación que existe entre los costos medios de transportar y distribuir GN (en US$/MPC) y la candad demandada de GN (en MMPCD). Para una demanda inicial de D0 el costo medio (CMe) de producir era de US$ 0.9 por MPC. Notando que a medida que la demanda aumenta de D0 hasta D el CMe disminuye; es decir, entre 0 y q MMPCD hay presencia de economías de escala. En cambio entre q y q+ MMPCD, a medida que la demanda aumenta de D a D+ el CMe aumenta, por lo que en este tramo ya no habría presencia de economías escala pero si habría subadividad de costos; es decir, para una candad transportada y distribuida entre 0 y q+ MMPCD, una sola empresa puede proveer un bien o servicio, al mercado completo, a un menor precio del que ofrecerían dos o más empresas. Por lo que a parr de una candad superior a q+ MMPCD se agotaría la subadividad de costos y sería preferible que se permita el ingreso de una nueva empresa para transportar y distribuir el GN.

y distribución, la existencia de economías de escala todavía hace necesario, en muchos casos, una regulación tarifaria.

La experiencia internacional en el desarrollo de la industria de GN –en países relevantes como Estados Unidos–, sugiere que la intervención estatal mediante la jación de tarifas se restrinja sólo a los ductos de transporte y distribución, donde se presentan segmentos de monopolio natural. De este modo se deja en libertad los precios en boca de pozo. En general, se considera que la acvidad de explotación es compeva, mientras que en el caso de los ductos de transporte

1.2 El Gas Natural y sus usos

En el caso de países donde dicha industria es incipiente, y cuyo desarrollo depende de considerables montos de inversión en las diferentes acvidades, la intervención estatal requiere de un mayor grado de injerencia en la promoción de la industria del GN. Es preciso señalar que debido a las caracteríscas económicas de cada acvidad, éstas reciben un tratamiento regulatorio diferente. En el Capítulo 4 se tocará a detalle el marco regulatorio de cada una de las acvidades de la industria de GN en el Perú. En resumen, en el Perú se optó por jar precios máximos en boca de pozo y garanzar un ujo de ingresos estable a lo largo del empo a los inversionistas en las acvidades del transporte y la distribución.Véase la Ilustración N°1-1

El GN comercial es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentra en estado gaseoso y está compuesto aproximadamente en un 95% de metano (CH4), que es la molécula más simple de los hidrocarburos. El GN es una de las fuentes de energía más limpias y respetuosas con el medio ambiente, ya que es la que conene menos


Gráco N° 1-1: Estructura de costos en transporte y distribución de gas natural US$/MPC D0

CMe

D

DI

D+

Empresa 1

CMe Empresa 1y 2

0.9 CMg Empresa 1

0

450

1 230

q

q+

Cantidad(MMPCD)

Economías deEscal a Subaditividad decostos: “Una empresa puedeproveer un bien o servicio,al mercado completo, a un menor precio del queofrecerían dos o más empresas”

NOTA: CMeEmpresa1 : Costo medio de la empresa 1. CMeEmpresa 1 y2 : Costo medio de dos empresas (1 y 2). CMg Empresa1: Costo marginal de la empresa 1. D0: Demanda inicial del mercado que demanda una candad de 450 MMPCD. D: Demanda del mercado en el año “t” que demanda una candad q. D+: Demanda del mercado en el año “t+” que demanda una candad q +. MMPCD: Millones de pies cubico por día. US$: Dólares norteamericano.

Elaboración: OEE –Osinergmin.

1. Perl de la industria: Caracteríscas económicas y técnicas en la industria del gas natural 1.1 Organización Industrial Por lo general, la industria del gas natural (en adelante, GN) comprende cuatro acvidades (cinco si se incluye la comercialización): exploración, explotación, transporte y distribución a los consumidores nales. Tradicionalmente, la caracterísca más importante en este po de industrias es la realización de prestaciones mediante redes de suministro (ductos), diseñadas para atender a una diversidad de usuarios. Estas redes son exclusivas para el abastecimiento del combusble a través de conexiones domiciliarias a nivel residencial o mediante enlaces a la red3 principal de distribución para el abastecimiento de la industria4. Véase la Ilustración N°1-1.

a otros usos la infraestructura instalada si es que las empresas operadoras abandonan el servicio. Tales inversiones se constuyen en costos hundidos irreversibles, los cuales provocan una asimetría esencial entre las empresas ya establecidas y las potenciales entrantes. Esto se debe a que dichos costos actúan como si fueran barreras a la entrada5, lo cual permite que las empresas dentro del mercado disfruten de cierto grado de poder monopólico.

Otro rasgo caracterísco de esta industria, principalmente en las acvidades de transporte y distribución, es la presencia de economías de escala asociadas a la construcción, a la producción y al empleo de las redes de suministro. Los altos costos de inversión para implementar el sistema y los reducidos costos marginales para interconectar a consumidores adicionales, hacen que la existencia de economías de escala bajo estas condiciones resulte signicava respecto al tamaño de la demanda. Esto implica la presencia de subadividad de costos6, caracterísca esencial de los monopolios naturales. De modo que es En estas cuatro etapas se requieren importantes inversiones para necesaria su regulación con el objevo de corregir la falla de mercado afrontar los costos de instalación de los sistemas de suministro. También relacionada al poder de mercado con el n de garanzar precios y se asumen una serie riesgos, tales como el fracaso en la exploración, nivel de producción adecuados, calidad del servicio, evitar duplicidad peligros en el manejo de la seguridad, entre otros. En paralelo, estas innecesaria de infraestructura, corregir problemas distribuvos, entre inversiones enen la parcularidad de ser irrecuperables y especícas otras funciones. Véase el Gráco N° 1-1. al giro de negocio, debido a que no es posible converr o trasladar

El Gráco N° 1-1 muestra la relación que existe entre los costos medios de transportar y distribuir GN (en US$/MPC) y la candad demandada de GN (en MMPCD). Para una demanda inicial de D0 el costo medio (CMe) de producir era de US$ 0.9 por MPC. Notando que a medida que la demanda aumenta de D0 hasta D el CMe disminuye; es decir, entre 0 y q MMPCD hay presencia de economías de escala. En cambio entre q y q+ MMPCD, a medida que la demanda aumenta de D a D+ el CMe aumenta, por lo que en este tramo ya no habría presencia de economías escala pero si habría subadividad de costos; es decir, para una candad transportada y distribuida entre 0 y q+ MMPCD, una sola empresa puede proveer un bien o servicio, al mercado completo, a un menor precio del que ofrecerían dos o más empresas. Por lo que a parr de una candad superior a q+ MMPCD se agotaría la subadividad de costos y sería preferible que se permita el ingreso de una nueva empresa para transportar y distribuir el GN.

y distribución, la existencia de economías de escala todavía hace necesario, en muchos casos, una regulación tarifaria.

La experiencia internacional en el desarrollo de la industria de GN –en países relevantes como Estados Unidos–, sugiere que la intervención estatal mediante la jación de tarifas se restrinja sólo a los ductos de transporte y distribución, donde se presentan segmentos de monopolio natural. De este modo se deja en libertad los precios en boca de pozo. En general, se considera que la acvidad de explotación es compeva, mientras que en el caso de los ductos de transporte

1.2 El Gas Natural y sus usos

En el caso de países donde dicha industria es incipiente, y cuyo desarrollo depende de considerables montos de inversión en las diferentes acvidades, la intervención estatal requiere de un mayor grado de injerencia en la promoción de la industria del GN. Es preciso señalar que debido a las caracteríscas económicas de cada acvidad, éstas reciben un tratamiento regulatorio diferente. En el Capítulo 4 se tocará a detalle el marco regulatorio de cada una de las acvidades de la industria de GN en el Perú. En resumen, en el Perú se optó por jar precios máximos en boca de pozo y garanzar un ujo de ingresos estable a lo largo del empo a los inversionistas en las acvidades del transporte y la distribución.Véase la Ilustración N°1-1

El GN comercial es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentra en estado gaseoso y está compuesto aproximadamente en un 95% de metano (CH4), que es la molécula más simple de los hidrocarburos. El GN es una de las fuentes de energía más limpias y respetuosas con el medio ambiente, ya que es la que conene menos

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-23-


Ilustración N°1-1: Estructura del suministro del gas natural en el Perú

EXPLORACIÓN

EXPLOTACIÓN (Cuenca Gasífera)

RED DE TRANSPORTE Plantasde Procesamiento de GasNatural(GNL,GTL, Petroquímica,etc)

Exportaciones(LNG,d ervados de Petroquímica,amoníaco,etc)

RED DE DISTRIBUCIÓN CITY GATE

GAS NATURAL SECO LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

INDUSTRIAS

CONSUMO RESIDENCIAL

El gas natural es una de las fuentes de energía más limpias y respetuosas con el medio ambiente, ya que es la que contiene menos dióxido de carbono y la que lanza menores emisiones a la atmósfera. Es, además, una energía económica y eficaz, una alternativa segura y versátil y capaz de satisfacer la demanda energética.

SEPARACIÓN DE GAS SECO Y LÍQUIDO ConcurrenciaLimitada10 primerosañosde la concesión.

SEGMENTOS COMPETITIVOS Libre

Fraccionamiento de líquidospara producir derivados:gasolinas,glp, diesel2

Exportaciónde derivados

MONOPOLIO REGULADO (FACILIDAD ESENCIAL)

Fijación de precios máximos en boca de pozo

CONSUMO COMERCIAL GENERACIÓNELÉCTRICA

GNV

MONOPOLIO REGULADO

Regulación de tarifas garantizando el equilibrio económico - financiero a lo largo del tiempo.

Elaboración: OEE –Osinergmin

dióxido de carbono y la que lanza menores emisiones a la atmósfera. Es, además, una energía económica y ecaz, una alternava segura y versál, capaz de sasfacer la demanda energéca y ene aplicaciones diversas como cocción de alimentos, calefacción de ambientes, combusbles para motores de combusón interna, etc.

a los combusbles líquidos, así como una reducción de hasta 100% de emisiones, lo que favorece el cuidado del medio ambiente. Por lo general el GN se ha ulizado de dos maneras: energéco y no energéco. El primero hace referencia a que el GN puede ser ulizado como fuente de energía independiente del sector que lo realice mientras que el segundo se reere al uso como materia prima, como por ejemplo en la industria petroquímica. A connuación se detallan estos dos usos.

Por otro lado, el uso de GN incrementará la seguridad en los hogares al reemplazar el GLP, pues no es tóxico ni corrosivo y en caso de fuga se disipa rápidamente. Asimismo el uso del GN, trae benecios en la salud de la población, debido a que, a diferencia del uso de los combusbles Uso energéco sólidos como la leña, residuos de culvos y bosta -que es responsable de la muerte prematura de millones de personas en el mundo-, el GN El GN es un combusble más económico para la generación de electricidad no ene consecuencias mortales.7 gracias a su rendimiento (sobre todo en ciclo combinado) y reducido impacto ambiental. En el sector industrial, reemplaza ventajosamente a Por otro lado, al no contener azufre ni plomo, su uso representa una otros combusbles, como el carbón o el kerosene, siendo ideal para la disminución de hasta 97% de emisiones contaminantes con respecto industria de la cerámica, del cemento, en la fabricación de vidrio, entre

otros. Estas industrias emplean varios pos de equipos, como hornos, secadores y calderas. También brinda benecios al sector residencial, comercial y de transporte por ser una fuente de energía más económica y menos contaminante y representan ahorros signicavos frente a los combusbles que habitualmente se ulizan en estos sectores. Véase el formato digital del anexo del presente capítulo para mayor detalle. Uso No Energéco

El GN también es ulizado como materia prima en la industria petroquímica y para la producción de amoníaco y urea en la industria del ferlizante. El metano (principal componente del GN) y el etano constuyen la materia base en procesos fundamentales de la petroquímica, como la producción de hidrógeno, metanol, de amoniaco, aceleno, ácido cianhídrico, etc. Todos estos fabricados se consideran punto de parda para la obtención de una amplia gama de productos comerciales.8

consumidores nales. Por esto úlmo, el transporte se constuye en una facilidad esencial que tradicionalmente ha sido realizada a través de gasoductos. No obstante, han surgido modalidades alternavas para situaciones donde el punto de origen está alejado del punto de desno, situación que hace inviable económicamente la construcción de ductos. A connuación se describen las tres modalidades de transporte ulizadas para el abastecimiento de GN: gasoductos, transporte marímo y transporte terrestre. Gasoductos

Es la forma más conocida y usada de transporte del GN a gran escala. Los gasoductos pueden unir distancias de hasta 3000 km, aproximadamente, y suelen tener una red de ductos que se conectan al ducto principal con el n de abastecer a las poblaciones cercanas a la trayectoria del mismo. Transporte marímo

1.3 Modalidades de transporte del Gas Natural Como se mencionó, una de las acvidades de la industria del GN es el transporte. Éste permite que la cadena producva del GN se complete, es decir que llegue de los pozos de extracción hasta los

Se usa cuando las distancias son amplias entre el punto de producción y el de consumo. En este caso la construcción de un gasoducto llegaría a ser demasiado costosa. El transporte marímo puede comercializar dos pos de gas: en su forma comprimida (GNC) o en su forma licuefactada (GNL).


Ilustración N°1-1: Estructura del suministro del gas natural en el Perú

EXPLOTACIÓN (Cuenca Gasífera)

EXPLORACIÓN

RED DE TRANSPORTE Plantasde Procesamiento de GasNatural(GNL,GTL, Petroquímica,etc)

Exportaciones(LNG,d ervados de Petroquímica,amoníaco,etc)

RED DE DISTRIBUCIÓN CITY GATE

GAS NATURAL SECO LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

INDUSTRIAS

CONSUMO RESIDENCIAL

El gas natural es una de las fuentes de energía más limpias y respetuosas con el medio ambiente, ya que es la que contiene menos dióxido de carbono y la que lanza menores emisiones a la atmósfera. Es, además, una energía económica y eficaz, una alternativa segura y versátil y capaz de satisfacer la demanda energética.

SEPARACIÓN DE GAS SECO Y LÍQUIDO ConcurrenciaLimitada10 primerosañosde la concesión.

Fraccionamiento de líquidospara producir derivados:gasolinas,glp, diesel2

SEGMENTOS COMPETITIVOS

GNV

MONOPOLIO REGULADO

MONOPOLIO REGULADO (FACILIDAD ESENCIAL)

Fijación de precios máximos en boca de pozo

Libre

CONSUMO COMERCIAL GENERACIÓNELÉCTRICA

Exportaciónde derivados

Regulación de tarifas garantizando el equilibrio económico - financiero a lo largo del tiempo.

Elaboración: OEE –Osinergmin

dióxido de carbono y la que lanza menores emisiones a la atmósfera. Es, además, una energía económica y ecaz, una alternava segura y versál, capaz de sasfacer la demanda energéca y ene aplicaciones diversas como cocción de alimentos, calefacción de ambientes, combusbles para motores de combusón interna, etc.

a los combusbles líquidos, así como una reducción de hasta 100% de emisiones, lo que favorece el cuidado del medio ambiente. Por lo general el GN se ha ulizado de dos maneras: energéco y no energéco. El primero hace referencia a que el GN puede ser ulizado como fuente de energía independiente del sector que lo realice mientras que el segundo se reere al uso como materia prima, como por ejemplo en la industria petroquímica. A connuación se detallan estos dos usos.

Por otro lado, el uso de GN incrementará la seguridad en los hogares al reemplazar el GLP, pues no es tóxico ni corrosivo y en caso de fuga se disipa rápidamente. Asimismo el uso del GN, trae benecios en la salud de la población, debido a que, a diferencia del uso de los combusbles Uso energéco sólidos como la leña, residuos de culvos y bosta -que es responsable de la muerte prematura de millones de personas en el mundo-, el GN El GN es un combusble más económico para la generación de electricidad no ene consecuencias mortales.7 gracias a su rendimiento (sobre todo en ciclo combinado) y reducido impacto ambiental. En el sector industrial, reemplaza ventajosamente a Por otro lado, al no contener azufre ni plomo, su uso representa una otros combusbles, como el carbón o el kerosene, siendo ideal para la disminución de hasta 97% de emisiones contaminantes con respecto industria de la cerámica, del cemento, en la fabricación de vidrio, entre

otros. Estas industrias emplean varios pos de equipos, como hornos, secadores y calderas. También brinda benecios al sector residencial, comercial y de transporte por ser una fuente de energía más económica y menos contaminante y representan ahorros signicavos frente a los combusbles que habitualmente se ulizan en estos sectores. Véase el formato digital del anexo del presente capítulo para mayor detalle. Uso No Energéco

El GN también es ulizado como materia prima en la industria petroquímica y para la producción de amoníaco y urea en la industria del ferlizante. El metano (principal componente del GN) y el etano constuyen la materia base en procesos fundamentales de la petroquímica, como la producción de hidrógeno, metanol, de amoniaco, aceleno, ácido cianhídrico, etc. Todos estos fabricados se consideran punto de parda para la obtención de una amplia gama de productos comerciales.8

consumidores nales. Por esto úlmo, el transporte se constuye en una facilidad esencial que tradicionalmente ha sido realizada a través de gasoductos. No obstante, han surgido modalidades alternavas para situaciones donde el punto de origen está alejado del punto de desno, situación que hace inviable económicamente la construcción de ductos. A connuación se describen las tres modalidades de transporte ulizadas para el abastecimiento de GN: gasoductos, transporte marímo y transporte terrestre. Gasoductos

Es la forma más conocida y usada de transporte del GN a gran escala. Los gasoductos pueden unir distancias de hasta 3000 km, aproximadamente, y suelen tener una red de ductos que se conectan al ducto principal con el n de abastecer a las poblaciones cercanas a la trayectoria del mismo. Transporte marímo

1.3 Modalidades de transporte del Gas Natural Como se mencionó, una de las acvidades de la industria del GN es el transporte. Éste permite que la cadena producva del GN se complete, es decir que llegue de los pozos de extracción hasta los

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Se usa cuando las distancias son amplias entre el punto de producción y el de consumo. En este caso la construcción de un gasoducto llegaría a ser demasiado costosa. El transporte marímo puede comercializar dos pos de gas: en su forma comprimida (GNC) o en su forma licuefactada (GNL). -25-


Gráco N° 1-2: Costo Medio de Tecnologías Ulizadas 1/ US$/MMBTU 14 12 10 8 6

GNC Marítimo

4 2

GNL Terrestre

GNC Terrestre

GNL Marítimo

0 200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Distancia entre punto de suministro y punto de recepción(km)

GNC Terrestre

600 km

GNL Terrestre

1260 km

GNC Marítimo

1500 km

GNL Marítimo

1/ Evaluación con una demanda de 9 MMPCD Fuente: Ramirez, E. (2012)

Por ejemplo tomar la decisión de realizar el abastecimiento de GNL a través de transporte marímo, implica una infraestructura adicional:

Gas Natural Comprimido (GNC)

• Plantas regasicadoras en los puertos de desno.

• Compresión del GN en los módulos de transporte.

Transporte terrestre: gasoductos virtuales

• Carga y descarga de módulos de transporte.

Esta tecnología permite almacenar el GN a altas presiones, de manera que puede ser transportado en cisternas a las poblaciones cuya • Plantas de criogenización, las cuales enfrían el GN a -161°C hasta ubicación geográca es lejana de algún gasoducto y cuando no es no es reducir en 600 veces su volumen y lo convierten en líquido. viable económicamente la construcción de otro. La presión en la que se debe concentrar el gas varía en cada país; sin embargo, suele estar • El servicio de buques metaneros, los cuales cuentan con tanques entre 200 y 250 bar. Los principales proce¬sos de un sistema ‘virtual’ de acondicionados para mantener el GNL a la temperatura indicada y transporte y distribución de GNC, que moviliza el combusble desde la transportarlo de manera segura. Uno de estos buques metaneros estación de compresión hasta los consumidores nales (industriales, puede transportar hasta 170 mil metros cúbicos de GNL. vehiculares, residenciales y comerciales), son los siguientes:

Al igual que en el transporte marímo, la alternava de realizar el • Transporte del gas (en los módulos) hacia centro de consumo. abastecimiento a través del transporte terrestre permite transportar GNC o GNL. En contraste con el transporte marímo, los gasoductos • Entrega del GNC a los usuarios: de GNV y consumidores nales. virtuales resultan más beneciosos cuando la magnitud de la distancia a transportar es corta. • Rero de módulos vacía para su transporte a la Estación Madre.

Gas Natural Licuefactado (GNL)

Consiste en el enfriamiento mediante un proceso criogénico a temperaturas cercanas a -161°C, hasta el punto en que se condensa en líquido. El volumen obtenido es aproximadamente 600 veces menor que en su forma gaseosa, lo cual hace eciente su transporte por medio de cisternas. Al igual que el GNC, el uso de la tecnología del GNL es atracvo en situaciones en las que una población está muy alejada del gasoducto y no es económicamente eciente la construcción de otro exclusivo para el abastecimiento de dicha población.

En resumen, la decisión de realizar transporte marímo o terrestre y de la tecnología de GN debe considerar una serie de factores, entre los que destacan: el volumen transportado y la distancia entre el punto de origen y de desno. Así, de acuerdo a Ramirez (2012), al analizar la combinación ópma de transporte y modalidad para una demanda de 9 MMPCD, la elección de transporte GNC por la vía terrestre es la alternava más eciente si la distancia es menor a 600 km, mientras que el transporte marímo de GNL sería la recomendada cuando la distancia supere los 1,500 km. Véase el Gráco N° 1-2.


Gráco N° 1-2: Costo Medio de Tecnologías Ulizadas 1/ US$/MMBTU 14 12 10 8 6

GNC Marítimo

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GNL Terrestre

GNC Terrestre

GNL Marítimo

0 200

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1400

1600

1800

Distancia entre punto de suministro y punto de recepción(km)

GNC Terrestre

600 km

GNL Terrestre

1260 km

GNC Marítimo

1500 km

GNL Marítimo

1/ Evaluación con una demanda de 9 MMPCD Fuente: Ramirez, E. (2012)

Por ejemplo tomar la decisión de realizar el abastecimiento de GNL a través de transporte marímo, implica una infraestructura adicional:

Gas Natural Comprimido (GNC)

Esta tecnología permite almacenar el GN a altas presiones, de manera que puede ser transportado en cisternas a las poblaciones cuya ubicación geográca es lejana de algún gasoducto y cuando no es no es viable económicamente la construcción de otro. La presión en la que se debe concentrar el gas varía en cada país; sin embargo, suele estar • El servicio de buques metaneros, los cuales cuentan con tanques entre 200 y 250 bar. Los principales proce¬sos de un sistema ‘virtual’ de acondicionados para mantener el GNL a la temperatura indicada y transporte y distribución de GNC, que moviliza el combusble desde la transportarlo de manera segura. Uno de estos buques metaneros estación de compresión hasta los consumidores nales (industriales, puede transportar hasta 170 mil metros cúbicos de GNL. vehiculares, residenciales y comerciales), son los siguientes: • Plantas de criogenización, las cuales enfrían el GN a -161°C hasta reducir en 600 veces su volumen y lo convierten en líquido.

• Plantas regasicadoras en los puertos de desno.

• Compresión del GN en los módulos de transporte.

Transporte terrestre: gasoductos virtuales

• Carga y descarga de módulos de transporte.

En resumen, la decisión de realizar transporte marímo o terrestre y de la tecnología de GN debe considerar una serie de factores, entre los Consiste en el enfriamiento mediante un proceso criogénico a que destacan: el volumen transportado y la distancia entre el punto temperaturas cercanas a -161°C, hasta el punto en que se condensa en de origen y de desno. Así, de acuerdo a Ramirez (2012), al analizar líquido. El volumen obtenido es aproximadamente 600 veces menor la combinación ópma de transporte y modalidad para una demanda que en su forma gaseosa, lo cual hace eciente su transporte por de 9 MMPCD, la elección de transporte GNC por la vía terrestre es la medio de cisternas. Al igual que el GNC, el uso de la tecnología del GNL alternava más eciente si la distancia es menor a 600 km, mientras es atracvo en situaciones en las que una población está muy alejada que el transporte marímo de GNL sería la recomendada cuando la del gasoducto y no es económicamente eciente la construcción de distancia supere los 1,500 km. Véase el Gráco N° 1-2. otro exclusivo para el abastecimiento de dicha población. Gas Natural Licuefactado (GNL)

Al igual que en el transporte marímo, la alternava de realizar el • Transporte del gas (en los módulos) hacia centro de consumo. abastecimiento a través del transporte terrestre permite transportar GNC o GNL. En contraste con el transporte marímo, los gasoductos • Entrega del GNC a los usuarios: de GNV y consumidores nales. virtuales resultan más beneciosos cuando la magnitud de la distancia a transportar es corta. • Rero de módulos vacía para su transporte a la Estación Madre.

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Una vez descritas las características técnicoeconómicas de la industria de GN, es necesario analizar el desarrollo de esta industria a nivel internacional. En particular, cada país ha empleado diferentes mecanismos con el objetivo de promover esta industria, con resultados diferentes. Como se verá en el siguiente capítulo, los países con mayor dinamismo en la industria gasífera son aquellos que han establecido marcadores internacionales para dicho combustible, desvinculándolo de los marcadores internacionales del petróleo.


Una vez descritas las características técnicoeconómicas de la industria de GN, es necesario analizar el desarrollo de esta industria a nivel internacional. En particular, cada país ha empleado diferentes mecanismos con el objetivo de promover esta industria, con resultados diferentes. Como se verá en el siguiente capítulo, los países con mayor dinamismo en la industria gasífera son aquellos que han establecido marcadores internacionales para dicho combustible, desvinculándolo de los marcadores internacionales del petróleo.

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RADIOGRAFÍA INDUSTRIA

DE UNA

LOS MERCADOS DE GAS NATURAL EN EL MUNDO


RADIOGRAFÍA INDUSTRIA

DE UNA

LOS MERCADOS DE GAS NATURAL EN EL MUNDO

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Gráco N° 2-1: Comparación del Henry Hub y precios del petróleo WTI y Brent, enero 2000-enero 2014 30

Henry Hub

25

WTI 20 Brent U T B 15 M M / $ S U

10

5

0 0 0

0 2 e n e

L

a evolución del consumo de GN en los úlmos años indica que este combusble ha empezado a tener una posición cada vez más preponderante respecto a otros combusbles alternavos como el petróleo y el carbón a nivel mundial. Lo anterior se ha manifestado en el desarrollo a nivel mundial de mercados spots dinámicos; no obstante, estos mercados regionales se han formado de acuerdo a factores como la disponibilidad inicial de recursos naturales y los procesos de reforma llevados a cabo en cada país.

0 0 0 2 p e s

1 0 0 2 y a

2 0 0 2 e n m e

2 0 0 2 p e s

3 0 0 2 y a

4 0 0 2 e n m e

4 0 0 2 p e s

5 0 0 2 y a

6 0 0 2 e n m e

6 0 0 2 p e s

7 0 0 2 y a

8 0 0 2 e n m e

8 0 0 2 p e s

9 0 0 2 y a

0 1 0 2 e n m e

0 1 0 2 p e s

1 1 0 2 y a

2 1 0 2 e n m e

2 1 0 2 p e s

3 1 0 2 y a

4 1 0 2 e n m e

Fuente: EIA. Elaboración: OEE-Osinergmin

mostrado en el Gráco N° 2-1 donde se aprecia que el precio del Henry Hub comienza a disociarse de los marcadores internacionales del petróleo desde seembre del 2008. También, para ver las principales infraestructuras del mercado de GNL en el planeta véase la Ilustración N° 2-1.

De acuerdo a Vásquez et al (2013a), existe evidencia de cointegración entre los mercados de Europa y Asia, pero no así entre estas regiones y Norteamérica. Ello se debería en parte a que en Norteamérica ya se ene un mercado spot de GN, mientras que en los otros dos En EE.UU. el sistema se ha desarrollado alrededor de un conjunto de connentes aún son importantes los contratos de largo plazo indexados hubs, en el que la interconexión de los gasoductos permite el ujo de al precio del petróleo y el comercio a través de ductos, sobre todo en GN de diferentes fuentes y se redistribuye a diferentes lugares. Uno países como Alemania. A connuación se detallan cada uno de estos de los principales puntos de interconexión es el Henry Hub, que se mercados: EE.UU., Europa y Asia. ha converdo en la pieza central del sistema de precios de GN, y en el referente para el comercio en el mercado de futuros del NYMEX 2.1 La industria del gas natural en Estados Unidos (Vásquez et al 2013a). La evolución de la industria de GN en ese país se podría dividir en las Por otra parte, y a diferencia de los otros países de la Unión Europea, en siguientes cinco eras: a) la era del desarrollo comprendido entre los el Reino Unido se ha desarrollado un punto de negociación hipotéco años 1910 y 1950; b) la era de la regulación, entre los años 50 y 70; c) la llamado NBP (Naonal Balancing Point). Este punto, al igual que el era de la ineciencia del mercado, entre nes de los años 70 y mediados Henry Hub, ha permido la creación de mercados de GN más líquidos, de los 80, donde hubo, entre otras cosas, cortes y precios no guiados desvinculándolos contractualmente del precio del petróleo. Esto es por el mercado; d) la era del ajuste, restructuración y desregulación,

entre nes de los 80 y el 2010, caracterizada por la desregulación de precios en boca de pozo, el desarrollo del mercado de futuros, la introducción de comercializadores; y e) la era del fortalecimiento de la regulación iniciado a mediados del 2010, a consecuencia del derrame de petróleo en el Golfo de México (atribuido a la reducción de la regulación de la seguridad en el golfo; la consecuencia fue el mayor derrame de petróleo en la historia -4.4 MMBls verdos en cuatro meses, a razón de 40 a 60 MBPD-, que dejó 11 trabajadores muertos y un daño ambiental gigantesco). En EE.UU. se produjeron importantes cambios sicos relacionados a un signicavo incremento de la capacidad de transporte, desarrollo de alta velocidad de entrega y almacenamiento, desarrollo de nuevos ductos y mayores interconexiones, y una serie de avances tecnológico s. También se registraron cambios en la estructur a de la industria, como un mayor énfasis en el fomento de la competencia y regulación ambiental, una paulana reducción de los operadores de ductos a solo el transporte, acceso abierto a los explotadores para el desarrollo de nueva oferta, desregulación de los precios en boca de pozo, y el surgimiento de un mercado secundario donde se transa capacidad de transporte. Como se verá más adelante en EE.UU. se ha desarrollado una inmensa red de ductos para el abastecimiento de su demanda interna, por lo que la mayor parte de sus importaciones de

GN es a través de ductos. No obstante, también ha desarrollado una serie de plantas regasicadoras para importar GNL, principalmente de Trinidad y Tobago. Los efectos de la reestructuración de la industria fueron: el incremento de la competencia en el mercado, la introducción de nuevos agentes como los comercializadores, el desarrollo de Hubs y centros de comercialización, la creación de oportunidades de mercado en base al manejo de riesgos, la adaptación de tecnologías, la mayor orientación al consumidor y nuevas estrategias de negocios, incluyendo pos de contratos y la paulana reducción de transporstas a operadores de redes. Otro de los efectos de la reestructuración fue el desarrollo de instrumentos nancieros (contratos a futuro, forwards y derivados). El 3 de abril de 1990 se lanzó en NYMEX el primer contrato de futuros de GN. El punto de entrega de este contrato fue elHenry Hub. En este punto se interconecta el gasoducto Sabine Pipe Line Co. con otros doce gasoductos. El éxito de este contrato se debió a la necesidad de cubrir los riesgos de la volalidad de los precios para las distribuidoras locales y a la ausencia de restricciones de capacidad en el punto elegido. Los contratos que toman como referencia este punto permiten gesonar el riesgo por variaciones en los precios entre los puntos de entrega y


Gráco N° 2-1: Comparación del Henry Hub y precios del petróleo WTI y Brent, enero 2000-enero 2014 30

Henry Hub

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WTI 20 Brent U T B 15 M M / $ S U

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3 1 0 2 y a

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Fuente: EIA. Elaboración: OEE-Osinergmin

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a evolución del consumo de GN en los úlmos años indica que este combusble ha empezado a tener una posición cada vez más preponderante respecto a otros combusbles alternavos como el petróleo y el carbón a nivel mundial. Lo anterior se ha manifestado en el desarrollo a nivel mundial de mercados spots dinámicos; no obstante, estos mercados regionales se han formado de acuerdo a factores como la disponibilidad inicial de recursos naturales y los procesos de reforma llevados a cabo en cada país.

mostrado en el Gráco N° 2-1 donde se aprecia que el precio del Henry Hub comienza a disociarse de los marcadores internacionales del petróleo desde seembre del 2008. También, para ver las principales infraestructuras del mercado de GNL en el planeta véase la Ilustración N° 2-1.

De acuerdo a Vásquez et al (2013a), existe evidencia de cointegración entre los mercados de Europa y Asia, pero no así entre estas regiones y Norteamérica. Ello se debería en parte a que en Norteamérica ya se ene un mercado spot de GN, mientras que en los otros dos En EE.UU. el sistema se ha desarrollado alrededor de un conjunto de connentes aún son importantes los contratos de largo plazo indexados hubs, en el que la interconexión de los gasoductos permite el ujo de al precio del petróleo y el comercio a través de ductos, sobre todo en GN de diferentes fuentes y se redistribuye a diferentes lugares. Uno países como Alemania. A connuación se detallan cada uno de estos de los principales puntos de interconexión es el Henry Hub, que se mercados: EE.UU., Europa y Asia. ha converdo en la pieza central del sistema de precios de GN, y en el referente para el comercio en el mercado de futuros del NYMEX 2.1 La industria del gas natural en Estados Unidos (Vásquez et al 2013a). La evolución de la industria de GN en ese país se podría dividir en las Por otra parte, y a diferencia de los otros países de la Unión Europea, en siguientes cinco eras: a) la era del desarrollo comprendido entre los el Reino Unido se ha desarrollado un punto de negociación hipotéco años 1910 y 1950; b) la era de la regulación, entre los años 50 y 70; c) la llamado NBP (Naonal Balancing Point). Este punto, al igual que el era de la ineciencia del mercado, entre nes de los años 70 y mediados Henry Hub, ha permido la creación de mercados de GN más líquidos, de los 80, donde hubo, entre otras cosas, cortes y precios no guiados desvinculándolos contractualmente del precio del petróleo. Esto es por el mercado; d) la era del ajuste, restructuración y desregulación,

entre nes de los 80 y el 2010, caracterizada por la desregulación de precios en boca de pozo, el desarrollo del mercado de futuros, la introducción de comercializadores; y e) la era del fortalecimiento de la regulación iniciado a mediados del 2010, a consecuencia del derrame de petróleo en el Golfo de México (atribuido a la reducción de la regulación de la seguridad en el golfo; la consecuencia fue el mayor derrame de petróleo en la historia -4.4 MMBls verdos en cuatro meses, a razón de 40 a 60 MBPD-, que dejó 11 trabajadores muertos y un daño ambiental gigantesco). En EE.UU. se produjeron importantes cambios sicos relacionados a un signicavo incremento de la capacidad de transporte, desarrollo de alta velocidad de entrega y almacenamiento, desarrollo de nuevos ductos y mayores interconexiones, y una serie de avances tecnológico s. También se registraron cambios en la estructur a de la industria, como un mayor énfasis en el fomento de la competencia y regulación ambiental, una paulana reducción de los operadores de ductos a solo el transporte, acceso abierto a los explotadores para el desarrollo de nueva oferta, desregulación de los precios en boca de pozo, y el surgimiento de un mercado secundario donde se transa capacidad de transporte. Como se verá más adelante en EE.UU. se ha desarrollado una inmensa red de ductos para el abastecimiento de su demanda interna, por lo que la mayor parte de sus importaciones de

GN es a través de ductos. No obstante, también ha desarrollado una serie de plantas regasicadoras para importar GNL, principalmente de Trinidad y Tobago. Los efectos de la reestructuración de la industria fueron: el incremento de la competencia en el mercado, la introducción de nuevos agentes como los comercializadores, el desarrollo de Hubs y centros de comercialización, la creación de oportunidades de mercado en base al manejo de riesgos, la adaptación de tecnologías, la mayor orientación al consumidor y nuevas estrategias de negocios, incluyendo pos de contratos y la paulana reducción de transporstas a operadores de redes. Otro de los efectos de la reestructuración fue el desarrollo de instrumentos nancieros (contratos a futuro, forwards y derivados). El 3 de abril de 1990 se lanzó en NYMEX el primer contrato de futuros de GN. El punto de entrega de este contrato fue elHenry Hub. En este punto se interconecta el gasoducto Sabine Pipe Line Co. con otros doce gasoductos. El éxito de este contrato se debió a la necesidad de cubrir los riesgos de la volalidad de los precios para las distribuidoras locales y a la ausencia de restricciones de capacidad en el punto elegido. Los contratos que toman como referencia este punto permiten gesonar el riesgo por variaciones en los precios entre los puntos de entrega y

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Ilustración N° 2-1: Infraestructura de GNL y principales gasoductos en el planeta, año 2014

MÉXICO, 4

Trans-Canada 3,227 Km.

RUSIA, 5 OTROS, 16

REPÚBLICA DOMINICANA, 1

TRINIDAD Y TOBAGO,1

PUERTORICO, 1

8%

REINO UNIDO,5 CANADÁ,18

FRANCIA, ITALIA ,13 9

4%

Rockies Trans-Continental Express2,700 Km. 2,389Km.

EGIPTO,2 ARGELIA, 3

Norte América Sur y Centro América

NordStream 1,221 Km.

Europa y Eurasia

Yamal-Europe4,197Km.

GUINEA ECUATORIAL, 4 ANGOLA, 1 NIGERIA,4

31% China West East 8,707 Km.

OTROS, CHINA, 16 S I A , 9 16

Trans-Mediterranean 2,591 Km.

AUSTRALIA, 14

Trans-Saharan(Planeado) 4,128 Km.

PERÚ, ARGENTINA, 1 1

6%

8%

ESPAÑA,9

USA, 50

Northern Border2,239Km.

LAS BAHAMAS, 1

Gráco N° 2-2: Reservas probadas en el planeta, 2013

GASUN(Planeado) 4,989Km.

E N D O N I

Medio Oriente 43%

África

JAPÓN,32

KOREA,7

OTROS,4

Asia Pacífico

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS,4 QATAR,2

VENEZUELA, 2

BRASIL, 3

Fuente: BP Stascal Review of World. Elaboración: OEE-Osinergmin

CHILE, 2

11 Principales gaseoductos Terminal de GNL (Incluye plantas de Regasificación y de Licuefacción)

57

85 102

Terminal de GNL por continentes América Asia Europa África

Fuente: Bloomberg, GE’s Tchonologist. Elaboración: OEE -Osinergmin

de salida en cuanto haya correlación entre los precios de compra y de interno. Este gas entra en Europa principalmente por tres grandes venta con el precio del Henry Hub. En estos mercados parcipan no sistemas de gasoductos, el mayor de los cuales pasa por Ucrania, el sólo comercializadores y productores de GN, sino empresas dedicadas segundo por Bielorrusia y un tercero por Turquía. exclusivamente al trading de estos instrumentos nancieros. En los úlmos años se ha dado la construcción del gasoducto europeo del norte, o llamado North Stream, el cual permite a Rusia suministrar 2.2 La industria del gas natural en Europa gas directamente a Europa, por debajo del Mar Bálco hacia Alemania. El connente europeo ha sido abastecido tradicionalmente a través Asimismo, existe un proyecto para la construcción del South Stream de ductos en lugar de GNL. En el año 2013, la importación de gas a que consiste en la construcción de un gasoducto que aspira a unir través de ductos representó el 90.3% del total importado a esa zona. Rusia con Bulgaria, donde se bifurcará en un ramal del norte que Esto se debió al desplazamiento de grandes redes sicas de ductos pasará por Serbia, Rumanía, Hungría y Austria, y en uno del sur que lo en toda Europa, como herramienta de una integración energéca hará a través de Grecia, con posibilidad de conexión con Italia. interconectada, que garanzara el abastecimiento del mercado

Los mecanismos de comercialización en el connente europeo más ulizados han sido dos: (i) uso del método netback para jar precios y (ii) contratos de largo plazo con grandes volúmenes negociados.

2.4 Reservas probadas de gas natural en el planeta

El desarrollo connuo de la industria de GN y de las industrias dependientes de ella en un país determinado necesitará del recurso natural como principal insumo. En ese sendo, un país puede obtener 2.3 La industria del gas natural en Asia GN a través de dos formas: de recursos propios y a través del comercio Esta región se caracteriza por depender de las importaciones de GN internacional. A connuación se detalla el nivel de reservas en el únicamente en forma de GNL, debido a la falta de recursos naturales mundo por connentes así como la producción y el consumo a nivel y a su ubicación geográca, que no permite la importación a través mundial. Asimismo, se analiza el comercio internacional de GN, y las de ductos. Para ello, se ha desplazado un considerable número de nuevas modalidades que enden a usarse en los ujos internacionales: terminales para el procesamiento del GNL importado. GNL. El término reservas probadas se reere a la candad de GN que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, se puede esmar con un alto grado de conanza. Pueden ser recuperables comercialmente a parr de una fecha determinada, de yacimientos explorados, y bajo las condiciones económicas actuales. Estas reservas, Por ejemplo, los contratos de compra de GNL rmados por Japón son aun siendo limitadas, son muy importantes. Las esmaciones de su generalmente negociados a través del METI (Ministry of Economy, dimensión a nivel mundial connúan progresando a medida que se Trade, and Industry ) y debido a los altos costos de capital que implican, desarrollan nuevas técnicas de exploración y explotación. En elGráco enden a ser de largo plazo, del orden de 20 a 25 años. En algunos casos N° 2-3 se muestra la distribución de reservas probadas de GN en el se incluyen cláusulas Take or Pay, lo que signica que los importadores mundo en el año 2013. deben de pagar por el gas así sea consumido o no. En Asia la industria del GNL se desarrolló desde los años 70. Esta se conviró en la región más dinámica en cuanto al comercio de este combusble, al punto que incluye al principal importador a nivel mundial, que es Japón, y al principal exportador, que es Qatar.


Ilustración N° 2-1: Infraestructura de GNL y principales gasoductos en el planeta, año 2014

MÉXICO, 4

Trans-Canada 3,227 Km.

RUSIA, 5 OTROS, 16

REPÚBLICA DOMINICANA, 1

TRINIDAD Y TOBAGO,1

PUERTORICO, 1

8%

REINO UNIDO,5 CANADÁ,18

FRANCIA, ITALIA ,13 9

Norte América

4%

Sur y Centro América NordStream 1,221 Km.

Rockies Express2,700 Km. Trans-Continental 2,389Km.

Europa y Eurasia

Yamal-Europe4,197Km.

GUINEA ECUATORIAL, 4 ANGOLA, 1 NIGERIA,4

31% China West East 8,707 Km.

EGIPTO,2 ARGELIA, 3

Trans-Mediterranean 2,591 Km.

GASUN(Planeado) 4,989Km.

Medio Oriente

OTROS, CHINA, 16 S I A , 9 16 AUSTRALIA, 14

Trans-Saharan(Planeado) 4,128 Km.

PERÚ, ARGENTINA, 1 1

6%

8%

ESPAÑA,9

USA, 50

Northern Border2,239Km.

LAS BAHAMAS, 1

Gráco N° 2-2: Reservas probadas en el planeta, 2013

43%

E N D O N I

África

JAPÓN,32

KOREA,7

OTROS,4

Asia Pacífico

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS,4 QATAR,2

VENEZUELA, 2

BRASIL, 3


CHILE, 2

11

57

Principales gaseoductos Terminal de GNL (Incluye plantas de Regasificación y de Licuefacción)

85 102

Terminal de GNL por continentes América Asia Europa África

Fuente: Bloomberg, GE’s Tchonologist. Elaboración: OEE -Osinergmin

de salida en cuanto haya correlación entre los precios de compra y de interno. Este gas entra en Europa principalmente por tres grandes venta con el precio del Henry Hub. En estos mercados parcipan no sistemas de gasoductos, el mayor de los cuales pasa por Ucrania, el sólo comercializadores y productores de GN, sino empresas dedicadas segundo por Bielorrusia y un tercero por Turquía. exclusivamente al trading de estos instrumentos nancieros. En los úlmos años se ha dado la construcción del gasoducto europeo del norte, o llamado North Stream, el cual permite a Rusia suministrar 2.2 La industria del gas natural en Europa gas directamente a Europa, por debajo del Mar Bálco hacia Alemania. El connente europeo ha sido abastecido tradicionalmente a través Asimismo, existe un proyecto para la construcción del South Stream de ductos en lugar de GNL. En el año 2013, la importación de gas a que consiste en la construcción de un gasoducto que aspira a unir través de ductos representó el 90.3% del total importado a esa zona. Rusia con Bulgaria, donde se bifurcará en un ramal del norte que Esto se debió al desplazamiento de grandes redes sicas de ductos pasará por Serbia, Rumanía, Hungría y Austria, y en uno del sur que lo en toda Europa, como herramienta de una integración energéca hará a través de Grecia, con posibilidad de conexión con Italia. interconectada, que garanzara el abastecimiento del mercado

2.4 Reservas probadas de gas natural en el planeta

Los mecanismos de comercialización en el connente europeo más ulizados han sido dos: (i) uso del método netback para jar precios y (ii) contratos de largo plazo con grandes volúmenes negociados.

El desarrollo connuo de la industria de GN y de las industrias dependientes de ella en un país determinado necesitará del recurso natural como principal insumo. En ese sendo, un país puede obtener GN a través de dos formas: de recursos propios y a través del comercio Esta región se caracteriza por depender de las importaciones de GN internacional. A connuación se detalla el nivel de reservas en el únicamente en forma de GNL, debido a la falta de recursos naturales mundo por connentes así como la producción y el consumo a nivel y a su ubicación geográca, que no permite la importación a través mundial. Asimismo, se analiza el comercio internacional de GN, y las de ductos. Para ello, se ha desplazado un considerable número de nuevas modalidades que enden a usarse en los ujos internacionales: terminales para el procesamiento del GNL importado. GNL.

2.3 La industria del gas natural en Asia

El término reservas probadas se reere a la candad de GN que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, se puede esmar con un alto grado de conanza. Pueden ser recuperables comercialmente a parr de una fecha determinada, de yacimientos explorados, y bajo las condiciones económicas actuales. Estas reservas, Por ejemplo, los contratos de compra de GNL rmados por Japón son aun siendo limitadas, son muy importantes. Las esmaciones de su generalmente negociados a través del METI (Ministry of Economy, dimensión a nivel mundial connúan progresando a medida que se Trade, and Industry ) y debido a los altos costos de capital que implican, desarrollan nuevas técnicas de exploración y explotación. En elGráco enden a ser de largo plazo, del orden de 20 a 25 años. En algunos casos N° 2-3 se muestra la distribución de reservas probadas de GN en el se incluyen cláusulas Take or Pay, lo que signica que los importadores mundo en el año 2013. deben de pagar por el gas así sea consumido o no. En Asia la industria del GNL se desarrolló desde los años 70. Esta se conviró en la región más dinámica en cuanto al comercio de este combusble, al punto que incluye al principal importador a nivel mundial, que es Japón, y al principal exportador, que es Qatar.

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Gráco N° 2-3: Producción de gas natural en el planeta, 2013

Gráco N° 2-4: Consumo de gas natural en el planeta, 2013

Norte América

Norte América

19%

14% 27%

Sur y Centro América

6%

Europa y Eurasia 17%

5%

Medio Oriente

Europa y Eurasia

13%

5%

Asia Pacífico


En el gráco N° 2-2 anterior se observa que la mayor parte de las 2.5 Producción y consumo de gas natural en el planeta reservas probadas de GN en el mundo se encuentra en el Medio Oriente (43%). Entre los países que destacan por el gran volumen de Producción de gas natural en el 2013 estas reservas se encuentra Irán (1,193 TCF), Qatar (872 TCF), Arabia Saudita (291 TCF), y Emiratos Árabes Unidos (215 TCF). La producción mundial en el año 2013 fue de 3,370 BCM, lo que signicó un crecimiento de 0.8% con respecto al año anterior (3,343 BCM). El La segunda región con mayor candad de reservas de este po es Gráco N° 2-3 muestra porcentualmente el nivel de producción en las Europa y Eurasia (31%). Esto se debe a la presencia de dos países con disntas regiones del planeta. altos volúmenes de estas reservas: Rusia (1,104 TCF) y Turkmenistán (617 TCF). La tercera región es Asia Pacíco (8%). En esta zona, los La principal región productora de GN en el mundo es Europa y Eurasia países con mayor volumen de reservas probadas son Australia (130 (31% del total) debido a la gran producción de Rusia (605 BCM) y TCF), China (116 TCF) e Indonesia (103 TCF). La cuarta región es África, Noruega (109 BCM). donde los países con mayor volumen de reservas probadas son Nigeria (179 TCF) y Argelia (159 TCF). La quinta región es Norteamérica (6%): Norteamérica es el segundo mayor productor de GN en el mundo, aquí gura en menor proporción Canadá (71.4 TCF) y en gran medida con el 27% del total. EE.UU. es el principal productor regional (688 EE.UU. (330 TCF). BCM), seguido por Canadá (155 BCM). La tercera región con mayor producción en el mundo es Medio Oriente (17% del total), destacando Lanoamérica -incluido Centroamérica- ene el 4% de las reservas Irán (167 BCM), Qatar (159 BCM), y Arabia Saudita (103 BCM). En Asia probadas de GN en el mundo. Aquí Venezuela que ene el mayor Pacíco destaca China (117 BCM) e Indonesia (70 BCM). En África, volumen de reservas probadas (197 TCF), muy superior al del resto de destaca Argelia (79 BCM) y Egipto (56 BCM). países de esta región. Respecto a Sudamérica y Centroamérica, los que tuvieron mayor producción fueron Trinidad y Tobago (43 BCM) y Venezuela (28 BCM).

Medio Oriente África

África 31%


27% 4%

32%

Asia Pacífico


Consumo de gas natural en el planeta, 2013

Este energéco representó el 23.7% del consumo de energía primaria a nivel mundial. En el 2013, el volumen consumido fue de 3,348 BCM, lo que representó un incremento de 1.4% en comparación al año anterior (3,311 BCM). Véase el Gráco N° 2-4.

2.6 Comercio de gas natural en el planeta: principales ujos comerciales

En Norteamérica, EE.UU. fue el país que realizó los mayores ujos comerciales; sin embargo, disminuyó su volumen de exportaciones e importaciones con respecto al año anterior debido al mayor autoabastecimiento. Sus importaciones se realizaron mediante La principal región que consume GN en el mundo es Europa y Eurasia gasoducto, que provino de Canadá. Por GNL, las importaciones (32% del total). Esto se debe a que alberga un gran número de países provinieron de Trinidad y Tobago. En cuanto a sus exportaciones, sus consumidores, entre los que destaca Rusia (414 BCM). principales desnos fueron Japón y Argenna. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presente capítulo. La segunda región con mayor consumo de GN es Norteamérica (27% del total), donde se ubica el principal consumidor, EE.UU. (737 Respecto a Sudamérica y Centroamérica, Trinidad y Tobago presenta BCM, superior en 78% al consumo de Rusia). La tercera región más el mayor volumen exportado mediante GNL. Sus principales desnos importante en cuanto consumo de GN es Asia Pacíco (19% del total), fueron EE.UU., Argenna, Brasil y España. Por su parte, Perú viene donde destaca China (162 BCM) y Japón (117 BCM). El Medio Oriente aumentando el volumen de GNL exportado, con México y España es la cuarta región con mayor consumo de GN, destacando Irán como principales mercados de desno. Finalmente, Bolivia abastece a (162 BCM) y Arabia Saudita (103 BCM). La quinta región con mayor Brasil y Argenna por gasoductos. consumo está formada por América del Sur y Centroamérica: aquí el mayor consumidor fue Argenna (48 BCM). Respecto a África, Egipto En cuanto a Europa y Eurasia, el abastecimiento de GN para Alemania registró el mayor volumen consumido (56 BCM). se realiza mediante gasoductos que permiten importar desde Noruega, Rusia y Holanda. Es el mayor importador de GN del mundo mediante


Gráco N° 2-3: Producción de gas natural en el planeta, 2013

Gráco N° 2-4: Consumo de gas natural en el planeta, 2013

Norte América

Norte América

19%

14%


27% 6%

Europa y Eurasia 17%

Medio Oriente

5%


27% 4%

Europa y Eurasia

13%

Medio Oriente

5%

África

África 31%

Asia Pacífico

Asia Pacífico

32%



En el gráco N° 2-2 anterior se observa que la mayor parte de las 2.5 Producción y consumo de gas natural en el planeta reservas probadas de GN en el mundo se encuentra en el Medio Oriente (43%). Entre los países que destacan por el gran volumen de Producción de gas natural en el 2013 estas reservas se encuentra Irán (1,193 TCF), Qatar (872 TCF), Arabia Saudita (291 TCF), y Emiratos Árabes Unidos (215 TCF). La producción mundial en el año 2013 fue de 3,370 BCM, lo que signicó un crecimiento de 0.8% con respecto al año anterior (3,343 BCM). El La segunda región con mayor candad de reservas de este po es Gráco N° 2-3 muestra porcentualmente el nivel de producción en las Europa y Eurasia (31%). Esto se debe a la presencia de dos países con disntas regiones del planeta. altos volúmenes de estas reservas: Rusia (1,104 TCF) y Turkmenistán (617 TCF). La tercera región es Asia Pacíco (8%). En esta zona, los La principal región productora de GN en el mundo es Europa y Eurasia países con mayor volumen de reservas probadas son Australia (130 (31% del total) debido a la gran producción de Rusia (605 BCM) y TCF), China (116 TCF) e Indonesia (103 TCF). La cuarta región es África, Noruega (109 BCM). donde los países con mayor volumen de reservas probadas son Nigeria (179 TCF) y Argelia (159 TCF). La quinta región es Norteamérica (6%): Norteamérica es el segundo mayor productor de GN en el mundo, aquí gura en menor proporción Canadá (71.4 TCF) y en gran medida con el 27% del total. EE.UU. es el principal productor regional (688 EE.UU. (330 TCF). BCM), seguido por Canadá (155 BCM). La tercera región con mayor producción en el mundo es Medio Oriente (17% del total), destacando Lanoamérica -incluido Centroamérica- ene el 4% de las reservas Irán (167 BCM), Qatar (159 BCM), y Arabia Saudita (103 BCM). En Asia probadas de GN en el mundo. Aquí Venezuela que ene el mayor Pacíco destaca China (117 BCM) e Indonesia (70 BCM). En África, volumen de reservas probadas (197 TCF), muy superior al del resto de destaca Argelia (79 BCM) y Egipto (56 BCM). países de esta región. Respecto a Sudamérica y Centroamérica, los que tuvieron mayor producción fueron Trinidad y Tobago (43 BCM) y Venezuela (28 BCM).

2.6 Comercio de gas natural en el planeta: principales ujos comerciales

Consumo de gas natural en el planeta, 2013

Este energéco representó el 23.7% del consumo de energía primaria a nivel mundial. En el 2013, el volumen consumido fue de 3,348 BCM, lo que representó un incremento de 1.4% en comparación al año anterior (3,311 BCM). Véase el Gráco N° 2-4.

En Norteamérica, EE.UU. fue el país que realizó los mayores ujos comerciales; sin embargo, disminuyó su volumen de exportaciones e importaciones con respecto al año anterior debido al mayor autoabastecimiento. Sus importaciones se realizaron mediante La principal región que consume GN en el mundo es Europa y Eurasia gasoducto, que provino de Canadá. Por GNL, las importaciones (32% del total). Esto se debe a que alberga un gran número de países provinieron de Trinidad y Tobago. En cuanto a sus exportaciones, sus consumidores, entre los que destaca Rusia (414 BCM). principales desnos fueron Japón y Argenna. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presente capítulo. La segunda región con mayor consumo de GN es Norteamérica (27% del total), donde se ubica el principal consumidor, EE.UU. (737 Respecto a Sudamérica y Centroamérica, Trinidad y Tobago presenta BCM, superior en 78% al consumo de Rusia). La tercera región más el mayor volumen exportado mediante GNL. Sus principales desnos importante en cuanto consumo de GN es Asia Pacíco (19% del total), fueron EE.UU., Argenna, Brasil y España. Por su parte, Perú viene donde destaca China (162 BCM) y Japón (117 BCM). El Medio Oriente aumentando el volumen de GNL exportado, con México y España es la cuarta región con mayor consumo de GN, destacando Irán como principales mercados de desno. Finalmente, Bolivia abastece a (162 BCM) y Arabia Saudita (103 BCM). La quinta región con mayor Brasil y Argenna por gasoductos. consumo está formada por América del Sur y Centroamérica: aquí el mayor consumidor fue Argenna (48 BCM). Respecto a África, Egipto En cuanto a Europa y Eurasia, el abastecimiento de GN para Alemania registró el mayor volumen consumido (56 BCM). se realiza mediante gasoductos que permiten importar desde Noruega, Rusia y Holanda. Es el mayor importador de GN del mundo mediante

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Gráco N° 2-5: Matriz energéca histórica y proyectada al 2025 en el planeta

Gráco N° 2-6: Reservas de Shale Gas en el planeta, 2011 China

1275

4% Argentina

7% 5%

7% 4%

2%

Petróleo

30%

7% 1%

33%

6%

Mexico

681

2013 Gas natural

Sudáfrica

485

Estados Unidos

38% 25%

774

Carbón

2000

30%

Nuclear

482

Australia

396

Canadá

388

Libia

29% Hidroelectricidad

23% 24%

2025 25%

Renovables

290

Argeria

231

Brasil

226 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

TCF Fuente: BP Stascal Review of World. Elaboración: OEE-Osinergmin

gasoductos. En tanto, Noruega es netamente exportadora mediante gasoductos, siendo sus principales desnos Alemania, Francia y el Reino Unido. Por su parte, Rusia ene un mercado desarrollado mediante gasoductos. Es el mayor exportador vía gasoductos y ene como principales desnos a Alemania, Italia, Turquía y Ucrania.

los principales es la transformación de la matriz energéca, otorgando compevidad a las centrales de GN frente a otras fuentes de generación térmicas como el diesel o el carbón. A connuación se describe la matriz energéca actual a nivel mundial, enfazando la importancia del GN en el mismo

En Medio Oriente, destaca Qatar con sus exportaciones de GNL. Sus principales desnos son Japón, India, China, Corea del Sur y el Reino Unido. En el 2013, Medio Oriente fue el mayor exportador de GNL en el mundo.

2.7 Matriz energéca en el planeta

La matriz energéca mundial ha dependido en gran medida del petróleo y el carbón. Como tercera fuente estaba el GN. Sin embargo a diferencia de los primeros combusbles, el GN es mucho menos Respecto a África, Argelia presentó el mayor volumen de exportaciones contaminante, pues conene menores niveles de dióxido de carbono. mediante la vía de gasoductos y tuvo como principales desnos a Italia Además, es más eciente puesto que necesita menos consumo y España. A través de GNL, lo hizo a Francia, Turquía y España. para generar la misma candad de energía, de modo que mejora la calidad de productos, la compevidad en la industria y ayuda a la En el Asia-Pacíco, en el 2013, Japón fue el mayor importador de GNL diversicación de la canasta de combusbles. Todo esto minimiza los del mundo. Este provenía principalme nte de Rusia, Qatar, Australia shocks externos del petróleo. y Malasia. Corea del Sur presentó volúmenes signicavos de importaciones de GNL desde Qatar, Indonesia, Malasia y Omán. El GN también es eciente para la generación eléctrica debido al menor costo variable frente al carbón. Las plantas de gas requieren Como se mencionó al inicio de esta sección, el hecho de que un de un menor empo de construcción que las centrales de generación país pueda contar con una fuente energéca como el GN, implica tradicionales, lo que se suma a las ventajas ya mencionadas. implícitamente cambios en varios sectores de su economía. Uno de

Fuente: EIA, 2011

En el Gráco N° 2-5 se muestra la matriz energéca en el año 2000 y 2013 más una proyección para el año 2025. Así la tendencia es que para el 2025 el GN represente una cuarta parte de las fuentes de generación de energía, mientras que el petróleo solo represente el 30%. Esto muestra una sustución de los energécos debido al objevo de minimizar shocks externos, diversicación energéca y polícas ambientales a nivel mundial.

debajo de la erra para así fracturar las rocas y permir la liberación del gas. Esta técnica ha permido la extracción del shale gas en grandes candades y ha dado un impulso general a la industria y al empleo en países como EE.UU. Para más detalle véase en el formato digital del anexo del presente capítulo.

De acuerdo a EIA (2011), los países con mayor candad de reservas de shale gas son China, Argenna y México. Véase elGráco N° 2-6. A la fecha, en China se están desarrollando proyectos de exploración de gas 2.8 El gas de esquisto (shale gas) de esquisto en conjunto con compañías de otros países: Shell y Statoil Como conclusión al segundo capítulo, se ha visto conveniente están trabajando en conjunto con PetroChina: Hess con Sinochem y BP desarrollar brevemente el gas de esquisto por su implicancia mundial con Sinopec. Otros países con potenciales reservas de shale gas son la futura en la industria del GN. Dicho combusble modicaría el India, el Reino Unido y los países del Este de Europa. escenario energéco internacional en un futuro, otorgando mayores ventajas a los países que puedan explotar ampliamente esta forma de El objevo del segundo capítulo ha sido el de presentar al lector la gas. industria del GN a nivel mundial. El análisis de los mercados mundiales de GN permirá que el lector sitúe al Perú en el contexto internacional, El shale gas, conocido como gas de esquisto o gas pizarra, es una comparándolo con las grandes potencias de este energéco en cuanto forma de GN que se encuentra atrapada dentro de los esquistos, a infraestructura de redes y GNL, así como en los ujos comerciales. En rocas sedimentarias de grano no. Los grandes avances tecnológicos efecto, el Perú aún presenta una producción y un consumo de GN limitada han permido que su extracción sea viable económicamente gracias a escala regional y mundial. Nuestro país ene un largo camino para a la fracturación hidráulica o fracking, técnica que consiste en inyectar desarrollar su industria de GN. En los Capítulos 3 y 4 se describen los millones de galones de agua, arena y químicos a elevada presión por inicios de la industria de GN, y en concreto del Proyecto Camisea.


Gráco N° 2-5: Matriz energéca histórica y proyectada al 2025 en el planeta

Gráco N° 2-6: Reservas de Shale Gas en el planeta, 2011 China

1275

4% Argentina

7% 5%

7% 4%

2%

Petróleo

30%

7% 1%

33%

6%

Mexico

681

2013 Gas natural

Sudáfrica

485

Estados Unidos

38% 25%

774

Carbón

2000

30%

Nuclear

482

Australia

396

Canadá

388

Libia

29% Hidroelectricidad

23% 24%

2025 25%

290

Argeria

231

Brasil

226

Renovables

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

TCF Fuente: BP Stascal Review of World. Elaboración: OEE-Osinergmin

gasoductos. En tanto, Noruega es netamente exportadora mediante gasoductos, siendo sus principales desnos Alemania, Francia y el Reino Unido. Por su parte, Rusia ene un mercado desarrollado mediante gasoductos. Es el mayor exportador vía gasoductos y ene como principales desnos a Alemania, Italia, Turquía y Ucrania.

los principales es la transformación de la matriz energéca, otorgando compevidad a las centrales de GN frente a otras fuentes de generación térmicas como el diesel o el carbón. A connuación se describe la matriz energéca actual a nivel mundial, enfazando la importancia del GN en el mismo

En Medio Oriente, destaca Qatar con sus exportaciones de GNL. Sus principales desnos son Japón, India, China, Corea del Sur y el Reino Unido. En el 2013, Medio Oriente fue el mayor exportador de GNL en el mundo.

2.7 Matriz energéca en el planeta

La matriz energéca mundial ha dependido en gran medida del petróleo y el carbón. Como tercera fuente estaba el GN. Sin embargo a diferencia de los primeros combusbles, el GN es mucho menos Respecto a África, Argelia presentó el mayor volumen de exportaciones contaminante, pues conene menores niveles de dióxido de carbono. mediante la vía de gasoductos y tuvo como principales desnos a Italia Además, es más eciente puesto que necesita menos consumo y España. A través de GNL, lo hizo a Francia, Turquía y España. para generar la misma candad de energía, de modo que mejora la calidad de productos, la compevidad en la industria y ayuda a la En el Asia-Pacíco, en el 2013, Japón fue el mayor importador de GNL diversicación de la canasta de combusbles. Todo esto minimiza los del mundo. Este provenía principalme nte de Rusia, Qatar, Australia shocks externos del petróleo. y Malasia. Corea del Sur presentó volúmenes signicavos de importaciones de GNL desde Qatar, Indonesia, Malasia y Omán. El GN también es eciente para la generación eléctrica debido al menor costo variable frente al carbón. Las plantas de gas requieren Como se mencionó al inicio de esta sección, el hecho de que un de un menor empo de construcción que las centrales de generación país pueda contar con una fuente energéca como el GN, implica tradicionales, lo que se suma a las ventajas ya mencionadas. implícitamente cambios en varios sectores de su economía. Uno de -38-

Fuente: EIA, 2011

En el Gráco N° 2-5 se muestra la matriz energéca en el año 2000 y 2013 más una proyección para el año 2025. Así la tendencia es que para el 2025 el GN represente una cuarta parte de las fuentes de generación de energía, mientras que el petróleo solo represente el 30%. Esto muestra una sustución de los energécos debido al objevo de minimizar shocks externos, diversicación energéca y polícas ambientales a nivel mundial.

debajo de la erra para así fracturar las rocas y permir la liberación del gas. Esta técnica ha permido la extracción del shale gas en grandes candades y ha dado un impulso general a la industria y al empleo en países como EE.UU. Para más detalle véase en el formato digital del anexo del presente capítulo.

De acuerdo a EIA (2011), los países con mayor candad de reservas de shale gas son China, Argenna y México. Véase elGráco N° 2-6. A la fecha, en China se están desarrollando proyectos de exploración de gas de esquisto en conjunto con compañías de otros países: Shell y Statoil Como conclusión al segundo capítulo, se ha visto conveniente están trabajando en conjunto con PetroChina: Hess con Sinochem y BP desarrollar brevemente el gas de esquisto por su implicancia mundial con Sinopec. Otros países con potenciales reservas de shale gas son la futura en la industria del GN. Dicho combusble modicaría el India, el Reino Unido y los países del Este de Europa. escenario energéco internacional en un futuro, otorgando mayores ventajas a los países que puedan explotar ampliamente esta forma de El objevo del segundo capítulo ha sido el de presentar al lector la gas. industria del GN a nivel mundial. El análisis de los mercados mundiales de GN permirá que el lector sitúe al Perú en el contexto internacional, El shale gas, conocido como gas de esquisto o gas pizarra, es una comparándolo con las grandes potencias de este energéco en cuanto forma de GN que se encuentra atrapada dentro de los esquistos, a infraestructura de redes y GNL, así como en los ujos comerciales. En rocas sedimentarias de grano no. Los grandes avances tecnológicos efecto, el Perú aún presenta una producción y un consumo de GN limitada han permido que su extracción sea viable económicamente gracias a escala regional y mundial. Nuestro país ene un largo camino para a la fracturación hidráulica o fracking, técnica que consiste en inyectar desarrollar su industria de GN. En los Capítulos 3 y 4 se describen los millones de galones de agua, arena y químicos a elevada presión por inicios de la industria de GN, y en concreto del Proyecto Camisea.

2.8 El gas de esquisto (shale gas)

-39-



-40-

-41-



-44-

-45-


LOS

PRIMEROS PASOS ANTECEDENTES DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ


LOS

PRIMEROS PASOS ANTECEDENTES DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ

-46-

-47-


Ilustración N°3-1: Proceso del gas natural de Aguaya, 2013

Trujillo Pucallpa Chimbote

Huaraz

Antamina

BRASIL

Aguaytía Tingo María Huánuco Cerro de Pasco

Paramonga

Tarma La Oroya

LEYENDA Plantade procesamiento de gas

A

Plantade fraccionamiento de LGL

ntes de la ejecución y operación del proyecto Camisea, la industria del GN en el Perú presentaba un limitado desarrollo. Se concentraba en dos yacimientos gasíferos: Aguaya, localizado en la selva central, y en el conjunto de yacimientos localizados en la costa y el zócalo norte del Perú.

Energy del Perú S.R.L. (en adelante, Aguaya Energy), mediante una modicatoria del contrato de licencia rmada el 25 de julio de 1996. Véase la Ilustración N°3-2. Aguaya entró en operación a parr de julio de 1998, tras una inversión de US$ 300 millones. Se esmó una duración de las reservas entre 30 a 40 años; por lo que el empo de operación se denió en 30 años.

Lima

Huancavelica Ayacucho

Planta termoeléctrica Líneasde transmisión Carreteras utilizadaspor el mercado

Camisea

Huancayo uanc

Callao

Cusco

Pisco

Abancay Ica

Fuente: Grupo Energéco Aguaya

3.1 El yacimiento de Aguaya Cuenta con un área total de 16,630 Ha. Está ubicado en el Lote 31C en la provincia de Curimaná, departamento de Ucayali, aproximadamente a 75 Km al oeste de la ciudad de Pucallpa, 77 km al noreste de la ciudad de Aguaya y a 475 Km al noreste de la ciudad de Lima. VerIlustración N°3-1. El yacimiento fue descubierto por la Compañía Mobil Oil Co. en el año 1961. El el pozo AG-1X fue posteriormente reverdo al Estado peruano hasta el año 1993 en que se realizó la licitación para la explotación del GN en Aguaya. Más adelante, el 30 de marzo de 1994, se rmó el ”Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 31-C” entre The Maple Gas Corporaon del Perú y PERUPETRO S.A. El operador inicial del campo de Aguaya fue Maple Gas Corp (1994), que posteriormente cedió el control del proyecto a la empresa Aguaya

A la fecha, Aguaya Energy cuenta con nueve pozos perforados, de los cuales dos están abandonados (entre ellos el pozo inicial AG-1X ), dos son productores de gas, cuatro inyectores de gas y uno es para agua. Sin embargo, el pozo AG-2X que es considerado a la fecha como pozo inyector de gas, también actúa como pozo productor cuando se requiere. El Lote 31-C cuenta con reservas probadas del orden de 0.44 TCF de GN y 20 MMBls de LGN. La producción promedio de GN es de 70 MMPCD. El procesamiento de GN con condensados es de 65 MMPCD de gas seco y 4.4 MBPD de LGN. El fraccionamiento de los LGN es de 1.4 MBPD de GLP y 3 MBPD de gasolina natural. La producción scalizada promedio entre el año 2000 y 2013 fue de 28 MMPCD de GN y de 2.8 MBPD de LGN. Véase el Gráco N° 3-1.

El gas extraído del Lote 31-C es tratado en la Planta de Procesamiento de Gas de Curimaná, en donde es separado en GN seco y LGN. De ahí, los LGN son transportados hacia la Planta de Fraccionamiento “Pucallpa”, donde se transforma en productos de ulidad comercial. Por otra parte, el GN es transportado hacia dos desnos: la Planta Eléctrica Aguaya y la Planta de Fraccionamiento, pertenecientes al grupo Aguaya, para ser ulizado como combusble. El proyecto cuenta con 124 km de gasoducto y 113 km de poliducto, lo cual permite el transporte de GN seco, GLP y gasolina natural. Los ductos de GN y LGN del sistema de transporte de la empresa Aguaya parten desde la Planta de Separación de Curimaná hasta la estación de medición Neshuya, ubicada a la altura del km 60 de la carretera Federico Basadre. Desde este punto el ducto de LGN se dirige hacia la Planta de Fraccionamiento “Pucallpa”, ubicada en Yarinacocha, y se

bifurca, dirigiéndose un tramo hacia el Oeste, a la Central Térmica de Aguaya, y el otro tramo hacia la Planta de Fraccionamiento. Asimismo, abastece con GN seco a la Central Termoeléctrica a GN de ciclo simple de Aguaya (CT Aguaya), concesionada y operada por Termoselva S. R. L. desde el 1° de mayo del 20019; cuya potencia efecva de los grupos (TG) 1, 2 y 3 son 78.2, 78.5 y 156.6 MW, respecvamente. Es preciso señalar que la construcción del gasoducto de Aguaya a Pucallpa se realizó con el interés básico de alimentar la Central de Yarinacocha (que se mantenía inoperava). Gracias a ello el combusble se está ulizando para generar energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.


Ilustración N°3-1: Proceso del gas natural de Aguaya, 2013

Trujillo

BRASIL

Pucallpa Chimbote

Huaraz

Aguaytía

Antamina

Tingo María Huánuco Cerro de Pasco

Paramonga

Tarma La Oroya

LEYENDA

Lima

Plantade procesamiento de gas

A

Plantade fraccionamiento de LGL

ntes de la ejecución y operación del proyecto Camisea, la industria del GN en el Perú presentaba un limitado desarrollo. Se concentraba en dos yacimientos gasíferos: Aguaya, localizado en la selva central, y en el conjunto de yacimientos localizados en la costa y el zócalo norte del Perú.

Energy del Perú S.R.L. (en adelante, Aguaya Energy), mediante una modicatoria del contrato de licencia rmada el 25 de julio de 1996. Véase la Ilustración N°3-2. Aguaya entró en operación a parr de julio de 1998, tras una inversión de US$ 300 millones. Se esmó una duración de las reservas entre 30 a 40 años; por lo que el empo de operación se denió en 30 años.

Camisea

Huancayo uanc

Callao Huancavelica Ayacucho

Planta termoeléctrica

Cusco

Pisco

Líneasde transmisión Carreteras utilizadaspor el mercado

Abancay Ica

Fuente: Grupo Energéco Aguaya

3.1 El yacimiento de Aguaya Cuenta con un área total de 16,630 Ha. Está ubicado en el Lote 31C en la provincia de Curimaná, departamento de Ucayali, aproximadamente a 75 Km al oeste de la ciudad de Pucallpa, 77 km al noreste de la ciudad de Aguaya y a 475 Km al noreste de la ciudad de Lima. VerIlustración N°3-1. El yacimiento fue descubierto por la Compañía Mobil Oil Co. en el año 1961. El el pozo AG-1X fue posteriormente reverdo al Estado peruano hasta el año 1993 en que se realizó la licitación para la explotación del GN en Aguaya. Más adelante, el 30 de marzo de 1994, se rmó el ”Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 31-C” entre The Maple Gas Corporaon del Perú y PERUPETRO S.A. El operador inicial del campo de Aguaya fue Maple Gas Corp (1994), que posteriormente cedió el control del proyecto a la empresa Aguaya

A la fecha, Aguaya Energy cuenta con nueve pozos perforados, de los cuales dos están abandonados (entre ellos el pozo inicial AG-1X ), dos son productores de gas, cuatro inyectores de gas y uno es para agua. Sin embargo, el pozo AG-2X que es considerado a la fecha como pozo inyector de gas, también actúa como pozo productor cuando se requiere. El Lote 31-C cuenta con reservas probadas del orden de 0.44 TCF de GN y 20 MMBls de LGN. La producción promedio de GN es de 70 MMPCD. El procesamiento de GN con condensados es de 65 MMPCD de gas seco y 4.4 MBPD de LGN. El fraccionamiento de los LGN es de 1.4 MBPD de GLP y 3 MBPD de gasolina natural. La producción scalizada promedio entre el año 2000 y 2013 fue de 28 MMPCD de GN y de 2.8 MBPD de LGN. Véase el Gráco N° 3-1.

El gas extraído del Lote 31-C es tratado en la Planta de Procesamiento de Gas de Curimaná, en donde es separado en GN seco y LGN. De ahí, los LGN son transportados hacia la Planta de Fraccionamiento “Pucallpa”, donde se transforma en productos de ulidad comercial. Por otra parte, el GN es transportado hacia dos desnos: la Planta Eléctrica Aguaya y la Planta de Fraccionamiento, pertenecientes al grupo Aguaya, para ser ulizado como combusble. El proyecto cuenta con 124 km de gasoducto y 113 km de poliducto, lo cual permite el transporte de GN seco, GLP y gasolina natural. Los ductos de GN y LGN del sistema de transporte de la empresa Aguaya parten desde la Planta de Separación de Curimaná hasta la estación de medición Neshuya, ubicada a la altura del km 60 de la carretera Federico Basadre. Desde este punto el ducto de LGN se dirige hacia la Planta de Fraccionamiento “Pucallpa”, ubicada en Yarinacocha, y se

bifurca, dirigiéndose un tramo hacia el Oeste, a la Central Térmica de Aguaya, y el otro tramo hacia la Planta de Fraccionamiento. Asimismo, abastece con GN seco a la Central Termoeléctrica a GN de ciclo simple de Aguaya (CT Aguaya), concesionada y operada por Termoselva S. R. L. desde el 1° de mayo del 20019; cuya potencia efecva de los grupos (TG) 1, 2 y 3 son 78.2, 78.5 y 156.6 MW, respecvamente. Es preciso señalar que la construcción del gasoducto de Aguaya a Pucallpa se realizó con el interés básico de alimentar la Central de Yarinacocha (que se mantenía inoperava). Gracias a ello el combusble se está ulizando para generar energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

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Ilustración N°3-2: Composición accionaria de Aguaya Energy

Gráco N° 3-1: Producción scalizada de GN y LGN de Aguaya en el Lote 31-C

Duke Energy Egenor S. en C. por A. subsidiarias

Duke Energy Peru

GN (MMPCD)

LGN (MBPD)

(Constituido el 16/04/1999)

45

4

Eternorte S.R.L

40

4


Transmisión eléctrica en la línea de Transmisión 220 kv Subestación Aguaytía - Subestación Tingo María - Subestación Paramonga Nueva, con una terna

Eteselva S.R.L (Constituido el 14/03/2001)

Termoselva S.R.L

35 Entrega Electricidad

Generación eléctrica en la CT Aguaytía a GN de ciclo simple .


3

30

3

D C 25 P M M20

2

Entrega GN Aguaytia Energy del Peru (Constituido el 10/01/1996)

Vinculada a la exploración, explotación (Lote 31-C) , transporte, almacenamiento, procesamiento, refinación y comercialización de hidrocarburos.

2

15

1

10

1

5 Aguaytia Energy LLC, 97.22%

Composición accionaria

Aguaytía Energía del Perú

Perú Energy Holdings LLC, 2.78%

IGC Aguaytía Partners LLC, 25.69%

0

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

0

Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin PIDC Aguaytía LLC, 74.31%

Fuente: Memorias anuales de Duke Energy (2012) y Carta de parcipación en el mercado eléctrico de Termoselva (marzo 2014).Elaboración: OEE-Osinergmin

Adicionalmente, debido a sus labores de transmisión de energía, el Grupo Energéco Aguaya cuenta con una línea de transmisión de alta tensión operada por la empresa ETESELVA con una línea de 220 KV entre Aguaya y Paramonga. También cuenta con un sistema de transporte en camiones cisterna.

eléctricas en Tingo María y Huánuco, posibilitando el abastecimiento de energía eléctrica a Pucallpa por medio de la línea de transmisión Aguaya-Pucallpa (a la fecha en construcción).

En cuanto a su importancia en la economía del país, Aguaya parcipa en las ventas totales de GLP, lo que permite una reducción en las importaciones del mismo producto, así como en el uso de leña y kerosene. La producción de gasolinas naturales conlleva la producción de combusbles limpios, solventes y otros productos mientras que la producción del GN seco se desna a la generación eléctrica.

Estos yacimientos se encuentran localizados en la cuenca petrolera de los departamentos de Piura y Tumbes. El GN se presenta en la mayoría de reservorios en explotación asociado a la producción de petróleo, por lo cual los costos de producción resultan relavamente reducidos.

De manera similar, Aguaya genera menores costos de combusbles en Pucallpa, Iquitos y la Sierra Central. Forma parte del aporte posivo en la balanza comercial de hidrocarburos y genera menores tarifas

D C P M

3.2 Los yacimientos de la Costa y el Zócalo Norte

Aunque el potencial energéco es importante para ambas regiones, el desarrollo del mercado ha sido limitado. Se sosene sólo en la producción térmica de electricidad que a su vez ha estado restringida por la competencia de las centrales hidráulicas. Véase la Ilustración N°3-3.

Los pozos productores de estos yacimientos se encuentran cerca del área de consumo potencial. Por su cercanía, algunas centrales eléctricas, renerías, plantas de procesamiento y áreas urbanas ulizan su producción; sin embargo, los volúmenes de consumo se han mantenido usualmente debajo de los 40 MMPCD. La escasez de la demanda se debe, en parte, a la falta de promoción del uso del GN en las zonas aledañas, tanto a nivel residencial, comercial e industrial y a la falta de inversiones. Las reservas probadas de hidrocarburos en la zona son pequeñas, lo cual limita las posibilidades de una explotación a gran escala para el abastecimiento del mercado interno regional. Entre los años 2004 y 2012 las reservas probadas de GN en esta región aumentaron de 0.2 a 1.0 TCF, y el total de reservas (probadas más probables y posibles) aumentó de 1.5 a 2.3 TCF. La producción scalizada de GN se encuentra reparda entre las compañías GMP (Lote I), Petrolera Monterrico (Lote II), Sapet (Lote VI y VII), Petrobras Energía del Perú (Lote X) y Olympic (Lote XIII) en la zona de la Costa Norte, y Petrotech (Lote Z-2B) en la zona del Zócalo Norte. Entre los años 2000 y 2013 la producción scalizada promedio de GN fue de 28 MMPCD, oscilando entre un mínimo de 18 MMPCD en el año 2002 y un máximo de 34 MMPCD en el año 2011 y entre los años 2009

y 2013 la producción scalizada promedio de LGN fue de 1.1 MBPD perteneciente a la empresa Savia del Lote Z-2B. Véase el Gráco N° 3-2. Una parte importante del gas extraído es reinyectado en los pozos debido a la escasa demanda de la zona. El principal comprador del GN de estos yacimientos es la Empresa Eléctrica de Piura S.A. (EEPSA), de propiedad del Grupo Endesa de España. En su planta de secado se obene GN seco para alimentar una central termoeléctrica de ciclo simple –Central Termoeléctrica de Malacas de 301.6 MW de potencia efecva con tres unidades turbo gas, la cual fue puesta en servicio el año 1974, y procesa LGN, del cual obene GLP, y gasolinas que son comercializadas en Piura y Tumbes–. Cabe mencionar que en los úlmos cuatro años se ha instalado una estación de compresión de GN en el Lote II, la cual ha empezado a suministrar GN para abastecimiento a diversas industrias y también a establecimientos de venta de GNV al público ubicados en Piura, Lambayeque y alrededores. En general, puede señalarse que el reducido desarrollo de la industria del GN en sus inicios en el Perú se debió a la escasa candad de reservas probadas, a la localización geográca de los yacimientos ubicados lejos de los principales centros de consumo, y al reducido tamaño del mercado de este combusble a nivel local. Sin embargo, se puede prever en el futuro cercano el desarrollo de proyectos de transporte y


Ilustración N°3-2: Composición accionaria de Aguaya Energy

Gráco N° 3-1: Producción scalizada de GN y LGN de Aguaya en el Lote 31-C

Duke Energy Egenor S. en C. por A. subsidiarias

Duke Energy Peru

GN (MMPCD)

LGN (MBPD)


45

4

Eternorte S.R.L

40

4


Transmisión eléctrica en la línea de Transmisión 220 kv Subestación Aguaytía - Subestación Tingo María - Subestación Paramonga Nueva, con una terna

Eteselva S.R.L (Constituido el 14/03/2001)

Termoselva S.R.L

35 Entrega Electricidad

Generación eléctrica en la CT Aguaytía a GN de ciclo simple .


3

30

3

D C 25 P M M20

2

Entrega GN Vinculada a la exploración, explotación (Lote 31-C) , transporte, almacenamiento, procesamiento, refinación y comercialización de hidrocarburos.

Aguaytia Energy del Peru (Constituido el 10/01/1996)

2

15

1

10

1

5 Aguaytia Energy LLC, 97.22%

Composición accionaria

IGC Aguaytía Partners LLC, 25.69%

Perú Energy Holdings LLC, 2.78%

Aguaytía Energía del Perú

0

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

0

Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin PIDC Aguaytía LLC, 74.31%

Fuente: Memorias anuales de Duke Energy (2012) y Carta de parcipación en el mercado eléctrico de Termoselva (marzo 2014).Elaboración: OEE-Osinergmin

Adicionalmente, debido a sus labores de transmisión de energía, el Grupo Energéco Aguaya cuenta con una línea de transmisión de alta tensión operada por la empresa ETESELVA con una línea de 220 KV entre Aguaya y Paramonga. También cuenta con un sistema de transporte en camiones cisterna.

eléctricas en Tingo María y Huánuco, posibilitando el abastecimiento de energía eléctrica a Pucallpa por medio de la línea de transmisión Aguaya-Pucallpa (a la fecha en construcción).

En cuanto a su importancia en la economía del país, Aguaya parcipa en las ventas totales de GLP, lo que permite una reducción en las importaciones del mismo producto, así como en el uso de leña y kerosene. La producción de gasolinas naturales conlleva la producción de combusbles limpios, solventes y otros productos mientras que la producción del GN seco se desna a la generación eléctrica.

Estos yacimientos se encuentran localizados en la cuenca petrolera de los departamentos de Piura y Tumbes. El GN se presenta en la mayoría de reservorios en explotación asociado a la producción de petróleo, por lo cual los costos de producción resultan relavamente reducidos.

3.2 Los yacimientos de la Costa y el Zócalo Norte

De manera similar, Aguaya genera menores costos de combusbles en Pucallpa, Iquitos y la Sierra Central. Forma parte del aporte posivo en la balanza comercial de hidrocarburos y genera menores tarifas

D C P M

Aunque el potencial energéco es importante para ambas regiones, el desarrollo del mercado ha sido limitado. Se sosene sólo en la producción térmica de electricidad que a su vez ha estado restringida por la competencia de las centrales hidráulicas. Véase la Ilustración N°3-3.

Los pozos productores de estos yacimientos se encuentran cerca del área de consumo potencial. Por su cercanía, algunas centrales eléctricas, renerías, plantas de procesamiento y áreas urbanas ulizan su producción; sin embargo, los volúmenes de consumo se han mantenido usualmente debajo de los 40 MMPCD. La escasez de la demanda se debe, en parte, a la falta de promoción del uso del GN en las zonas aledañas, tanto a nivel residencial, comercial e industrial y a la falta de inversiones. Las reservas probadas de hidrocarburos en la zona son pequeñas, lo cual limita las posibilidades de una explotación a gran escala para el abastecimiento del mercado interno regional. Entre los años 2004 y 2012 las reservas probadas de GN en esta región aumentaron de 0.2 a 1.0 TCF, y el total de reservas (probadas más probables y posibles) aumentó de 1.5 a 2.3 TCF. La producción scalizada de GN se encuentra reparda entre las compañías GMP (Lote I), Petrolera Monterrico (Lote II), Sapet (Lote VI y VII), Petrobras Energía del Perú (Lote X) y Olympic (Lote XIII) en la zona de la Costa Norte, y Petrotech (Lote Z-2B) en la zona del Zócalo Norte. Entre los años 2000 y 2013 la producción scalizada promedio de GN fue de 28 MMPCD, oscilando entre un mínimo de 18 MMPCD en el año 2002 y un máximo de 34 MMPCD en el año 2011 y entre los años 2009

y 2013 la producción scalizada promedio de LGN fue de 1.1 MBPD perteneciente a la empresa Savia del Lote Z-2B. Véase el Gráco N° 3-2. Una parte importante del gas extraído es reinyectado en los pozos debido a la escasa demanda de la zona. El principal comprador del GN de estos yacimientos es la Empresa Eléctrica de Piura S.A. (EEPSA), de propiedad del Grupo Endesa de España. En su planta de secado se obene GN seco para alimentar una central termoeléctrica de ciclo simple –Central Termoeléctrica de Malacas de 301.6 MW de potencia efecva con tres unidades turbo gas, la cual fue puesta en servicio el año 1974, y procesa LGN, del cual obene GLP, y gasolinas que son comercializadas en Piura y Tumbes–. Cabe mencionar que en los úlmos cuatro años se ha instalado una estación de compresión de GN en el Lote II, la cual ha empezado a suministrar GN para abastecimiento a diversas industrias y también a establecimientos de venta de GNV al público ubicados en Piura, Lambayeque y alrededores. En general, puede señalarse que el reducido desarrollo de la industria del GN en sus inicios en el Perú se debió a la escasa candad de reservas probadas, a la localización geográca de los yacimientos ubicados lejos de los principales centros de consumo, y al reducido tamaño del mercado de este combusble a nivel local. Sin embargo, se puede prever en el futuro cercano el desarrollo de proyectos de transporte y

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e t r o N o l a c ó Z l e y a t s o C a l e d s o r e f í s a g s o t n e i m i c a y s o l e d a c  á r g o e g n ó i c a z i l a c o L : 3 3 ° N n ó i c a r t s u l I

I I 3 V 1 E 0 y T 2 I I O N L I I V X L Ó I A C A C Ú A D N R T A I E O Z Ú P L I R L P L O A E X C P E I E C D S R T A E I A R D F R N Í E E G O T D S N M R O Ó N P E A T I O O N R C E A M L E R C P T U A E S O N D V A R A O O . E E R Í R A L D B Ñ C P . O T O S A N P R E R P T P T O M C M E A E O G P S P C

C N I Ú R E P C I P M Y L O

A D N E Y E L

Gráco N° 3-2: Producción scalizada de GN y LGN de la Costa y el Zócalo Norte

S A C N E U

S C O N T E A S R E T L B N I O N C O P E S I D D S S E A T E O R L Á

H C E T O R T E P


S A I R A T N E M I D E S

B I I 2 I X Z

S E L B I G N A T N I . P . N . A

40 S O T A C Í U R D E N O I E F L E O R

1.4

35

1.2

30 11.2 14.2

25

D C P M20 M n e N15 G

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0

L A C A F A R U T S O G N A R C A

s e b m u T o

o o t c n u r a d o u o N r e e l O P

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s e r g o r p a s e c b n e m u u C T

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A I I I X B 2 Z

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a a c r n u e h u c e C S

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4.8

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2.6

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4.6

4.8

2.9 1.1

D P B M n e N G L

Petrotech (Lote Z-2B) - GN Olympic (Lote XIII) - GN Petrobras Energía Perú (Lote X) - GN Sapet (Lotes VI y VII) - GN

6.7

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0.8

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14.2 14.2

0.2

Petrolera Monterrico (Lote II) - GN GMP (Lote I) - GN

5.6

0.0 2000 20 01 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Savia (Lote Z-2B) - LGN

Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin

distribución de mayor envergadura en esta área de inuencia de los reservorios.

o y a l c i h C

n i m g r e n i s O E E O : n ó i c a r o b a l E . M E N I M , O R T E P U R E P : e t n e u F

Hasta inicios del año 2004 se habían realizado iniciavas infructuosas para desarrollar la industria del GN en el Perú; sin embargo, éstas no prosperaron y se connuaba con la limitada operación de los pozos en el zócalo y costa norte del país. La entrada en operación comercial de Camisea impulsó el desarrollo del sector energéco en nuestro país, promoviendo la industria peruana de GN y deniendo su horizonte futuro. En general, el proyecto Camisea se conviró en el hito más importante en la industria peruana de GN, el cual dinamizó más de

lo esperado su desarrollo, a través de la reestructuración de la matriz energéca del país. El uso de GN en diferentes sectores económicos posibilitó la obtención de ingresos scales por parte del Gobierno Central y gobiernos locales. Todo esto ha implicado una mejora en la calidad vida de los peruanos, teniendo acceso a una fuente energéca eciente y económica. El siguiente Capítulo detalla la historia del Proyecto Camisea, desde el descubrimiento inicial de reservas, en el año 1981, hasta el desarrollo de las diferentes acvidades de la industria: exploración y explotación, transporte, distribución, y exportación de GNL.

e t r o N o l a c ó Z l e y a t s o C a l e d s o r e f í s a g s o t n e i m i c a y s o l e d a c  á r g o e g n ó i c a z i l a c o L : 3 3 ° N n ó i c a r t s u l I

I I 3 V 1 E 0 y T 2 I I O N L I I V X L Ó I A C A C Ú A D N R T A I E O Z Ú P L I R P L O E L X A E C C P D I E S R T A E I A R D F R N Í E E G O T D S N M R Ó N P E A O T I O O N R A C E C M L E P R T U A E S O N D V A R A O O . E E R Í R A D B Ñ C P . L S O T O A E R R N P P T P T O M C M E A E O G P S P C


S A I R A T N E M I D E S

I B 2 I I X Z

Gráco N° 3-2: Producción scalizada de GN y LGN de la Costa y el Zócalo Norte

S A C N E U

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S E L B I G N A T N I . P . N . A

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1.4

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D C P M20 M n e N15 G

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L A C A F A R U T S O G N A R C A

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Petrotech (Lote Z-2B) - GN Olympic (Lote XIII) - GN Petrobras Energía Perú (Lote X) - GN Sapet (Lotes VI y VII) - GN

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14.2 14.2

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Petrolera Monterrico (Lote II) - GN GMP (Lote I) - GN

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0.0 2000 20 01 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Savia (Lote Z-2B) - LGN


distribución de mayor envergadura en esta área de inuencia de los reservorios.

n i m g r e n i s O E E O : n ó i c a r o b a l E . M E N I M , O R T E P U R E P : e t n e u F

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Hasta inicios del año 2004 se habían realizado iniciavas infructuosas para desarrollar la industria del GN en el Perú; sin embargo, éstas no prosperaron y se connuaba con la limitada operación de los pozos en el zócalo y costa norte del país. La entrada en operación comercial de Camisea impulsó el desarrollo del sector energéco en nuestro país, promoviendo la industria peruana de GN y deniendo su horizonte futuro. En general, el proyecto Camisea se conviró en el hito más importante en la industria peruana de GN, el cual dinamizó más de

lo esperado su desarrollo, a través de la reestructuración de la matriz energéca del país. El uso de GN en diferentes sectores económicos posibilitó la obtención de ingresos scales por parte del Gobierno Central y gobiernos locales. Todo esto ha implicado una mejora en la calidad vida de los peruanos, teniendo acceso a una fuente energéca eciente y económica. El siguiente Capítulo detalla la historia del Proyecto Camisea, desde el descubrimiento inicial de reservas, en el año 1981, hasta el desarrollo de las diferentes acvidades de la industria: exploración y explotación, transporte, distribución, y exportación de GNL.

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UN

EMPORIO ENERGÍA DE

EL PROYECTO CAMISEA


UN

EMPORIO ENERGÍA DE

EL PROYECTO CAMISEA

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Posteriormente, entre los años 1984 y 1988 la compañía descubrió reservas de GN en la región de Camisea (Cusco), concretamente en los yacimientos de San Martín, Cashiriari y Mipaya.

D

esde el descubrimiento de las reservas de gas en Camisea hasta el desarrollo actual del proyecto han parcipado una serie de empresas especializadas en cada uno de los eslabones la industria de GN. En la exploración y explotación se puede mencionar a Shell, que descubrió las reservas de GN en la región de Camisea en el año 1981; al consorcio Pluspetrol, que a la fecha es el encargado de explotar el Lote 56 y 88; Repsol y CNPC, encargadas de explotar el Lote 57; y CNPC encargada de explotar el Lote 58. En cuanto al transporte, TGP ha sido la encargada de construir y operar el gasoducto y poliducto desde la zona de Camisea hasta el City Gate en Lurín. Respecto a la distribución y comercialización, Cálidda es la empresa distribuidora de GN en Lima y Callao, y Contugas es la encargada de distribuir GN en el departamento de Ica. Asimismo, se ha realizado una acvidad relacionada a la exportación de GNL, donde Perú LNG es la empresa encargada de la planta de Licuefacción en Melchorita.

4.1 El descubrimiento y las primeras negociaciones En julio de 1981, la compañía Shell Exploradora y Productora rmó un contrato de operaciones petrolíferas en la selva sur del Perú, con la nalidad de explorar la existencia de hidrocarburos en los lotes 38 y 42. Posteriormente, entre los años 1984 y 1988 la compañía descubrió

reservas de GN en la región de Camisea (Cusco), concretamente en los yacimientos de San Marn, Cashiriari y Mipaya. A comienzos de la década de los noventa, se suscribió un convenio entre PERUPETRO y Shell Internacional Petroleum para la evaluación del potencial comercial de las reservas de los 3 yacimientos descubiertos. En 1995 se entregó el estudio de facbilidad y en mayo de 1996 se rmó un contrato de licencia por 40 años mediante el cual se otorgaba el derecho a la explotación de los lotes 88A y 88B al consorcio formado por Shell (42.5%) y Mobil (57.5%), (Campodónico 1998). En este contrato el Estado dejó la ejecución del proyecto Camisea en manos del consorcio, mostrándose 3 etapas claramente delimitadas. En la primera etapa, cuya duración fue de 2 años, Shell - Mobil se compromea a un programa de trabajo que comprendía la perforación de tres pozos exploratorios, el reprocesamiento de 250 km de líneas sísmicas y un estudio del mercado de Lima para GN con la nalidad de determinar la facbilidad de desarrollo de dicho mercado y la consiguiente construcción de dos ductos a la costa central: uno para el transporte del GN y otro para el transporte de los condensados. La segunda etapa, que tenía una duración de 4 años y medio, comprendía el desarrollo de los yacimientos, la construcción de una

Planta de Separación de Líquidos en Camisea y de los ductos a una zona de la costa central. Así también en la zona central se construiría una Planta de Fraccionamiento y se darían facilidades para el despacho de hidrocarburos.

de ductos) y la poca rentabilidad que presentaba el proyecto para el consorcio.

En el período 1996-1998 se perforaron tres pozos conrmatorios, dos en el yacimiento Cashiriari y uno en el yacimiento San Marn. Dos años después, luego de nalizar la primera etapa, en julio de 1998, el consorcio Shell–Mobil decidió no connuar con el contrato por falta de acuerdo sobre la tarifa de generación de electricidad, la no autorización de la integración vercal con la acvidad de distribución en Lima (espulada en el reglamento de distribución de GN por red

Debido al rero del consorcio Shell–Mobil, la Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI) decidió llevar adelante la promoción del proyecto Camisea a cargo del Comité Especial del proyecto Camisea (CECAM). Para ello, se estableció que el proyecto debía basarse en un esquema segmentado, con dos líneas independientes de negocios: (i) la explotación, y (ii) el transporte y distribución. La operavidad de esta licitación consisó en jar parámetros objevos a cumplir, dejando en

Según Campodónico (1999), para seguir con la segunda fase el consorcio Shell–Mobil demandaba una serie de nuevos incenvos, En octubre de 1997, Shell hizo llegar al gobierno el presupuesto de inversión como la aceptación del gobierno de un precio para el GN que no de la segunda fase del proyecto, que ascendió a US$ 2,476 millones. se ajustaba a lo establecido en el contrato, la parcipación en la distribución del gas en Lima; la posibilidad de exportar gas a Brasil La tercera etapa comprendía el período desde el nal de la segunda mediante la interconexión con el gasoducto Santa Cruz–Sao Paulo, y la etapa hasta cumplir el plazo de 40 años. Esta etapa era la de aplicación de una serie de reformas de la legislación eléctrica peruana explotación. La regalía que recibiría el Estado se determinó de acuerdo para garanzar un precio para el GN que le permiera comper con un Factor “R” que relaciona los ingresos y egresos del contrasta, con otros combusbles en el abastecimiento de energía a centrales el cual aumentaba en la medida que los ingresos superen a los egresos. termoeléctricas. La regalía promedio que recibiría el Estado durante la vigencia del contrato sería de 30%. 4.2 El diseño y la entrega de la Concesión


Posteriormente, entre los años 1984 y 1988 la compañía descubrió reservas de GN en la región de Camisea (Cusco), concretamente en los yacimientos de San Martín, Cashiriari y Mipaya.

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esde el descubrimiento de las reservas de gas en Camisea hasta el desarrollo actual del proyecto han parcipado una serie de empresas especializadas en cada uno de los eslabones la industria de GN. En la exploración y explotación se puede mencionar a Shell, que descubrió las reservas de GN en la región de Camisea en el año 1981; al consorcio Pluspetrol, que a la fecha es el encargado de explotar el Lote 56 y 88; Repsol y CNPC, encargadas de explotar el Lote 57; y CNPC encargada de explotar el Lote 58. En cuanto al transporte, TGP ha sido la encargada de construir y operar el gasoducto y poliducto desde la zona de Camisea hasta el City Gate en Lurín. Respecto a la distribución y comercialización, Cálidda es la empresa distribuidora de GN en Lima y Callao, y Contugas es la encargada de distribuir GN en el departamento de Ica. Asimismo, se ha realizado una acvidad relacionada a la exportación de GNL, donde Perú LNG es la empresa encargada de la planta de Licuefacción en Melchorita.

4.1 El descubrimiento y las primeras negociaciones En julio de 1981, la compañía Shell Exploradora y Productora rmó un contrato de operaciones petrolíferas en la selva sur del Perú, con la nalidad de explorar la existencia de hidrocarburos en los lotes 38 y 42. Posteriormente, entre los años 1984 y 1988 la compañía descubrió

reservas de GN en la región de Camisea (Cusco), concretamente en los yacimientos de San Marn, Cashiriari y Mipaya. A comienzos de la década de los noventa, se suscribió un convenio entre PERUPETRO y Shell Internacional Petroleum para la evaluación del potencial comercial de las reservas de los 3 yacimientos descubiertos. En 1995 se entregó el estudio de facbilidad y en mayo de 1996 se rmó un contrato de licencia por 40 años mediante el cual se otorgaba el derecho a la explotación de los lotes 88A y 88B al consorcio formado por Shell (42.5%) y Mobil (57.5%), (Campodónico 1998). En este contrato el Estado dejó la ejecución del proyecto Camisea en manos del consorcio, mostrándose 3 etapas claramente delimitadas. En la primera etapa, cuya duración fue de 2 años, Shell - Mobil se compromea a un programa de trabajo que comprendía la perforación de tres pozos exploratorios, el reprocesamiento de 250 km de líneas sísmicas y un estudio del mercado de Lima para GN con la nalidad de determinar la facbilidad de desarrollo de dicho mercado y la consiguiente construcción de dos ductos a la costa central: uno para el transporte del GN y otro para el transporte de los condensados. La segunda etapa, que tenía una duración de 4 años y medio, comprendía el desarrollo de los yacimientos, la construcción de una

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Planta de Separación de Líquidos en Camisea y de los ductos a una zona de la costa central. Así también en la zona central se construiría una Planta de Fraccionamiento y se darían facilidades para el despacho de hidrocarburos.

de ductos) y la poca rentabilidad que presentaba el proyecto para el consorcio.

En el período 1996-1998 se perforaron tres pozos conrmatorios, dos en el yacimiento Cashiriari y uno en el yacimiento San Marn. Dos años después, luego de nalizar la primera etapa, en julio de 1998, el consorcio Shell–Mobil decidió no connuar con el contrato por falta de acuerdo sobre la tarifa de generación de electricidad, la no autorización de la integración vercal con la acvidad de distribución en Lima (espulada en el reglamento de distribución de GN por red

Debido al rero del consorcio Shell–Mobil, la Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI) decidió llevar adelante la promoción del proyecto Camisea a cargo del Comité Especial del proyecto Camisea (CECAM). Para ello, se estableció que el proyecto debía basarse en un esquema segmentado, con dos líneas independientes de negocios: (i) la explotación, y (ii) el transporte y distribución. La operavidad de esta licitación consisó en jar parámetros objevos a cumplir, dejando en

Según Campodónico (1999), para seguir con la segunda fase el consorcio Shell–Mobil demandaba una serie de nuevos incenvos, En octubre de 1997, Shell hizo llegar al gobierno el presupuesto de inversión como la aceptación del gobierno de un precio para el GN que no de la segunda fase del proyecto, que ascendió a US$ 2,476 millones. se ajustaba a lo establecido en el contrato, la parcipación en la distribución del gas en Lima; la posibilidad de exportar gas a Brasil La tercera etapa comprendía el período desde el nal de la segunda mediante la interconexión con el gasoducto Santa Cruz–Sao Paulo, y la etapa hasta cumplir el plazo de 40 años. Esta etapa era la de aplicación de una serie de reformas de la legislación eléctrica peruana explotación. La regalía que recibiría el Estado se determinó de acuerdo para garanzar un precio para el GN que le permiera comper con un Factor “R” que relaciona los ingresos y egresos del contrasta, con otros combusbles en el abastecimiento de energía a centrales el cual aumentaba en la medida que los ingresos superen a los egresos. termoeléctricas. La regalía promedio que recibiría el Estado durante la vigencia del contrato sería de 30%. 4.2 El diseño y la entrega de la Concesión

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manos de los inversionistas la decisión y exibilidad para elegir los contrato. Tractebel constuyó la empresa denominada GN de Lima y detalles técnicos de diseño, construcción y operación del proyecto. Callao S.A. (GNLC), en la actualidad denominada Cálidda. Para dicha convocatoria, once consorcios fueron precalicados para el concurso de la explotación, y doce para el de transporte y distribución. A connuación, se presenta una línea de empo de la historia del proyecto Camisea en el período 1981-2014. Véase la Ilustración N°4-1 y el anexo en la versión digital del presente capítulo. Licitaciones del proyecto Camisea desde el año 2000 En el año 2000 se llevaron a cabo nuevamente las licitaciones del proyecto Camisea, otorgándose las siguientes adjudicaciones: primero, la etapa de explotación, separación y fraccionamiento de hidrocarburos, por una duración de 40 años, fue adjudicada en febrero del año 2000 al consorcio formado por las empresas Pluspetrol (Argenna, 36%), Hunt Oil Co. (USA, 36%), SK Corp. (Corea, 18%) e Hidrocarburos Andinos (Argenna, 10%), que ofreció una regalía de 37.24% sobre sus ingresos brutos. Una segunda etapa, que consiste en el transporte y distribución del GN por una duración de 33 años, fue adjudicada en octubre del año 2000 al consorcio liderado por la empresa Techint (Argenna, 30%), Pluspetrol (Argenna, 19.2%), Hunt Oil Co. (USA, 19.2%), SK Corp. (Corea, 9.6%), Sonatrach (Argelia, 10%) y GrañayMontero(Perú, 12%).Esteconsorcioconstuyóposteriormente la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP). Finalmente, la fase de distribución de GN en Lima y Callao fue cedida a Tractebel (Bélgica) en mayo del año 2002, tal como se espulaba en los compromisos del

Para efectos de la licitación, se redenieron los lotes. Por un lado, se estableció el Lote 88 con los yacimientos de San Marn y Cashiriari, que comprendían las reservas probadas más importantes y, por otro lado, se creó el Lote 56 con los yacimientos Pagoreni y Mipaya, con un potencial signicavo por explorar. También se decidió que las inversiones y la operación del proyecto fueran realizadas exclusivamente por empresas privadas. El marco legal del gas natural en el Perú

La implementación del proyecto logró desarrollarse en un marco estable. En parcular, el modelo sectorial se mantuvo en la misma dirección, lo que permió hacer posible la suscripción de estos contratos. Además, se adoptó un marco legal de acuerdo a las caracteríscas especí cas del sector. Véase la Ilustración N°4-2.

“La sustitución en la matriz energética ocurrida en nuestro país, que favorece el consumo del gas natural frente a otros tipos de combustibles, significa un progreso importante tanto en el aspecto económico como en el ambiental. En el futuro, nuestro país deberá continuar dicha senda y promover tecnologías más eficientes y limpias. En dicho camino, el Gasoducto Sur Peruano constituye una obra decisiva para el desarrollo del sur del país: permitirá aprovechar una de las áreas más ricas en recursos mineros del mundo, además de consolidar el desarrollo agrícola e industrial de la región. Esta obra es comparable a proyectos que han tenido trascendencia histórica, como el Ferrocarril Mollendo-ArequipaPuno-Cusco y la Central Hidroeléctrica de Machu Picchu”. Ing. Jesús Francisco Roberto Tamayo Pacheco Presidente del Consejo Directivo de Osinergmin


manos de los inversionistas la decisión y exibilidad para elegir los contrato. Tractebel constuyó la empresa denominada GN de Lima y detalles técnicos de diseño, construcción y operación del proyecto. Callao S.A. (GNLC), en la actualidad denominada Cálidda. Para dicha convocatoria, once consorcios fueron precalicados para el concurso de la explotación, y doce para el de transporte y distribución. A connuación, se presenta una línea de empo de la historia del proyecto Camisea en el período 1981-2014. Véase la Ilustración N°4-1 y el anexo en la versión digital del presente capítulo. Licitaciones del proyecto Camisea desde el año 2000 En el año 2000 se llevaron a cabo nuevamente las licitaciones del proyecto Camisea, otorgándose las siguientes adjudicaciones: primero, la etapa de explotación, separación y fraccionamiento de hidrocarburos, por una duración de 40 años, fue adjudicada en febrero del año 2000 al consorcio formado por las empresas Pluspetrol (Argenna, 36%), Hunt Oil Co. (USA, 36%), SK Corp. (Corea, 18%) e Hidrocarburos Andinos (Argenna, 10%), que ofreció una regalía de 37.24% sobre sus ingresos brutos. Una segunda etapa, que consiste en el transporte y distribución del GN por una duración de 33 años, fue adjudicada en octubre del año 2000 al consorcio liderado por la empresa Techint (Argenna, 30%), Pluspetrol (Argenna, 19.2%), Hunt Oil Co. (USA, 19.2%), SK Corp. (Corea, 9.6%), Sonatrach (Argelia, 10%) y GrañayMontero(Perú, 12%).Esteconsorcioconstuyóposteriormente la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP). Finalmente, la fase de distribución de GN en Lima y Callao fue cedida a Tractebel (Bélgica) en mayo del año 2002, tal como se espulaba en los compromisos del

“La sustitución en la matriz energética ocurrida en nuestro país, que favorece el consumo del gas natural frente a otros tipos de combustibles, significa un progreso importante tanto en el aspecto económico como en el ambiental. En el futuro, nuestro país deberá continuar dicha senda y promover tecnologías más eficientes y limpias. En dicho camino, el Gasoducto Sur Peruano constituye una obra decisiva para el desarrollo del sur del país: permitirá aprovechar una de las áreas más ricas en recursos mineros del mundo, además de consolidar el desarrollo agrícola e industrial de la región. Esta obra es comparable a proyectos que han tenido trascendencia histórica, como el Ferrocarril Mollendo-ArequipaPuno-Cusco y la Central Hidroeléctrica de Machu Picchu”.

Para efectos de la licitación, se redenieron los lotes. Por un lado, se estableció el Lote 88 con los yacimientos de San Marn y Cashiriari, que comprendían las reservas probadas más importantes y, por otro lado, se creó el Lote 56 con los yacimientos Pagoreni y Mipaya, con un potencial signicavo por explorar. También se decidió que las inversiones y la operación del proyecto fueran realizadas exclusivamente por empresas privadas. El marco legal del gas natural en el Perú

La implementación del proyecto logró desarrollarse en un marco estable. En parcular, el modelo sectorial se mantuvo en la misma dirección, lo que permió hacer posible la suscripción de estos contratos. Además, se adoptó un marco legal de acuerdo a las caracteríscas especí cas del sector. Véase la Ilustración N°4-2.

Ing. Jesús Francisco Roberto Tamayo Pacheco Presidente del Consejo Directivo de Osinergmin

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Ilustración N°4-1: Línea de empo de la Historia del proyecto Camisea (1981-2014) Jul-2013

Mar-1994 Mar-1988 Jul-1981

Shell suscribió contratode operaciones con el Estado

Firma de Acuerdo de Bases para la explotaciónentre Petroperú y Shell

Mar-1984 a

Ago-1988

Shell descubre las reservas de gas natural en Camisea en San Martín y Cashiriari(Lote88) y Mipaya (Lote 56)

Concluye el acuerdoentre Petroperú y Shell

Fuente: MINEM, Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

Convenio Perúpetro-Shell para la evaluacióny desarrollo de los yacimientosde Camisea

Jul-2004 Jul-1998

Shell abandona actividades

Ene-2006

Oct-2000 Mar-2003

Empresas adjudicadas consorcioTGP (trasporte)

Constitución de Perú LNG.

May-1996

Feb - 2000

May-2002

Firman contrato por 40 años con Shell (42.5%) y Mobil (57.5%). explotación Lotes 88A y 88B

Empresas adjudicadas: Pluspetrol – Hunt – SK (explotación)

Adjudicaciónde Tractebel para distribucióncomo Gas Natural de Lima y Callao (GNLC), actual Cálidda

Pluspetrolgana licitación del Lote 56(yacimiento Pagoreni) paraexportación

Sep-2003

Perú LNG y Tractebel firman acuerdo paraexportar LNG a México

Perú LNG y el Estado firman un convenio (Contrato Ley)

Mar-2009

Contugasrecibe concesión de la distribuciónde gasnatural en Ica

Ago-2004

Puesta en operación comercial de Cálidda, inauguraciónplanta Las Malvinas, City Gate Lurín, planta de fraccionamiento Pisco

Set-2008

Otorgamiento de la concesiónde Kuntur

Jun-2010

Inauguraciónplanta de licuefacción de PampaMelchorita (capacidadde procesar de 620MMPCD)

Jun-2011

Aprobación del EIA de Kuntur

OtorgamientoaConsorcio Promigas-Surtigas la Concesión NorteProyecto de Masificación del uso de Gas Natural a nivel nacional. Otorgamiento a Graña y Montero Petrolera S.A. laConcesión:Ciudades AltoandinasSistemas de abastecimiento en el centro y sur del Perú

Nov-2013

Petrobras cierra venta de activos del Lote 58 (100%) y 57 (46.16%) a CNPC

Dic-2009

Fe b- 20 12

J ul -2 01 3

Nov-2013

Inauguración de planta comprensora Chiquintirca (Incrementa el envío de 314 a 450 MMPCD

Contugas entra enoperación comercial parcial

Otorgamiento a Gas NaturalI nternacional SDG S.A la Concesión: Suroeste- Proyecto de Masificación del uso de Gas Natural a nivel nacional

Adjudicación del proyecto Nodo Energéticodel Sur a las empresas Samay I y Enersur

Ene-2014

Repsol concluye la venta de activos de LNG a Shell (20% en Perú LNG)

Jun-2014

El 30 de junio el consorciointegrado por Odebrecht (Brasil) y Enagás (España) obtienen la Buena Pro del Gasoducto Sur Peruano


Ilustración N°4-1: Línea de empo de la Historia del proyecto Camisea (1981-2014) Jul-2013

Mar-1994 Mar-1988 Jul-1981

Firma de Acuerdo de Bases para la explotaciónentre Petroperú y Shell

Shell suscribió contratode operaciones con el Estado

Jul-2004

Convenio Perúpetro-Shell para la evaluacióny desarrollo de los yacimientosde Camisea

Mar-1984 a

Ago-1988

Shell descubre las reservas de gas natural en Camisea en San Martín y Cashiriari(Lote88) y Mipaya (Lote 56)

Concluye el acuerdoentre Petroperú y Shell

Ene-2006

Oct-2000

Jul-1998

Mar-2003

Empresas adjudicadas consorcioTGP (trasporte)

Shell abandona actividades

Constitución de Perú LNG.

May-1996

Feb - 2000

May-2002

Firman contrato por 40 años con Shell (42.5%) y Mobil (57.5%). explotación Lotes 88A y 88B

Empresas adjudicadas: Pluspetrol – Hunt – SK (explotación)

Adjudicaciónde Tractebel para distribucióncomo Gas Natural de Lima y Callao (GNLC), actual Cálidda

Pluspetrolgana licitación del Lote 56(yacimiento Pagoreni) paraexportación

Perú LNG y el Estado firman un convenio (Contrato Ley)

Mar-2009

Contugasrecibe concesión de la distribuciónde gasnatural en Ica

Ago-2004

Sep-2003

Perú LNG y Tractebel firman acuerdo paraexportar LNG a México

Puesta en operación comercial de Cálidda, inauguraciónplanta Las Malvinas, City Gate Lurín, planta de fraccionamiento Pisco

OtorgamientoaConsorcio Promigas-Surtigas la Concesión NorteProyecto de Masificación del uso de Gas Natural a nivel nacional. Otorgamiento a Graña y Montero Petrolera S.A. laConcesión:Ciudades AltoandinasSistemas de abastecimiento en el centro y sur del Perú

Jun-2010

Inauguraciónplanta de licuefacción de PampaMelchorita (capacidadde procesar de 620MMPCD)

Set-2008

Otorgamiento de la concesiónde Kuntur

Jun-2011

Aprobación del EIA de Kuntur

Nov-2013

Petrobras cierra venta de activos del Lote 58 (100%) y 57 (46.16%) a CNPC

Dic-2009

Fe b- 20 12

J ul -2 01 3

Nov-2013

Inauguración de planta comprensora Chiquintirca (Incrementa el envío de 314 a 450 MMPCD

Contugas entra enoperación comercial parcial

Otorgamiento a Gas NaturalI nternacional SDG S.A la Concesión: Suroeste- Proyecto de Masificación del uso de Gas Natural a nivel nacional

Adjudicación del proyecto Nodo Energéticodel Sur a las empresas Samay I y Enersur

Ene-2014

Repsol concluye la venta de activos de LNG a Shell (20% en Perú LNG)

Jun-2014

El 30 de junio el consorciointegrado por Odebrecht (Brasil) y Enagás (España) obtienen la Buena Pro del Gasoducto Sur Peruano

Fuente: MINEM, Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

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Ilustración N°4-2: Línea de empo de la Normavidad relacionado al desarrollo de la industria del gas natural en el Perú, 1993- 2013

20/08/1993 Jul-1981 Ley N° 26221 Ley Orgánica de Hidrocarburos

17/05/1999 Ley N° 27116 Ley que crea la Comisión de Tarifas de Energía

31/12/1996

Ley N° 26734 Ley del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (Osinerg)

15/09/1999

24/12/2004

D.S.N° 042-99-EM Aprueban Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.

Ley N° 28176 Ley de promocion de la inversión en plantas de procesamiento de GN

24/01/2007

10/06/2011

28/12/2005

04/06/1999

Ley N° 27133 Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del gas natural. Decreto Supremo Nº 040-99-EM

Fuente: El Peruano, MINEM, Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

D.S N° 063-2005-EM Normas para promover el consumo masivo de gas natural

28/12/2005 D.S. N° 006-2005-EM Aprueban el reglamento para la instalación y operación de establecimientos de venta al público de GNV

Ley N° 28964 Ley que transfiere competencias de suprevisión y fiscalización de actividades mineras al Osinerg, pasándose a llamar Osinergmin

27/07/2006 Ley N° 28849 Ley de descentralizacióndel acceso al consumo de GN

Ley N° 29706 Ley de facilitación de conexionesdomiciliarias del servicio público de distribución de gas natural

10/11/2008

D.S. N° 057-2008-EM Apruebanreglamento deComercialización de GNC y GNL

22/12/2012 Ley N° 29969 Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del GN

13/04/2012

22/12/2012

Ley N° 29852 Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética enHidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético

Ley N° 29970 Ley que afianza la seguridad energética y promueve el desarrollo del polo petroquimicoen el sur del pais

11/01/2013

18/10/2013

R. S. N° 004-2013-EF Ratifican acuerdo del Consejo Directivo de PROINVERSIÓN que aprueba la incorporación al proceso de promoción de la inversión privada el proyecto: "Nodo Energético en el Sur del Perú"

Otorgan a Gas Natural Fenosa Perú S. A. la concesión del sistema de Distribución de gas natural por Red de : Ductos de la concesión Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna)

R. S. N° 068-2013-EM

27/08/2013

18/10/2013

31/12/2013

D. S. N° 034-2013-EM (Modificatoria D. S. 037-2013 -EM) Otorgan garantía del Estado en respaldo de declaraciones, seguridades y obligaciones contenidas en contrato de APP para la Masificación del uso de gas natural, utlilizando GNC, a diversas ciudades, a celebrarse con GMP S. A.

R. S. N° 067-2013-EM Otorgan a Gases del Pacífico S. A. C. la concesión del sistema de Distribución de gas natural por Red de Ductos de la concesión Norte (Lambayeque, La Libertad, Ancash y Cajamarca)

D. S. N° 046-2013-EM Establecen medidas para incentivar el desarrollo del gas natural (ampliación del plazo de transporte firma de gas natural y nuevos agentes de comercialización de GNC y GNL)


Ilustración N°4-2: Línea de empo de la Normavidad relacionado al desarrollo de la industria del gas natural en el Perú, 1993- 2013

11/01/2013

20/08/1993 Jul-1981 Ley N° 26221 Ley Orgánica de Hidrocarburos

Ley N° 27116 Ley que crea la Comisión de Tarifas de Energía

Ley N° 26734 Ley del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (Osinerg)

24/12/2004

D.S.N° 042-99-EM Aprueban Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.

Ley N° 28176 Ley de promocion de la inversión en plantas de procesamiento de GN

24/01/2007

10/06/2011

22/12/2012

Ley N° 28964 Ley que transfiere competencias de suprevisión y fiscalización de actividades mineras al Osinerg, pasándose a llamar Osinergmin

Ley N° 29706 Ley de facilitación de conexionesdomiciliarias del servicio público de distribución de gas natural

Ley N° 29969 Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del GN

28/12/2005

17/05/1999

31/12/1996

15/09/1999

04/06/1999

Ley N° 27133 Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del gas natural. Decreto Supremo Nº 040-99-EM

D.S N° 063-2005-EM Normas para promover el consumo masivo de gas natural

28/12/2005 D.S. N° 006-2005-EM Aprueban el reglamento para la instalación y operación de establecimientos de venta al público de GNV

27/07/2006 Ley N° 28849 Ley de descentralizacióndel acceso al consumo de GN

10/11/2008

D.S. N° 057-2008-EM Apruebanreglamento deComercialización de GNC y GNL

13/04/2012

22/12/2012

Ley N° 29852 Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética enHidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético

Ley N° 29970 Ley que afianza la seguridad energética y promueve el desarrollo del polo petroquimicoen el sur del pais

R. S. N° 004-2013-EF Ratifican acuerdo del Consejo Directivo de PROINVERSIÓN que aprueba la incorporación al proceso de promoción de la inversión privada el proyecto: "Nodo Energético en el Sur del Perú"

18/10/2013 R. S. N° 068-2013-EM Otorgan a Gas Natural Fenosa Perú S. A. la concesión del sistema de Distribución de gas natural por Red de : Ductos de la concesión Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna)

27/08/2013

18/10/2013

31/12/2013

D. S. N° 034-2013-EM (Modificatoria D. S. 037-2013 -EM) Otorgan garantía del Estado en respaldo de declaraciones, seguridades y obligaciones contenidas en contrato de APP para la Masificación del uso de gas natural, utlilizando GNC, a diversas ciudades, a celebrarse con GMP S. A.

R. S. N° 067-2013-EM Otorgan a Gases del Pacífico S. A. C. la concesión del sistema de Distribución de gas natural por Red de Ductos de la concesión Norte (Lambayeque, La Libertad, Ancash y Cajamarca)

D. S. N° 046-2013-EM Establecen medidas para incentivar el desarrollo del gas natural (ampliación del plazo de transporte firma de gas natural y nuevos agentes de comercialización de GNC y GNL)

Fuente: El Peruano, MINEM, Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

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A comienzos del año 2000, el Gobierno Peruano llevó adelante las licitaciones de la exploración del Lote 88 y la construcción y operación de la planta Malvinas.

Las diferentes etapas de la cadena de aprovechamiento de los recursos de gas se encuentran, desde entonces, reguladas por la Ley N° 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del GN, y su Reglamento (D. S. N° 040-99-EM), así como por el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos y el Reglamento de Distribución de GN por red de Ductos (aprobados por D.S. N° 042-99-EM y D.S. N° 081-2007-EM, respecvamente). El marco legal para el proyecto Camisea, a diferencia de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley N° 26221) que reconoce la libertad de precios, dene la existencia de precios topes para el GN en los contratos de licencia entre PERUPETRO y el productor –dentro de la etapa de la explotación de los yacimientos –, cuando se consideran lotes con reservas probadas, como ha sido el caso del Lote 88. Del mismo modo, a diferencia del Reglamento de transporte por ductos, en el caso de los primeros ductos del proyecto Camisea, se establecieron mecanismos para garanzar la viabilidad del proyecto como la Garana por Red Principal (GRP) usada para la determinación de las tarifas de transporte por gasoducto. La explotación del Lote 88 y la planta Malvinas

A comienzos del año 2000, el Gobierno Peruano llevó adelante las licitaciones de la exploración del Lote 88 y la construcción y operación

de la planta Malvinas. Con relación al primero, mediante Decreto Supremo Nº 021-2000-EM, publicado en el diario ocial El Peruano el día 7 de diciembre de 2000, se aprobó el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88, celebrado entre PERUPETRO S.A. y el consorcio Pluspetrol.

Desde dicha planta se obenen dos productos: i) GN Seco, que es transportado hasta la ciudad de Lima a través del Sistema de Transporte de GN de la empresa TGP –la parte del GN Seco que no es transportado por TGP es reinyectado al yacimiento del Lote 88–; y ii) LGN, que son transportados hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco por TGP.

Este consorcio ganó el contrato para la explotación de los yacimientos del Lote 88 durante un período de 40 años. En los términos acordados el consorcio se compromea al desarrollo del upstream para la primera etapa del Proyecto Integral de Camisea que consideraba la perforación de pozos, la construcción de instalaciones en los yacimientos y de plantas de procesamiento.

En el año 2012, se realizó la segunda ampliación de la planta Malvinas con una inversión esmada de US$ 334 millones. El Proyecto contempló la instalación de equipos de procesos y de almacenamiento de LGN para ampliar la capacidad de procesamiento en 520 MMPCD de GN húmedo, con la nalidad de abastecer al mercado nacional con volúmenes adicionales de GN seco. El GN húmedo proviene de los pozos de las locaciones Cashiriari 3 del Lote 88, Mipaya del Lote 56 (ambos del Consorcio Pluspetrol) y de Kinteroni del Lote 57 (Repsol).

El 5 de agosto del 2004, se inauguró la planta de gas de Camisea “Las Malvinas”, ubicada en Cusco, tras una inversión de US$ 600 millones, con una capacidad de procesamiento inicial de 450 MMPCD. En la actualidad, esta planta está diseñada para procesar 1,160 MMPCD de GN proveniente de los Lotes 56 y 88; y comprende las Unidades de Separación, Deshidratación, Criogénica, Estabilización y Reinyección. Además, consta de 4 trenes criogénicos: 2 trenes de 220 MMPCD cada uno y 2 trenes de 360 MMPCD cada uno; y dos Unidades de Estabilización de Condensados de 25,000 BPD cada una.

La adjudicación del transporte y distribución de gas natural y productos derivados

En octubre del 2000 se adjudicó al consorcio Transportadora de Gas del Perú S. A. (TGP) el transporte y distribución de GN y productos derivados; es decir, la concesión de los Sistemas de Transporte de GN y LGN de hacia la Costa, así como del Sistema de distribución por red de ductos en Lima y Callao. El consorcio ofreció una inversión total de

US$ 1,456 millones (1,300 para transporte y 156 para distribución) en un acuerdo de 33 años de duración. Es necesario mencionar que, en el contrato de Distribución otorgado a TGP exisa una cláusula que lo obligaba a ceder la posición contractual de dicho contrato a otra empresa calicada, lo cual ocurrió en mayo del 2002. A la fecha, para el transporte de GN y LGN por ductos desde Camisea hacia el City Gate en Lurín, los trabajos de revegetación están a cargo de TGP, que 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 operavo. El ducto que transporta GN está constuido por un gasoducto de aproximadamente 729 km, que se inicia en la cuenca amazónica del río Malvinas, en el departamento de Cusco, atraviesa la Cordillera de los Andes y llega a las costas del Océano Pacíco, y naliza en el Punto de Entrega, ubicado en Lurín. El gasoducto recorre aproximadamente 208 km con un diámetro de 32″, connua a lo largo de 310 km con un diámetro de 24″ y termina tras 211 km con un diámetro de 18”. El Sistema de Transporte de LGN está constuido por un poliducto de aproximadamente 557 km, el cual comienza en el mismo punto


A comienzos del año 2000, el Gobierno Peruano llevó adelante las licitaciones de la exploración del Lote 88 y la construcción y operación de la planta Malvinas.

Las diferentes etapas de la cadena de aprovechamiento de los recursos de gas se encuentran, desde entonces, reguladas por la Ley N° 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del GN, y su Reglamento (D. S. N° 040-99-EM), así como por el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos y el Reglamento de Distribución de GN por red de Ductos (aprobados por D.S. N° 042-99-EM y D.S. N° 081-2007-EM, respecvamente). El marco legal para el proyecto Camisea, a diferencia de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley N° 26221) que reconoce la libertad de precios, dene la existencia de precios topes para el GN en los contratos de licencia entre PERUPETRO y el productor –dentro de la etapa de la explotación de los yacimientos –, cuando se consideran lotes con reservas probadas, como ha sido el caso del Lote 88. Del mismo modo, a diferencia del Reglamento de transporte por ductos, en el caso de los primeros ductos del proyecto Camisea, se establecieron mecanismos para garanzar la viabilidad del proyecto como la Garana por Red Principal (GRP) usada para la determinación de las tarifas de transporte por gasoducto. La explotación del Lote 88 y la planta Malvinas

A comienzos del año 2000, el Gobierno Peruano llevó adelante las licitaciones de la exploración del Lote 88 y la construcción y operación

de la planta Malvinas. Con relación al primero, mediante Decreto Supremo Nº 021-2000-EM, publicado en el diario ocial El Peruano el día 7 de diciembre de 2000, se aprobó el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88, celebrado entre PERUPETRO S.A. y el consorcio Pluspetrol.

Desde dicha planta se obenen dos productos: i) GN Seco, que es transportado hasta la ciudad de Lima a través del Sistema de Transporte de GN de la empresa TGP –la parte del GN Seco que no es transportado por TGP es reinyectado al yacimiento del Lote 88–; y ii) LGN, que son transportados hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco por TGP.

Este consorcio ganó el contrato para la explotación de los yacimientos del Lote 88 durante un período de 40 años. En los términos acordados el consorcio se compromea al desarrollo del upstream para la primera etapa del Proyecto Integral de Camisea que consideraba la perforación de pozos, la construcción de instalaciones en los yacimientos y de plantas de procesamiento.

En el año 2012, se realizó la segunda ampliación de la planta Malvinas con una inversión esmada de US$ 334 millones. El Proyecto contempló la instalación de equipos de procesos y de almacenamiento de LGN para ampliar la capacidad de procesamiento en 520 MMPCD de GN húmedo, con la nalidad de abastecer al mercado nacional con volúmenes adicionales de GN seco. El GN húmedo proviene de los pozos de las locaciones Cashiriari 3 del Lote 88, Mipaya del Lote 56 (ambos del Consorcio Pluspetrol) y de Kinteroni del Lote 57 (Repsol).

El 5 de agosto del 2004, se inauguró la planta de gas de Camisea “Las Malvinas”, ubicada en Cusco, tras una inversión de US$ 600 millones, con una capacidad de procesamiento inicial de 450 MMPCD. En la actualidad, esta planta está diseñada para procesar 1,160 MMPCD de GN proveniente de los Lotes 56 y 88; y comprende las Unidades de Separación, Deshidratación, Criogénica, Estabilización y Reinyección. Además, consta de 4 trenes criogénicos: 2 trenes de 220 MMPCD cada uno y 2 trenes de 360 MMPCD cada uno; y dos Unidades de Estabilización de Condensados de 25,000 BPD cada una.

La adjudicación del transporte y distribución de gas natural y productos derivados

En octubre del 2000 se adjudicó al consorcio Transportadora de Gas del Perú S. A. (TGP) el transporte y distribución de GN y productos derivados; es decir, la concesión de los Sistemas de Transporte de GN y LGN de hacia la Costa, así como del Sistema de distribución por red de ductos en Lima y Callao. El consorcio ofreció una inversión total de

US$ 1,456 millones (1,300 para transporte y 156 para distribución) en un acuerdo de 33 años de duración. Es necesario mencionar que, en el contrato de Distribución otorgado a TGP exisa una cláusula que lo obligaba a ceder la posición contractual de dicho contrato a otra empresa calicada, lo cual ocurrió en mayo del 2002. A la fecha, para el transporte de GN y LGN por ductos desde Camisea hacia el City Gate en Lurín, los trabajos de revegetación están a cargo de TGP, que 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 operavo. El ducto que transporta GN está constuido por un gasoducto de aproximadamente 729 km, que se inicia en la cuenca amazónica del río Malvinas, en el departamento de Cusco, atraviesa la Cordillera de los Andes y llega a las costas del Océano Pacíco, y naliza en el Punto de Entrega, ubicado en Lurín. El gasoducto recorre aproximadamente 208 km con un diámetro de 32″, connua a lo largo de 310 km con un diámetro de 24″ y termina tras 211 km con un diámetro de 18”. El Sistema de Transporte de LGN está constuido por un poliducto de aproximadamente 557 km, el cual comienza en el mismo punto

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del gasoducto y naliza en Playa Lobería (Pisco). Al igual que el gasoducto, es un ducto telescópico, pero de 14″ y 10” de diámetro. La distribución de gas natural en Lima y Callao, y el City Gate de Lurín

En mayo del 2002, TGP cedió la posición contractual de la concesión para la distribución de GN a través de una red de mediana y baja presión en la ciudad de Lima y Callao a la compañía franco-belga Tractebel, que creó la empresa GN de Lima y Callao S.A. (GNLC), a la fecha denominada Cálidda11. Tractebel debía realizar una inversión que se esmó en US$ 200 millones. El 6 de agosto del 2004 se inauguró el City Gate de Lurín, en lo que constuyó el inicio del sistema de distribución de GN en Lima y Callao.

Hidrocarburos en el Lote 57, celebrado entre PERUPETRO S.A. y el consorcio conformado entre Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú y Burlington Resources Perú Limited, Sucursal Peruana. La planta de fraccionamiento de LGN en Pisco

La adjudicación del Lote 57

El 7 de agosto del 2004 se inauguró la Planta de Fraccionamiento de Pisco, operada por Pluspetrol Perú Corporaon S. A. y diseñada para producir más de 33 MBls de GLP. Esta planta está ubicada al sur de la ciudad de Pisco, en el departamento de Ica. La Planta de Fraccionamiento recibe los LGN provenientes de la Planta de Separación de GN Malvinas y está diseñada para procesar hasta 85 MBPD de LGN. Esta planta incluye 2 Unidades de Fraccionamiento para producir propano y butano, y 2 Unidades de Deslación Primaria para producir naa y diesel. La planta también cuenta con un pao de tanques para almacenamiento de LGN y productos intermedios (condensado) y productos nales (propano, butano, naa y diesel). Además, las instalaciones cuentan con un terminal marímo para el despacho estos productos nales incluyendo tuberías de conducción submarinas, instalaciones de amarre y una plataforma con 3 brazos de carga.

El 19 de noviembre del 2003 se publicó el D.S. Nº 043-2003-EM, que aprobó el Contrato de Licencia para la Exploración y Explotación de

En el año 2012, se terminó la segunda ampliación de la Planta de Fraccionamiento de LGN en Pisco, con una inversión esmada

La inauguración de las plantas anteriormente señaladas permió que en agosto de 2004 comenzara la operación comercial de la red principal de distribución en Lima y Callao, atendiendo a siete clientes inicialmente.

de US$ 156 millones. Las obras correspondieron a la ampliación de su capacidad de procesamiento y de almacenamiento de LGN y de productos. Dichas obras permieron ampliar su capacidad de procesamiento de 85 MBPD hasta 120 MBPD de LGN. Asimismo, permió la ampliación de la capacidad de almacenamiento en un total de 128 MBls.

Perupetro y Pluspetrol), estableciéndose que las reservas de dicho lote se desnarán únicamente al mercdo interno. De esta manera, los 2.5 TCF compromedos del Lote 88 serán reemplazados por las reservas del Lote 57 y de las nuevas exploraciones hechas al Lote 56.


El 15 de diciembre de 2009, se inauguró y se puso en marcha la Planta Compresora del Sistema de Transporte de GN de Camisea, Chiquinrca, cuyo tular es TGP.

En el año 2004 el consorcio formado por Pluspetrol ganó la licitación del Lote 56, cuyo gas podía ser exportado sin restricción alguna puesto que ya estaba compromedo el del Lote 88. En el año 2006, Hunt, SK y Repsol, aliados con Marubeni, diversicaron el negocio creando Perú-LNG para exportar GN licuefactado (en adelante, GNL). Para ello, PERUPETRO les aseguró un contrato para ampliar el gasoducto y construir un terminal marímo y una planta industrial en la costa. Los bancos les exigieron para nanciar el proyecto unas reservas por 4.4 TCF, pero para entonces solo tenían 2.4 TCF del Lote 56. Es así que el Estado peruano les permió ulizar el monto restante (2.5 TCF) de las reservas del Lote 88. Esta situación estuvo vigente hasta agosto del 2014, fecha en que se rmó la adenda al contrato del Lote 88 (suscrita por los presidentes de

La Planta Compresora Chiquinrca

La ampliación de la capacidad del Sistema de transporte de GN por ductos de Camisea al City Gate, incluyó las siguientes instalaciones: a) instalación de una planta compresora en la localidad de Chiquinrca, departamento de Ayacucho, b) primera etapa de la construcción de un Loop de 24” paralelo al ducto de 18”, c) cambio en el espesor de las tuberías 900 aguas arriba y 1,100 metros aguas abajo de la planta compresora y d) interconexión del Sistema de transporte de GN por ductos de Camisea al City Gate, operado por la empresa TGP, con el ducto principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, operado por la empresa Perú LNG.


del gasoducto y naliza en Playa Lobería (Pisco). Al igual que el gasoducto, es un ducto telescópico, pero de 14″ y 10” de diámetro. La distribución de gas natural en Lima y Callao, y el City Gate de Lurín

En mayo del 2002, TGP cedió la posición contractual de la concesión para la distribución de GN a través de una red de mediana y baja presión en la ciudad de Lima y Callao a la compañía franco-belga Tractebel, que creó la empresa GN de Lima y Callao S.A. (GNLC), a la fecha denominada Cálidda11. Tractebel debía realizar una inversión que se esmó en US$ 200 millones. El 6 de agosto del 2004 se inauguró el City Gate de Lurín, en lo que constuyó el inicio del sistema de distribución de GN en Lima y Callao.

Hidrocarburos en el Lote 57, celebrado entre PERUPETRO S.A. y el consorcio conformado entre Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú y Burlington Resources Perú Limited, Sucursal Peruana. La planta de fraccionamiento de LGN en Pisco


El 7 de agosto del 2004 se inauguró la Planta de Fraccionamiento de Pisco, operada por Pluspetrol Perú Corporaon S. A. y diseñada para producir más de 33 MBls de GLP. Esta planta está ubicada al sur de la ciudad de Pisco, en el departamento de Ica. La Planta de Fraccionamiento recibe los LGN provenientes de la Planta de Separación de GN Malvinas y está diseñada para procesar hasta 85 MBPD de LGN. Esta planta incluye 2 Unidades de Fraccionamiento para producir propano y butano, y 2 Unidades de Deslación Primaria para producir naa y diesel. La planta también cuenta con un pao de tanques para almacenamiento de LGN y productos intermedios (condensado) y productos nales (propano, butano, naa y diesel). Además, las instalaciones cuentan con un terminal marímo para el despacho estos productos nales incluyendo tuberías de conducción submarinas, instalaciones de amarre y una plataforma con 3 brazos de carga.

El 19 de noviembre del 2003 se publicó el D.S. Nº 043-2003-EM, que aprobó el Contrato de Licencia para la Exploración y Explotación de

En el año 2012, se terminó la segunda ampliación de la Planta de Fraccionamiento de LGN en Pisco, con una inversión esmada

La inauguración de las plantas anteriormente señaladas permió que en agosto de 2004 comenzara la operación comercial de la red principal de distribución en Lima y Callao, atendiendo a siete clientes inicialmente.

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de US$ 156 millones. Las obras correspondieron a la ampliación de su capacidad de procesamiento y de almacenamiento de LGN y de productos. Dichas obras permieron ampliar su capacidad de procesamiento de 85 MBPD hasta 120 MBPD de LGN. Asimismo, permió la ampliación de la capacidad de almacenamiento en un total de 128 MBls.

Perupetro y Pluspetrol), estableciéndose que las reservas de dicho lote se desnarán únicamente al mercdo interno. De esta manera, los 2.5 TCF compromedos del Lote 88 serán reemplazados por las reservas del Lote 57 y de las nuevas exploraciones hechas al Lote 56.


El 15 de diciembre de 2009, se inauguró y se puso en marcha la Planta Compresora del Sistema de Transporte de GN de Camisea, Chiquinrca, cuyo tular es TGP.

En el año 2004 el consorcio formado por Pluspetrol ganó la licitación del Lote 56, cuyo gas podía ser exportado sin restricción alguna puesto que ya estaba compromedo el del Lote 88. En el año 2006, Hunt, SK y Repsol, aliados con Marubeni, diversicaron el negocio creando Perú-LNG para exportar GN licuefactado (en adelante, GNL). Para ello, PERUPETRO les aseguró un contrato para ampliar el gasoducto y construir un terminal marímo y una planta industrial en la costa. Los bancos les exigieron para nanciar el proyecto unas reservas por 4.4 TCF, pero para entonces solo tenían 2.4 TCF del Lote 56. Es así que el Estado peruano les permió ulizar el monto restante (2.5 TCF) de las reservas del Lote 88. Esta situación estuvo vigente hasta agosto del 2014, fecha en que se rmó la adenda al contrato del Lote 88 (suscrita por los presidentes de

La Planta Compresora Chiquinrca

La ampliación de la capacidad del Sistema de transporte de GN por ductos de Camisea al City Gate, incluyó las siguientes instalaciones: a) instalación de una planta compresora en la localidad de Chiquinrca, departamento de Ayacucho, b) primera etapa de la construcción de un Loop de 24” paralelo al ducto de 18”, c) cambio en el espesor de las tuberías 900 aguas arriba y 1,100 metros aguas abajo de la planta compresora y d) interconexión del Sistema de transporte de GN por ductos de Camisea al City Gate, operado por la empresa TGP, con el ducto principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, operado por la empresa Perú LNG.

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Las primeras tres instalaciones iniciaron operación el 31 de marzo de 2010. Respecto a la cuarta instalación, el 27 de mayo de 2010 fue aprobado por el MINEM el “Acuerdo para el Incremento y Uso de la Capacidad de Transporte del Ducto Principal”, presentado por TGP y Perú LNG. Este acuerdo permirá incrementar la capacidad del Sistema de Transporte de TGP hasta 530 MMPCD de GN. Su diseño permirá transportar a todo el sistema hasta 1,104 MMPCD de GN con cuatro turbocompresores (tres en operación y uno en reserva). El 31 de marzo de 2010, la planta compresora inició operaciones con dos turbocompresores (uno en operación y uno en reserva) y el 6 de julio de 2010 Osinergmin aprobó para la operación de la planta compresora con cuatro turbocompresores (tres en operación y uno en reserva). El Proyecto de licu efacción de gas natural en Pampa Melchorita

El 10 de junio del 2010 se inauguró la planta de licuefacción de GN de Pampa Melchorita, con una capacidad de procesar 625 MMPCD de GN, siendo la primera en América del Sur. La planta está constuida por lo siguiente: a) instalaciones de procesos (Planta de Licuefacción), b) instalaciones de facilidades auxiliares, c) instalaciones marímas (para cargar el producto en los buques de GNL para el transporte por mar a los clientes potenciales), d) edicios


Las primeras tres instalaciones iniciaron operación el 31 de marzo de 2010. Respecto a la cuarta instalación, el 27 de mayo de 2010 fue aprobado por el MINEM el “Acuerdo para el Incremento y Uso de la Capacidad de Transporte del Ducto Principal”, presentado por TGP y Perú LNG. Este acuerdo permirá incrementar la capacidad del Sistema de Transporte de TGP hasta 530 MMPCD de GN. Su diseño permirá transportar a todo el sistema hasta 1,104 MMPCD de GN con cuatro turbocompresores (tres en operación y uno en reserva). El 31 de marzo de 2010, la planta compresora inició operaciones con dos turbocompresores (uno en operación y uno en reserva) y el 6 de julio de 2010 Osinergmin aprobó para la operación de la planta compresora con cuatro turbocompresores (tres en operación y uno en reserva). El Proyecto de licu efacción de gas natural en Pampa Melchorita

El 10 de junio del 2010 se inauguró la planta de licuefacción de GN de Pampa Melchorita, con una capacidad de procesar 625 MMPCD de GN, siendo la primera en América del Sur. La planta está constuida por lo siguiente: a) instalaciones de procesos (Planta de Licuefacción), b) instalaciones de facilidades auxiliares, c) instalaciones marímas (para cargar el producto en los buques de GNL para el transporte por mar a los clientes potenciales), d) edicios -68-

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y viviendas localizados dentro del área del proyecto y e) dos tanques de almacenamiento de GNL de 130,000 m3 cada uno. La distribución de gas natural en el departamento de Ica

En diciembre del 2010, Contugas se convirtió en la empresa destinada a distribuir GN en el departamento de Ica en las localidades de Pisco, Chincha, Ica, Nazca y Marcona. Concesionada por el Estado Peruano en el 2009 por un período de 30 años obtuvo la aprobación de su Estudio de Impacto Ambiental y empezó la implementación de su plan de inversiones por un monto estimado de US$ 300 millones. Contempló la construcción de un gasoducto de 260 kilómetros y más de 74 kilómetros de ramales. En febrero de 2012, Contugas entró en operación comercial parcial en la ciudad de Pisco, logrando prestar servicios a los primeros hogares. Según el contrato de concesión la empresa debería haber instalado cerca de 50 mil conexiones al 2015. El 7 de junio de 2014 11, Contugas dio inicio a la operación comercial total del sistema en el departamento de Ica, contando con 16 mil familias que ya estaban conectadas al servicio de GN. La obra demandó una inversión de US$ 345 millones, lo que incluyó la

instalación del ducto regional, así como las redes gasíferas en las ciudades de Chincha, Pisco, Ica, Marcona y Nazca. Esta obra contó con el financiamiento del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), entre otras instituciones. El compromiso de Contugas con el Estado peruano es llegar a 31,652 viviendas para el 30 de abril de 2015. En una segunda parte, completará la red hasta llegar a 50,000 hogares en los próximos cinco años. Reconformación del consorcio exportador de GNL

A inicios del 2013, Repsol S.A. anunció la venta al grupo petrolero angloholandés Shell de sus activos de GNL, que incluían su participación de 20% en Perú LNG LLC, accionista de Perú LNG SRL. El proceso de compra y traspaso de los activos a Shell se desarrolló durante el 2013, donde asumió la condición de OffTaker en el contrato Take or Pay que mantiene con Perú LNG. Esto permitió que, después de 16 años, Shell retorne al Perú al pagar US$ 4,400 millones y asumir compromisos financieros por US$ 2,253 millones por activos de GNL que Repsol tenía en el país, en Trinidad y Tobago y España. La compra incluyó los contratos de comercialización de GNL y de fletamento de los buques metaneros.

El ingreso de la inversión china en los Lotes X, 57 y 58

El 13 de noviembre del 2013, Petrobras cerró la venta de sus activos en Perú a la China National Petroleum Corporation (CNPC) por US$ 2,600 millones. De este modo la petrolera china adquirió el 100% de los derechos del Lote X y Lote 58 y el 46.16% de la parcipación del Lote 57.

exactud la candad de recursos. En los siguientes subsecciones se detalla la conformación de los recursos de Camisea en cuanto a lotes, yacimientos y reservas de GN y LGN.

4.3.1 Lotes involucrados en la zona de Camisea

La zona de Camisea incluye 4 lotes, tres en explotación y uno en exploración. Los lotes en explotación son el Lote 88 operado bajo El Lote X es un yacimiento que ha mostrado producción en los úlmos licencia por Pluspetrol, ubicado en el departamento de Cusco, el cual años; el Lote 57 es un yacimiento de GN y condensados mientras que incluye a los yacimientos San Marn y Cashiari; el Lote 56 también en el Lote 58 se anunciaron descubrimientos de GN y condensados. operado bajo licencia por Pluspetrol, ubicado en el departamento de Cusco, el cual incluye a los yacimientos de Pagoreni y Mipaya; y el A connuación se presenta dos ilustraciones, la primera muestra Lote 57 operado por Repsol y CPNC, ubicado entre los departamentos el diseño actual del proyecto Camisea, y la segunda, muestra a de Cusco, Ucayali y Junín, el cual incluye a los pozos Kinteroni, los agentes involucrados al año 2014. Véase Ilustración N°4-3 y la Mapi y Mashira. El lote en exploración es el Lote 58 ubicado en el Ilustración N°4-4. departamento de Cusco y es operado por la empresa CNPC. Véase la Ilustración N°4-5 para mayor detalle.

4.3 Magnitud de los recursos de gas natural y líquidos de gas natural Lotes 88 y 56 En cuanto a la magnitud de los recursos de Camisea, es preciso señalar que dicha información se actualiza constantemente, dado que, por la naturaleza de los yacimientos, es imposible determinar con

El Lote 88 operado por Pluspetrol agrupa dos estructuras de gas y condensados (San Marn y Cashiriari) localizadas en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 km de la margen derecha del río Urubamba.


y viviendas localizados dentro del área del proyecto y e) dos tanques de almacenamiento de GNL de 130,000 m3 cada uno. La distribución de gas natural en el departamento de Ica

En diciembre del 2010, Contugas se convirtió en la empresa destinada a distribuir GN en el departamento de Ica en las localidades de Pisco, Chincha, Ica, Nazca y Marcona. Concesionada por el Estado Peruano en el 2009 por un período de 30 años obtuvo la aprobación de su Estudio de Impacto Ambiental y empezó la implementación de su plan de inversiones por un monto estimado de US$ 300 millones. Contempló la construcción de un gasoducto de 260 kilómetros y más de 74 kilómetros de ramales. En febrero de 2012, Contugas entró en operación comercial parcial en la ciudad de Pisco, logrando prestar servicios a los primeros hogares. Según el contrato de concesión la empresa debería haber instalado cerca de 50 mil conexiones al 2015. El 7 de junio de 2014 11, Contugas dio inicio a la operación comercial total del sistema en el departamento de Ica, contando con 16 mil familias que ya estaban conectadas al servicio de GN. La obra demandó una inversión de US$ 345 millones, lo que incluyó la

instalación del ducto regional, así como las redes gasíferas en las ciudades de Chincha, Pisco, Ica, Marcona y Nazca. Esta obra contó con el financiamiento del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), entre otras instituciones. El compromiso de Contugas con el Estado peruano es llegar a 31,652 viviendas para el 30 de abril de 2015. En una segunda parte, completará la red hasta llegar a 50,000 hogares en los próximos cinco años.

El ingreso de la inversión china en los Lotes X, 57 y 58

El 13 de noviembre del 2013, Petrobras cerró la venta de sus activos en Perú a la China National Petroleum Corporation (CNPC) por US$ 2,600 millones. De este modo la petrolera china adquirió el 100% de los derechos del Lote X y Lote 58 y el 46.16% de la parcipación del Lote 57.

exactud la candad de recursos. En los siguientes subsecciones se detalla la conformación de los recursos de Camisea en cuanto a lotes, yacimientos y reservas de GN y LGN.

4.3.1 Lotes involucrados en la zona de Camisea

La zona de Camisea incluye 4 lotes, tres en explotación y uno en exploración. Los lotes en explotación son el Lote 88 operado bajo El Lote X es un yacimiento que ha mostrado producción en los úlmos licencia por Pluspetrol, ubicado en el departamento de Cusco, el cual años; el Lote 57 es un yacimiento de GN y condensados mientras que incluye a los yacimientos San Marn y Cashiari; el Lote 56 también en el Lote 58 se anunciaron descubrimientos de GN y condensados. operado bajo licencia por Pluspetrol, ubicado en el departamento de Cusco, el cual incluye a los yacimientos de Pagoreni y Mipaya; y el A connuación se presenta dos ilustraciones, la primera muestra Lote 57 operado por Repsol y CPNC, ubicado entre los departamentos el diseño actual del proyecto Camisea, y la segunda, muestra a de Cusco, Ucayali y Junín, el cual incluye a los pozos Kinteroni, los agentes involucrados al año 2014. Véase Ilustración N°4-3 y la Mapi y Mashira. El lote en exploración es el Lote 58 ubicado en el Ilustración N°4-4. departamento de Cusco y es operado por la empresa CNPC. Véase la Ilustración N°4-5 para mayor detalle.

Reconformación del consorcio exportador de GNL

A inicios del 2013, Repsol S.A. anunció la venta al grupo petrolero angloholandés Shell de sus activos de GNL, que incluían su participación de 20% en Perú LNG LLC, accionista de Perú LNG SRL. El proceso de compra y traspaso de los activos a Shell se desarrolló durante el 2013, donde asumió la condición de OffTaker en el contrato Take or Pay que mantiene con Perú LNG. Esto permitió que, después de 16 años, Shell retorne al Perú al pagar US$ 4,400 millones y asumir compromisos financieros por US$ 2,253 millones por activos de GNL que Repsol tenía en el país, en Trinidad y Tobago y España. La compra incluyó los contratos de comercialización de GNL y de fletamento de los buques metaneros.

4.3 Magnitud de los recursos de gas natural y líquidos de gas natural Lotes 88 y 56 En cuanto a la magnitud de los recursos de Camisea, es preciso señalar que dicha información se actualiza constantemente, dado que, por la naturaleza de los yacimientos, es imposible determinar con

El Lote 88 operado por Pluspetrol agrupa dos estructuras de gas y condensados (San Marn y Cashiriari) localizadas en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 km de la margen derecha del río Urubamba.

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Ilustración N°4-3: Diseño del Proyecto Camisea al año 2014

Repsol y CNPC

RN - Lachay

57

RP - NOR Yauyos

Zona de Camisea (Lotes 56,57,58 y 88)

Calidda

Planta Procesadora-Pariñas

(Distribución de GN en Lima)

Pampilla

i

Lima

i Planta de SeparaciónCurimaná

Planta de FraccionamientoOCÉANO PACÍFICO Yarinacocha Planta Malvinas

Huancayo

Planta de Licuefacción Melchorita

Huancavelica

Perú LNG

TGP

(Planta compresora Chiquitrinca)

TGP

Planta de Licuefacción)

(Transporte: Gasoducto y Poliducto Camisea)

Melchorita

Chiquintirca

i i SH - Machu Picchu

i

Cusco

i

Abancay

Contugas

(Distribución de GN en el departamento de Ica)

Pluspetrol

(Planta de Fraccionamiento de LGN) RN- Paracas

Ica

:

TRANSPORTE

i EXPLOTACIÓN

DISTRIBUCIÓN

Planta de Fraccionamiento Pisco

i I

I

Fuente: PERUPETRO, Osinergmin. Elaboración: OEE – Osinergmin.

88 l i

ZR - Humedales de Puerto Viejo

i

58

SN - Meganton

Pisco

Planta Comprensora Chiquintirca

PN - Otishi

RVS - Pantanos de Villa Lurín

i OCÉANO ATLÁNTICO

CNPC

Pluspetrol

(Explo tació nLotes56 y88)

56

( Lote 58) Malvinas

ACR - Huaytapallana

City Gate de Lurín

(Lote57)

EXPORTACIÓN


Ilustración N°4-3: Diseño del Proyecto Camisea al año 2014

Repsol y CNPC

RN - Lachay

(Distribución de GN en Lima)

Pampilla

i Planta de SeparaciónCurimaná

Planta de FraccionamientoOCÉANO PACÍFICO Yarinacocha Planta Malvinas

Huancayo

88

58

SN - Meganton

l i

TGP

Perú LNG

i i

(Planta compresora Chiquitrinca)

Huancavelica

TGP

Planta de Licuefacción)

(Transporte: Gasoducto y Poliducto Camisea)

Melchorita

SH - Machu Picchu

Chiquintirca

i

Cusco

i

Pisco

Planta Comprensora Chiquintirca

Planta de Licuefacción Melchorita

PN - Otishi

ZR - Humedales de Puerto Viejo

i

56

RVS - Pantanos de Villa Lurín

i OCÉANO ATLÁNTICO

CNPC

( Lote 58) Malvinas

ACR - Huaytapallana

City Gate de Lurín

Lima

i

Pluspetrol

(Explo tació nLotes56 y88)

Zona de Camisea (Lotes 56,57,58 y 88)

Calidda

Planta Procesadora-Pariñas

(Lote57)

57

RP - NOR Yauyos

Abancay

Contugas

(Distribución de GN en el departamento de Ica)

Pluspetrol

(Planta de Fraccionamiento de LGN) RN- Paracas

Ica

:

TRANSPORTE

i EXPLOTACIÓN

DISTRIBUCIÓN

EXPORTACIÓN

Planta de Fraccionamiento Pisco

i I

I

Fuente: PERUPETRO, Osinergmin. Elaboración: OEE – Osinergmin.

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Y N A P M O C G N I D N U F G N G L N T L N A U E H S I Ú M R A E C P Y N A P M O C ) G N I D L O H (

L L E

H S

4 1 0 2 o ñ a l a a e s i m a C o t c e y o r p l e n e s o d a r c u l o v n i s e t n e g A : 4 4 ° N n ó i c a r t s u l I

L N G Ú R E P N Ó I C A T R O P X E E D O T C E Y O R P

S E L A N I F S O D A C R E M

n ó i c o c a i c x i é f i s M a o g l l e i r n e a d z a n a t n M a l P

% 0 0 1 Y N Ó I E C T A R Z O I P L S A I N C A R R E T M O C


N O I T A V O N N I K S

T N E M P O L E V E D G N L I

i r l a a n n i i u o c h a a N C l a e u r q u r t a a P N

N E B U R A M

L L E

H S

% 0 4

% 0 1 % 0 1

E K A T F F O

% 0 2 % 0 2

” 4 3

O T G C N U L D Ú O R E E S P A G

N Ó I C U B I R T S I D

A C I

A M I L

% 5 2

” 4 2

R T E L N S E G E N I D D A L S O E H R Ú P R M E E P

% 0 4

N O I T A

. L . S . C N I A E S I M A C S A G C E T

L A N O I T A N R E T N I S A G A N E

% 3 2 % 3 1 % 0 1

E T R O P S N A R T

N Ó I C A T O L P X E

Á T O G O B E D A . Í G D

% 0 6

” 8 1

” 2 3

6 5 E T O L Y 8 8 E T O L : A E S I M A C

Á T O G O B E D A . Í D G T R L E N S E G N E I D D A L S O E H R Ú P R M E E P

% 5 7

L I O T N U H

% 5 2

% 0 1 % 0 1

R O P R O C S E N I L E P I P Ú R E P O C P I S

D T L , . O C N O I T A V O N N I K S

N O I T A R O P R O C N E M R A C

S O R T O

% 2 2 % 1 2 % 1 1

L O S P E R

Y G R E N E K S

L O R T E P S U L P

% 0 1 % 8 1

% 7 2

L O R T E P C E T

H S A R T A

N O S

e r c A

s o t i u q I

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N Ó I A C T I C R A F O E H U C C I L E L M E A D P A M T A N P A L P

a d a v s r a e u s g e a R Y a n o Z

R O I R E T

N I L E D S A G E D A R O D A T R O P S N A R T

, P . S . E . A . S S A G I M O R P

n i m g r e n i s O E E O : n ó i c a r o b a l E . n i m g r e n i s O , m u i r b i l i u q E , s a i r a n o i s e c n o c s a s e r p m e , M E N I M : e t n e u F

) 4 1 0 2 ( a e s i m a C e d s o s r u c e r s o l e d s a s e r p m e y s o z o p , s e t o L : 5 4 ° N n ó i c a r t s u l I

R O D A U C E

l a a i r i n o i m c a a S N a e y u a q c r a a P P

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3 n : í t o r z a o M P n a S

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i : n s o o r e z t o n i P K

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n i m g r e n i s O E E O : n ó i c a r o b a l E . n i m g r e n i s O , m u i r b i l i u q E , s a i r a n o i s e c n o c s a s e r p m e , M E N I M : e t n e u F

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-74-

n i m g r e n i s O E E O : n ó i c a r o b a l E . n i m g r e n i s O – N G F G y O R T E P U R E P : e t n e u F

-75-


El yacimiento San Marn se compone de dos locaciones: San Marn 1 y San Marn 3; Cashiriari dispone también de dos locaciones: Cashiriari 1 y Cashiriari 3.

y 1 pozo inyector de cortes de perforación). La inversión esmada es de US$ 300 millones.

Lotes 57 y 58 En cuanto al Lote 56, operado por Pluspetrol, éste se ubica en la zona sudeste del territorio peruano, en la verente oriental de la Cordillera El Lote 57, operado a la fecha por el consorcio Repsol (53.84%) y CNPC de los Andes, en el valle del Bajo Urubamba, perteneciente al distrito (46.16%), se ubica en la verente oriental de la Cordillera de los Andes, de Echarate, provincia de la Convención en el departamento de Cusco. entre los valles del Rio Tambo y del rio Urubamba, provincias de Sapo (Junín) , Atalaya (Ucayali) y La Convención (Cusco). El Lote 56 abarca los yacimientos Pagoreni y Mipaya, ubicado adyacente a los Lotes 88 y 57. El proyecto del Lote 56 está desnado Desde nes del año 2006, Repsol realiza acvidades exploratorias en a la exportación de GNL, para lo cual el gas producido de la estructura el Lote 57. De acuerdo al Estudio de Impacto Ambiental, el proyecto Pagoreni es transportado hacia la Planta de Licuefacción de Pampa se inicia con la perforación de los siguientes tres pozos: Kinteroni, Melchorita. Los LGN son recuperados en la Planta de Fraccionamiento Mapi y Mashira, en ese orden. La exploración se inició en diciembre de Pisco. En el año 2012, las reservas probadas de GN eran de 3 TCF y del 2006 con trabajos de sísmica, seguidos de la perforación del de LGN eran del orden de 216 MMBls. pozo exploratorio Kinteroni 1X, del cual se obtuvieron resultados favorables. Posteriormente, se ampliaron los trabajos de sísmica y se Existe un proyecto de ampliación del programa de perforación en realizó la perforación de dos nuevos pozos exploratorios: Kinteroni 2X el Lote 56, cuyo plazo de ejecución fue programado para el período y Kinteroni 3X, los cuales fueron perforados sobre el mismo riel al pozo 2010-2015. Tiene el propósito de incrementar las reservas probadas existente Kinteroni 1X. Junto con la perforación de estos dos nuevos de GN y LGN. Para ello, según el programa presentado por Pluspetrol, pozos, se realizó la completación del pozo Kinteroni 1X. se perforarán cuatro pozos en cada una de las locaciones siguientes: Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y Pagoreni Norte (3 pozos de desarrollo

Al 31 de diciembre del 2013 y de acuerdo a Repsol, las reservas probadas de GN en el Lote 57 se esmaban en 0.96 TCF, mientras que las reservas probadas de LGN eran de 54.5 MMBls. El GN será procesado en la Planta de Separación Las Malvinas y los LGN serán procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco.

Camisea. A la fecha se encuentra en exploración, y se espera que este trabajo permita conrmar nuevas reservas de GN.

4.3.2 Reservas de GN y LGN

El inicio de la explotación de GN y LGN en el campo Kinteroni es un proyecto que demandó a diciembre de 2013 una inversión aproximada de US$ 808 millones. Para el quinquenio 2014 – 2018, Repsol ene previsto inverr aproximadamente US$ 592 millones. Asimismo, se prevé que la producción en el año 2018 alcanzará un pico de 210 MMPCD de GN y 12 MBPD de LGN.

Las reservas son las candades del recurso (en este caso GN o LGN) que se ancipan como comercialmente recuperables por la aplicación de proyectos de desarrollo de acumulaciones conocidas a una fecha dada, bajo condiciones denidas. Las reservas deben sasfacer cuatro criterios: deben ser descubiertas, recuperables, comerciales y remanentes (a la fecha de evaluación), basadas en el desarrollo del proyecto aplicado. Las reservas de los hidrocarburos pueden ser clasicadas según el grado de cerdumbre de éstas: (i) reservas probadas, (ii) reservas probables y (iii) reservas posibles. Las primeras se reeren a que luego de un análisis de datos geológicos y de ingeniería se esma una razonable certeza que éstas serán comercialmente recuperables a una fecha dada. Por su parte, las reservas probables enen una cerdumbre de recuperación menor a las probadas, usualmente de 50%. En las reservas posibles, el nivel de recuperación es mucho menor.

El Lote 58, operado a la fecha únicamente por CNPC, está localizado en el departamento de Cusco, adyacente a los Lotes 88 y 56 en el área de

Las reservas de GN en el Perú, constuidas por las reservas probadas, probables12 y posibles13 presentados comportamientos diferentes.

El 27 de marzo del 2014, Repsol inició las maniobras para poner en servicio el tramo Yacimiento Kinteroni – Nuevo Mundo – Pagoreni A – Malvinas. A parr de ese día, el yacimiento Kinteroni tuvo una producción promedio de 120 MMPCD. Según lo informado por Repsol, la Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 57 con una producción promedio de 116 MMPCD de gas seco y 8.2 MBPD de LGN.


El yacimiento San Marn se compone de dos locaciones: San Marn 1 y San Marn 3; Cashiriari dispone también de dos locaciones: Cashiriari 1 y Cashiriari 3.

y 1 pozo inyector de cortes de perforación). La inversión esmada es de US$ 300 millones.

Lotes 57 y 58 En cuanto al Lote 56, operado por Pluspetrol, éste se ubica en la zona sudeste del territorio peruano, en la verente oriental de la Cordillera El Lote 57, operado a la fecha por el consorcio Repsol (53.84%) y CNPC de los Andes, en el valle del Bajo Urubamba, perteneciente al distrito (46.16%), se ubica en la verente oriental de la Cordillera de los Andes, de Echarate, provincia de la Convención en el departamento de Cusco. entre los valles del Rio Tambo y del rio Urubamba, provincias de Sapo (Junín) , Atalaya (Ucayali) y La Convención (Cusco). El Lote 56 abarca los yacimientos Pagoreni y Mipaya, ubicado adyacente a los Lotes 88 y 57. El proyecto del Lote 56 está desnado Desde nes del año 2006, Repsol realiza acvidades exploratorias en a la exportación de GNL, para lo cual el gas producido de la estructura el Lote 57. De acuerdo al Estudio de Impacto Ambiental, el proyecto Pagoreni es transportado hacia la Planta de Licuefacción de Pampa se inicia con la perforación de los siguientes tres pozos: Kinteroni, Melchorita. Los LGN son recuperados en la Planta de Fraccionamiento Mapi y Mashira, en ese orden. La exploración se inició en diciembre de Pisco. En el año 2012, las reservas probadas de GN eran de 3 TCF y del 2006 con trabajos de sísmica, seguidos de la perforación del de LGN eran del orden de 216 MMBls. pozo exploratorio Kinteroni 1X, del cual se obtuvieron resultados favorables. Posteriormente, se ampliaron los trabajos de sísmica y se Existe un proyecto de ampliación del programa de perforación en realizó la perforación de dos nuevos pozos exploratorios: Kinteroni 2X el Lote 56, cuyo plazo de ejecución fue programado para el período y Kinteroni 3X, los cuales fueron perforados sobre el mismo riel al pozo 2010-2015. Tiene el propósito de incrementar las reservas probadas existente Kinteroni 1X. Junto con la perforación de estos dos nuevos de GN y LGN. Para ello, según el programa presentado por Pluspetrol, pozos, se realizó la completación del pozo Kinteroni 1X. se perforarán cuatro pozos en cada una de las locaciones siguientes: Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y Pagoreni Norte (3 pozos de desarrollo

Al 31 de diciembre del 2013 y de acuerdo a Repsol, las reservas probadas de GN en el Lote 57 se esmaban en 0.96 TCF, mientras que las reservas probadas de LGN eran de 54.5 MMBls. El GN será procesado en la Planta de Separación Las Malvinas y los LGN serán procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco.

Camisea. A la fecha se encuentra en exploración, y se espera que este trabajo permita conrmar nuevas reservas de GN.

4.3.2 Reservas de GN y LGN

El inicio de la explotación de GN y LGN en el campo Kinteroni es un proyecto que demandó a diciembre de 2013 una inversión aproximada de US$ 808 millones. Para el quinquenio 2014 – 2018, Repsol ene previsto inverr aproximadamente US$ 592 millones. Asimismo, se prevé que la producción en el año 2018 alcanzará un pico de 210 MMPCD de GN y 12 MBPD de LGN.

Las reservas son las candades del recurso (en este caso GN o LGN) que se ancipan como comercialmente recuperables por la aplicación de proyectos de desarrollo de acumulaciones conocidas a una fecha dada, bajo condiciones denidas. Las reservas deben sasfacer cuatro criterios: deben ser descubiertas, recuperables, comerciales y remanentes (a la fecha de evaluación), basadas en el desarrollo del proyecto aplicado. Las reservas de los hidrocarburos pueden ser clasicadas según el grado de cerdumbre de éstas: (i) reservas probadas, (ii) reservas probables y (iii) reservas posibles. Las primeras se reeren a que luego de un análisis de datos geológicos y de ingeniería se esma una razonable certeza que éstas serán comercialmente recuperables a una fecha dada. Por su parte, las reservas probables enen una cerdumbre de recuperación menor a las probadas, usualmente de 50%. En las reservas posibles, el nivel de recuperación es mucho menor.

El Lote 58, operado a la fecha únicamente por CNPC, está localizado en el departamento de Cusco, adyacente a los Lotes 88 y 56 en el área de

Las reservas de GN en el Perú, constuidas por las reservas probadas, probables12 y posibles13 presentados comportamientos diferentes.

El 27 de marzo del 2014, Repsol inició las maniobras para poner en servicio el tramo Yacimiento Kinteroni – Nuevo Mundo – Pagoreni A – Malvinas. A parr de ese día, el yacimiento Kinteroni tuvo una producción promedio de 120 MMPCD. Según lo informado por Repsol, la Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 57 con una producción promedio de 116 MMPCD de gas seco y 8.2 MBPD de LGN.

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l Camisea vs. Total Perú, 2000 – 2012 Gráco N° 4-2: Reservas probadas de

Gráco N° 4-1: Reservas de GN- y LGN en el Perú, 2000 – 2012

a) Gas Natural

a) Reservas de Gas Natural

50

2500

b) Reservas de Líquido de Gas Natural

18

40

Probadas

Probables

Probadas

19.3 20.6

35

Probables

Posibles

878 1,132

90%

12.7 12.5 12.6 12.6

13.2 11.6 11.6 11.2 12.6

20

7.5

7.4

7.4 7.3

7.3

5.2 6.8

6.8

6.8

6.3

s I B M M

7.7

14.0 10.6

15

5.1

470 456 454

8.8

454

477 384

384 384

346 346 349

349

8.7

8.7 8.7

8.7

11.5 11.9 11.8 11.8 12.2 12.0 12.5 12.7 15.4

582 580 579

414

384 781 588

218 294

718 695 577

509

294

682 674

632 658 627 658

790

0

0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

En cuanto al total de las reservas de LGN en el país, éstas han mostrado un comportamiento similar a las de GN. En contraste, las reservas probadas del GN recién mostraron un repunte en el 2012, después de años a la baja o con leves incrementos. Las reservas probadas de LGN totalizaron 790 MMBls en el 2012, monto superior en 35.7% al del año 2000. Como se ha mencionado, el proyecto Camisea es el gran motor para la industria del GN en el Perú. Muestra de ello es lo que representa el proyecto del total de reservas de GN en el Perú. Las reservas probadas en el área de Camisea entre los años 2000 y 2012, representaron en promedio el 93% del total del país; este rango varió entre un mínimo

F C T

75% 70%

6

n ó i c a p i c i t r a P

65%

4

75%

300

100

55%

0


70%

200

0

% pertenece al área de Camis ea

80%

400

2

Total País

85%

s I B500 M M

60%

Área de Camis ea

95% 90%

600 80%

100%

65% 60%

2000 2001 200220032004 20052006200720082009 2010 20112012 Área de Camis ea

Total País




Las reservas probadas de GN, que son aquellas esmadas sobre las cuales hay una real y razonable certeza de que son recuperables y explotables comercialmente, han mostrado una tendencia al alza. Así, éstas representaron solo 8.7 TCF en el 2000, mientras que en el 2012 se incrementaron hasta 15.4 TCF, lo que representó un aumento de 77.7%. En los años 2009 y 2010 hubo un incremento considerable de las reservas, debido al cambio de metodología usado para el cálculo y a la falta de sinceramiento de las mismas. Por eso, a parr del año 2011 se sinceraron las cifras y desde entonces se connúa mostrando un comportamiento moderado. Véase elGráco N° 4-1.

97% 97%

700

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

99% 97%

800

85%

8

431

294 294

500

10

90% 89% 90%

10

264

1000

900

95%

12

1500

30

5

94%

14

2000

Posibles

b) Líquido de Gas Natural

95%

16

45

F C25 T

94%

de 89% y un máximo de 95%. En el año 2000 las reservas en Camisea representaban el 94%, mientras que en el 2012 éstas fueron el 90% debido a la constatación de reservas probadas en la costa norte del país. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presente capítulo. Véase el Gráco N° 4-2. De manera similar, las reservas probadas de los LGN del área de Camisea representaron en promedio el 98% del total del país entre los años 2000 y 2012. Esta parcipación de Camisea se ha mantenido constante en dicho periodo, mostrando la alsima importancia de Camisea en las reservas de LGN en el Perú. En cuanto a las reservas de LGN en otras zonas del país (zócalo y selva central) éstas representaron menos del 6% en promedio en el periodo 2000-2012. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presentecapítulo. En cuanto al total de reservas probadas de GN por lote y empresas concesionarias en el área de Camisea; entre los años 2007 y 2012 el lote más importante en volumen de reservas probadas fue el lote 88 operado por Pluspetrol, el cual en el año 2012 totalizó 10.3 TCF, mientras que el lote 56, también operado por Pluspetrol, poseyó 3.0 TCF en ese año. Por su parte, desde el año 2010 el lote 57 presenta

reservas probadas aunque en menor cuana, siendo éstas inferiores al 2013, la producción scalizada de los LGN del Lote 88 creció en 95%, 1 TCF, el cual es operado por Repsol14. pasando de 33 a 64 MBPD. Véase el Gráco N° 4-4. Respecto al total de reservas probadas de LGN en el área de Camisea; los lotes de esta zona han recuperado sus niveles de reservas probadas luego de presentar una tendencia a la baja en los úlmos años. El lote 88 (Pluspetrol) muestra nuevamente una predominancia en estas reservas al totalizar 515 MMBls en el 2012 representando el 67.6 % del total de reservas probadas en esta área mientras que el lote 56 (Pluspetrol) representó el 28.4%. De manera similar que en las reservas de GN, desde el año 2010 el lote 57 (Repsol) ha mostrado reservas probadas de LGN, aunque en niveles menores.

4.4 Producción scalizada de gas natural y líquidos de gas natural En cuanto a la producción scalizada de GN, la producción de Camisea respecto del total del país muestra una representación que va del 23% al 97% para el periodo 2004-2013. Véase el Gráco N° 4-3. La producción scalizada de GN del Lote 88 pasó de 19 MMPCD en el año 2004 a 509 MMPCD en el año 2013, y entre los años 2005 y

Entre los años 2010 y 2013, la producción scalizada de GN del Lote 56 p asó de 268 MMPCD en el año 2010 a 630 MMPCD en el año 2013, y entre los años 2008 y 2013, la producción scalizada de los LGN del Lote 56 pasó de 10 a 39 MBPD. El desarrollo de la industria de GN en nuestro país ha estado inuenciado por el régimen regulatorio elegido para el Proyecto Camisea. Hay que recordar que antes de dicho proyecto, la industria del GN se encontraba en una situación incipiente. Uno de los aspectos más importantes fue el diseño de separación vercal entre acvidades de esta industria. Así se evitaba que una misma empresa operara varios tramos de la cadena producva del GN, concentrando poder de mercado y desincenvando la competencia. A lo largo de los años el marco regulatorio se ha ido repotenciando con el n de enfrentar los retos que se han ido presentando en el momento. El siguiente capítulo describirá las principales caracteríscas del marco regulatorio implementado, el cual ha estado orientado a establecer un ambiente compevo como garanzar el equilibrio económico-nanciero de las empresas concesionarias en los segmentos de monopolio natural.


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l Camisea vs. Total Perú, 2000 – 2012 Gráco N° 4-2: Reservas probadas de

Gráco N° 4-1: Reservas de GN- y LGN en el Perú, 2000 – 2012

a) Gas Natural

a) Reservas de Gas Natural

50

b) Reservas de Líquido de Gas Natural

2500

18

40

Probadas

Probables

Probadas

19.3 20.6

35

Probables

Posibles

878 1,132

90%

13.2 11.6 11.6 11.2 12.6

12.7 12.5 12.6 12.6

20

7.5

7.4

7.4 7.3

5.2 6.8

7.3

6.8

6.8

5.1 7.7

14.0 10.6

15

s I B M M

6.3

470 456 454

477 384

454

8.8

384 384

218 294

294 294

500 8.7

8.7 8.7

11.5 11.9 11.8 11.8 12.2 12.0 12.5 12.7 15.4

8.7

414

384 781 588

349

346 346 349

10

718 695

577

582 580 579

682 674

509

294

632 658 627 658

790

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

97% 97%

700

F C T

75% 70%

6


65%

4 2

60%

0

55% Área de Camis ea

Total País


100% 95% 90%

600 80%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

99% 97%

800

85%

8

431

0

0

90% 89% 90%

10

264

1000

900

95%

12

1500

30

5

94%

14

2000

Posibles

b) Líquido de Gas Natural

95%

16

45

F C25 T

94%

85%

s I B

500

M M

80%

400 75%

300


70%

200

65%

100

60%

0

2000 2001 200220032004 20052006200720082009 2010 20112012 Área de Camis ea

Total País




Las reservas probadas de GN, que son aquellas esmadas sobre las cuales hay una real y razonable certeza de que son recuperables y explotables comercialmente, han mostrado una tendencia al alza. Así, éstas representaron solo 8.7 TCF en el 2000, mientras que en el 2012 se incrementaron hasta 15.4 TCF, lo que representó un aumento de 77.7%. En los años 2009 y 2010 hubo un incremento considerable de las reservas, debido al cambio de metodología usado para el cálculo y a la falta de sinceramiento de las mismas. Por eso, a parr del año 2011 se sinceraron las cifras y desde entonces se connúa mostrando un comportamiento moderado. Véase elGráco N° 4-1. En cuanto al total de las reservas de LGN en el país, éstas han mostrado un comportamiento similar a las de GN. En contraste, las reservas probadas del GN recién mostraron un repunte en el 2012, después de años a la baja o con leves incrementos. Las reservas probadas de LGN totalizaron 790 MMBls en el 2012, monto superior en 35.7% al del año 2000. Como se ha mencionado, el proyecto Camisea es el gran motor para la industria del GN en el Perú. Muestra de ello es lo que representa el proyecto del total de reservas de GN en el Perú. Las reservas probadas en el área de Camisea entre los años 2000 y 2012, representaron en promedio el 93% del total del país; este rango varió entre un mínimo

de 89% y un máximo de 95%. En el año 2000 las reservas en Camisea representaban el 94%, mientras que en el 2012 éstas fueron el 90% debido a la constatación de reservas probadas en la costa norte del país. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presente capítulo. Véase el Gráco N° 4-2. De manera similar, las reservas probadas de los LGN del área de Camisea representaron en promedio el 98% del total del país entre los años 2000 y 2012. Esta parcipación de Camisea se ha mantenido constante en dicho periodo, mostrando la alsima importancia de Camisea en las reservas de LGN en el Perú. En cuanto a las reservas de LGN en otras zonas del país (zócalo y selva central) éstas representaron menos del 6% en promedio en el periodo 2000-2012. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presentecapítulo. En cuanto al total de reservas probadas de GN por lote y empresas concesionarias en el área de Camisea; entre los años 2007 y 2012 el lote más importante en volumen de reservas probadas fue el lote 88 operado por Pluspetrol, el cual en el año 2012 totalizó 10.3 TCF, mientras que el lote 56, también operado por Pluspetrol, poseyó 3.0 TCF en ese año. Por su parte, desde el año 2010 el lote 57 presenta

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reservas probadas aunque en menor cuana, siendo éstas inferiores al 2013, la producción scalizada de los LGN del Lote 88 creció en 95%, 1 TCF, el cual es operado por Repsol14. pasando de 33 a 64 MBPD. Véase el Gráco N° 4-4. Respecto al total de reservas probadas de LGN en el área de Camisea; los lotes de esta zona han recuperado sus niveles de reservas probadas luego de presentar una tendencia a la baja en los úlmos años. El lote 88 (Pluspetrol) muestra nuevamente una predominancia en estas reservas al totalizar 515 MMBls en el 2012 representando el 67.6 % del total de reservas probadas en esta área mientras que el lote 56 (Pluspetrol) representó el 28.4%. De manera similar que en las reservas de GN, desde el año 2010 el lote 57 (Repsol) ha mostrado reservas probadas de LGN, aunque en niveles menores.

4.4 Producción scalizada de gas natural y líquidos de gas natural En cuanto a la producción scalizada de GN, la producción de Camisea respecto del total del país muestra una representación que va del 23% al 97% para el periodo 2004-2013. Véase el Gráco N° 4-3. La producción scalizada de GN del Lote 88 pasó de 19 MMPCD en el año 2004 a 509 MMPCD en el año 2013, y entre los años 2005 y

Entre los años 2010 y 2013, la producción scalizada de GN del Lote 56 p asó de 268 MMPCD en el año 2010 a 630 MMPCD en el año 2013, y entre los años 2008 y 2013, la producción scalizada de los LGN del Lote 56 pasó de 10 a 39 MBPD. El desarrollo de la industria de GN en nuestro país ha estado inuenciado por el régimen regulatorio elegido para el Proyecto Camisea. Hay que recordar que antes de dicho proyecto, la industria del GN se encontraba en una situación incipiente. Uno de los aspectos más importantes fue el diseño de separación vercal entre acvidades de esta industria. Así se evitaba que una misma empresa operara varios tramos de la cadena producva del GN, concentrando poder de mercado y desincenvando la competencia. A lo largo de los años el marco regulatorio se ha ido repotenciando con el n de enfrentar los retos que se han ido presentando en el momento. El siguiente capítulo describirá las principales caracteríscas del marco regulatorio implementado, el cual ha estado orientado a establecer un ambiente compevo como garanzar el equilibrio económico-nanciero de las empresas concesionarias en los segmentos de monopolio natural.

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Gráco N° 4-3: Producción scalizada de GN, 2004-2013 1400

120%

81% 78%

1000

D C P M M

3 3 7 0 4 0 1 1

73%

97%

95%

95%

92%

1200

3 8 0 1

4 4 1 1

0 9 8 3 1 1 1 1

100%

80%

60%

800 53%

60%

600

0 4 6

400

9 9 6

40%

23%

200 9 1 3 8

0

3 7

2004

5 4 1

3 0 1

2005

2 7 1

9 8 1

9 5 2

3 7 2

5 3 3

20%

0%

2006

Camisea

8 2 3 4 5 2

2007

2008

Total País

2009

2010

2011

2012

2013

%Camisea/Total País


Gráco N° 4-4: Producción scalizada del Lote 88 y 56, 2004-2013 a) Producción de GN

b) Producción de LGN 120

1200 Pluspetrol (Lote 88)

100

1000

Pluspetrol (Lote 56)

Pluspetrol (Lote 88) 458

800

498

509

D C P M 600 M

64

D P 60 B M 372 590

585

20 19 2004

78

103

2005

2006

189 2007

2008


273

2009

268

2010

45

46

35

34

35

35

2009

2010

2011

2012

37

530

200 254

48

40

400

0


80

2011

2012

2013

0

31 33

35

34

39

10 2005

2006

2007

2008

2013


Gráco N° 4-3: Producción scalizada de GN, 2004-2013 1400

120%

81% 78%

1000

D C P M M

3 7 3 4 0 0 1 1

73%

97%

95%

95%

92%

1200

3 8 0 1

4 4 1 1

0 9 8 1 3 1 1 1

100%

80%

60%

800 53%

60%

600

9 9 6

0 4 6

400

40%

23%

200 9 1 3 8

0

3 7

2004

5 4 1

3 0 1

2005

2 7 1

9 8 1

4 5 2

8 2 3

3 7 2

20%

0%

2006

Camisea

9 5 2

5 3 3

2007

2008

Total País

2009

2010

2011

2012

2013

%Camisea/Total País


Gráco N° 4-4: Producción scalizada del Lote 88 y 56, 2004-2013 a) Producción de GN

b) Producción de LGN 120

1200 Pluspetrol (Lote 88)

100

1000


Pluspetrol (Lote 88) 458

800

498

509

D C P M 600 M

64

D P 60 B M 372 590

585

20 19 2004

78

103

2005

2006

2007

254 2008

273

2009

268

2010

45

46

35

34

35

35

2009

2010

2011

2012

530

200 189

48 37

40

400

0


80

2011

2012

2013

0

31 35

33

34

39

10 2005

2006

2007

2008

2013


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LAS

REGLAS JUEGO

DE

MARCO REGULATORIO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL


LAS

REGLAS JUEGO

DE

MARCO REGULATORIO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL

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5.1 Introducción al marco regulatorio Como se ha visto en el capítulo 3, antes del inicio del proyecto Camisea en el año 2004 la industria de GN en el Perú era incipiente y sólo comprendía las zonas de producción del Noroeste (Piura) y la Selva Oriental (Ucayali). En dichas regiones básicamente se realizaban las etapas de exploración y explotación, de comercialización limitada en el caso de Piura y de consumo propio para la generación eléctrica en el caso de Ucayali, no exisendo en ambos casos la intervención reguladora de precios por parte del Estado Peruano. A parr de agosto del año 2004, con el inicio de la operación comercial del proyecto Camisea, un mayor número de sectores pudo disfrutar de los benecios del GN en el Perú (residencial, comercial, vehicular, industrial y eléctrico). Para ello se hizo necesario desarrollar la infraestructura para las acvidades de transporte y distribución de GN por red de ductos. Estas acvidades enen caracteríscas de monopolio natural como se discuó en el capítulo 1, por lo que se necesitó la intervención del Estado para regular las tarifas de los servicios de transporte y distribución. Ello demandó que se promulgara normas legales para regular y promover el desarrollo de la industria, ya que hasta 1999 sólo se contaba con la Ley Nº 26221 “Ley Orgánica de Hidrocarburos” y

sus reglamentos, que normaban todas las acvidades relacionadas con los hidrocarburos en el país, pero no contenían disposiciones especícas para promover las inversiones en GN a gran escala ni reglas precisas para regular el sector. En este sendo, en el año 1999 se promulgó la Ley Nº 27133 “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” y su reglamento, que establecían las condiciones especícas para la promoción del desarrollo de la industria del GN en el país. Ese mismo año se promulgaron los reglamentos de transporte de hidrocarburos por ductos y distribución de GN por redes de ductos, que regirían las acvidades realizadas en el proyecto Camisea. Entre otras cosas, normaron los procedimientos para la jación de tarifas de estas acvidades, así como los aspectos técnicos y de seguridad16. Sobre la base del marco legal creado, en los úlmos 10 años, Osinergmin ha llevado a cabo los procesos de jación de tarifas de la Red Principal de Camisea y distribución de GN por redes de ductos para la concesión de Lima y Callao, a la vez que se originaba un cambio en el consumo energéco del país debido al desplazamiento en el uso de combusbles como los petróleos residuales y gasolinas por el GN.

“La elección de un diseño de mercado verticalmente desintegrado para la industria del gas natural en nuestro país permitió establecer las condiciones necesarias para su desarrollo en condiciones de competencia. Una industria verticalmente integrada habría debilitado los incentivos a la inversión y dado lugar a mayores posibilidades de abuso de su posición dominante que hubieran frenado el ingreso de nuevas empresas. Además, el diseño adoptado reduce las asimetrías de información en las relaciones contractuales principal agente y mejora el desempeño de los órganos reguladores. El desarrollo futuro de la industria de gas natural en nuestro país requiere de innovaciones y reformas en distintos ámbitos, sobre todo en el normativo. Una de estas reformas podría apuntar a reducir las asimetrías en el poder de negociación entre las empresas del mercado de gas natural y el eléctrico que podrían generarse como consecuencia de fusiones y adquisiciones”. José Ignacio Távara Martín, Ph.D. Miembro del Consejo Directivo de Osinergmin


5.1 Introducción al marco regulatorio Como se ha visto en el capítulo 3, antes del inicio del proyecto Camisea en el año 2004 la industria de GN en el Perú era incipiente y sólo comprendía las zonas de producción del Noroeste (Piura) y la Selva Oriental (Ucayali). En dichas regiones básicamente se realizaban las etapas de exploración y explotación, de comercialización limitada en el caso de Piura y de consumo propio para la generación eléctrica en el caso de Ucayali, no exisendo en ambos casos la intervención reguladora de precios por parte del Estado Peruano. A parr de agosto del año 2004, con el inicio de la operación comercial del proyecto Camisea, un mayor número de sectores pudo disfrutar de los benecios del GN en el Perú (residencial, comercial, vehicular, industrial y eléctrico). Para ello se hizo necesario desarrollar la infraestructura para las acvidades de transporte y distribución de GN por red de ductos. Estas acvidades enen caracteríscas de monopolio natural como se discuó en el capítulo 1, por lo que se necesitó la intervención del Estado para regular las tarifas de los servicios de transporte y distribución. Ello demandó que se promulgara normas legales para regular y promover el desarrollo de la industria, ya que hasta 1999 sólo se contaba con la Ley Nº 26221 “Ley Orgánica de Hidrocarburos” y

sus reglamentos, que normaban todas las acvidades relacionadas con los hidrocarburos en el país, pero no contenían disposiciones especícas para promover las inversiones en GN a gran escala ni reglas precisas para regular el sector. En este sendo, en el año 1999 se promulgó la Ley Nº 27133 “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” y su reglamento, que establecían las condiciones especícas para la promoción del desarrollo de la industria del GN en el país. Ese mismo año se promulgaron los reglamentos de transporte de hidrocarburos por ductos y distribución de GN por redes de ductos, que regirían las acvidades realizadas en el proyecto Camisea. Entre otras cosas, normaron los procedimientos para la jación de tarifas de estas acvidades, así como los aspectos técnicos y de seguridad16. Sobre la base del marco legal creado, en los úlmos 10 años, Osinergmin ha llevado a cabo los procesos de jación de tarifas de la Red Principal de Camisea y distribución de GN por redes de ductos para la concesión de Lima y Callao, a la vez que se originaba un cambio en el consumo energéco del país debido al desplazamiento en el uso de combusbles como los petróleos residuales y gasolinas por el GN.

“La elección de un diseño de mercado verticalmente desintegrado para la industria del gas natural en nuestro país permitió establecer las condiciones necesarias para su desarrollo en condiciones de competencia. Una industria verticalmente integrada habría debilitado los incentivos a la inversión y dado lugar a mayores posibilidades de abuso de su posición dominante que hubieran frenado el ingreso de nuevas empresas. Además, el diseño adoptado reduce las asimetrías de información en las relaciones contractuales principal agente y mejora el desempeño de los órganos reguladores. El desarrollo futuro de la industria de gas natural en nuestro país requiere de innovaciones y reformas en distintos ámbitos, sobre todo en el normativo. Una de estas reformas podría apuntar a reducir las asimetrías en el poder de negociación entre las empresas del mercado de gas natural y el eléctrico que podrían generarse como consecuencia de fusiones y adquisiciones”. José Ignacio Távara Martín, Ph.D. Miembro del Consejo Directivo de Osinergmin

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I

i

i

i

l

l I

i


l

l

Cuadro N° 5-1: Instuciones involucradas en la Industria de Gas Natural en el Perú Actividades Rol de entidades

Exploración y Explotación

Transporte Distribución MINEM ProInversión

Comercialización

Ente Normativo Promoción de la Inversión

MINEM ProInversión

MINEM ProInversión

Contratante

PERUPETRO

MINEM

Supervisión del Contrato Regulador - Tarifas

PERUPETRO

Osinergmin Osinergmin

a) Normas técnicas y de seguridad

Osinergmin

Osinergmin

Osinergmin

b) Normas ambientales

OEFA SUNAFIL

OEFA SUNAFIL

OEFA SUNAFIL

Supervisión y Fiscalización

c) Normas de salud y seguridad ocupacional Supervisión de la Libre y Leal Competencia

Indecopi

Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: GFGN y OEE -Osinergmin

Adicionalmente, en años recientes se han desarrollado diversos proyectos de expansión del consumo de GN al interior del país a través de ductos, tales como el caso de la concesión de distribución de Ica y el Gasoducto Sur Peruano. En otros casos, se han desarrollado proyectos de Inserción empleando las tecnologías de gas natural comprimido (GNC) y gas natural licuefactado (GNL) a través de camiones diseñados para dicho n (transporte virtual), como son los casos de la concesión norte, concesión sur oeste y la concesión de las ciudades andinas del centro y sur del país. Estos nuevos proyectos plantean diversos desaos para perfeccionar el marco regulatorio vigente.

5.2 Principales instuciones responsables del marco normavo y regulatorio

En el Perú, de acuerdo a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley No 26221, las instuciones públicas compromedas en el desarrollo de la industria de GN son las siguientes: como principal agente se encuentra el MINEM que es el organismo del Estado que ene competencia normava en la industria del GN, así como facultad concedente, en coordinación con ProInversión (endad que promociona la inversión), en cada una de las acvidades del sector; asimismo, la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) es la dependencia especializada en temas de Por ello, a n de brindar mayor información respecto del marco hidrocarburos dentro de este ministerio; por su parte, PERUPETRO es regulatorio de la industria del GN, en el presente capítulo se describen la instución que ene a su cargo la suscripción de los contratos de las principales instuciones que norman y regulan la industria del exploración y explotación en el segmento upstream de la industria; GN. También se presentan los criterios que se emplean para regular en cuanto a las funciones de supervisión, scalización, regulación y cada una de las acvidades de la industria. Finalmente se detalla sanción, se encuentra Osinergmin, a través de la Gerencia Adjunta los mecanismos regulatorios que se han creado para llevar adelante de Regulación Tarifaria (en adelante, GART) que ene la facultad de el proyecto Camisea, principal motor para la industria de GN en el regular las tarifas de transporte y distribución de GN, y, la Gerencia Perú. Entre éstos úlmos, se describe la Garana por Red Principal de Fiscalización de Gas Natural (en adelante, GFGN), que ene por que contribuyó de gran manera al dinamismo de la industria gasífera, misión supervisar y scalizar las condiciones de calidad y seguridad de debido a la reducción del riesgo de las inversiones inherente a una las instalaciones y operaciones de la industria de GN; en cuanto a la industria que recién comenzaba a impulsarse. scalización y supervisión de los temas ambientales, el encargado es el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA), mientras

que el organismo con competencias de supervisión y scalización de las normas relacionadas a la salud y seguridad ocupacional de los trabajadores de las empresas es la Superintendencia Nacional de Fiscalización Laboral (SUNAFIL). Un agente adicional que parcipa en la industria de GN es el Instuto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi), el cual como parte de sus labores de denición de la políca de normalización pública, elabora las normas técnicas para la construcción, instalación, uso y funcionamiento de las facilidades de distribución de GN en baja presión, así como del equipamiento que se requiere en la residencias, centros comerciales e industriales, que han sido acordados en los comités especializados. Por otro lado, Indecopi ene la misión de velar por la libre y leal competencia entre los agentes de la industria de GN. En resumen, PERUPETRO ene solo facultades en las acvidades de Exploración y Explotación. La GART, que forma parte de Osinergmin, ene implicancias directas en las Redes de Transporte y Distribución, mientras que Indecopi solamente lo hace en la Comercialización. Finalmente, tanto el MINEM como la GFGN, que pertenece a Osinergmin, están involucrados en todas las acvidades del sector. Véase el Cuadro N° 5-1.

En cuanto a la normava general que rige el desarrollo de la industria del GN, y adicional a la Ley Nº 26221 “Ley Orgánica de Hidrocarburos”, se enen las siguientes leyes principales dentro del sector. La Ley No 27133, “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” (publicada el 4 de junio de 1999), establece las condiciones especícas para la promoción del desarrollo de la industria del GN, fomentando la competencia y propiciando la diversicación de las fuentes energécas que incrementen la conabilidad en el sumin istro de energía y la compevidad del aparato producvo del país. El Decreto Supremo Nº 040-99-EM, “Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” (publicado el 15 de seembre de 1999), conene un glosario de términos sobre su contenido, normas sobre la explotación de las reservas probadas de GN, la comercialización del GN, la Garana por Red Principal, las tarifas base de la Red Principal y las tarifas reguladas de la Red Principal. Posteriormente, el Decreto Supremo N° 040-2008-EM, “Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos”, aprobado mediante Decreto Supremo N° 042-99-EM (publicado el 22 de julio de 2008), es el que compila en forma ordenada y cronológica la normavidad de la acvidad del servicio público de distribución de GN por red de ductos, los

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Cuadro N° 5-1: Instuciones involucradas en la Industria de Gas Natural en el Perú Actividades Rol de entidades


Transporte Distribución MINEM ProInversión

Comercialización

Ente Normativo Promoción de la Inversión

MINEM ProInversión

MINEM ProInversión

Contratante

PERUPETRO

MINEM

Supervisión del Contrato Regulador - Tarifas

PERUPETRO

Osinergmin Osinergmin

a) Normas técnicas y de seguridad

Osinergmin

Osinergmin

Osinergmin

b) Normas ambientales

OEFA SUNAFIL

OEFA SUNAFIL

OEFA SUNAFIL

Supervisión y Fiscalización

c) Normas de salud y seguridad ocupacional Supervisión de la Libre y Leal Competencia

Indecopi

Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: GFGN y OEE -Osinergmin

Adicionalmente, en años recientes se han desarrollado diversos proyectos de expansión del consumo de GN al interior del país a través de ductos, tales como el caso de la concesión de distribución de Ica y el Gasoducto Sur Peruano. En otros casos, se han desarrollado proyectos de Inserción empleando las tecnologías de gas natural comprimido (GNC) y gas natural licuefactado (GNL) a través de camiones diseñados para dicho n (transporte virtual), como son los casos de la concesión norte, concesión sur oeste y la concesión de las ciudades andinas del centro y sur del país. Estos nuevos proyectos plantean diversos desaos para perfeccionar el marco regulatorio vigente.

5.2 Principales instuciones responsables del marco normavo y regulatorio

En el Perú, de acuerdo a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley No 26221, las instuciones públicas compromedas en el desarrollo de la industria de GN son las siguientes: como principal agente se encuentra el MINEM que es el organismo del Estado que ene competencia normava en la industria del GN, así como facultad concedente, en coordinación con ProInversión (endad que promociona la inversión), en cada una de las acvidades del sector; asimismo, la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) es la dependencia especializada en temas de Por ello, a n de brindar mayor información respecto del marco hidrocarburos dentro de este ministerio; por su parte, PERUPETRO es regulatorio de la industria del GN, en el presente capítulo se describen la instución que ene a su cargo la suscripción de los contratos de las principales instuciones que norman y regulan la industria del exploración y explotación en el segmento upstream de la industria; GN. También se presentan los criterios que se emplean para regular en cuanto a las funciones de supervisión, scalización, regulación y cada una de las acvidades de la industria. Finalmente se detalla sanción, se encuentra Osinergmin, a través de la Gerencia Adjunta los mecanismos regulatorios que se han creado para llevar adelante de Regulación Tarifaria (en adelante, GART) que ene la facultad de el proyecto Camisea, principal motor para la industria de GN en el regular las tarifas de transporte y distribución de GN, y, la Gerencia Perú. Entre éstos úlmos, se describe la Garana por Red Principal de Fiscalización de Gas Natural (en adelante, GFGN), que ene por que contribuyó de gran manera al dinamismo de la industria gasífera, misión supervisar y scalizar las condiciones de calidad y seguridad de debido a la reducción del riesgo de las inversiones inherente a una las instalaciones y operaciones de la industria de GN; en cuanto a la industria que recién comenzaba a impulsarse. scalización y supervisión de los temas ambientales, el encargado es el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA), mientras

que el organismo con competencias de supervisión y scalización de las normas relacionadas a la salud y seguridad ocupacional de los trabajadores de las empresas es la Superintendencia Nacional de Fiscalización Laboral (SUNAFIL). Un agente adicional que parcipa en la industria de GN es el Instuto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi), el cual como parte de sus labores de denición de la políca de normalización pública, elabora las normas técnicas para la construcción, instalación, uso y funcionamiento de las facilidades de distribución de GN en baja presión, así como del equipamiento que se requiere en la residencias, centros comerciales e industriales, que han sido acordados en los comités especializados. Por otro lado, Indecopi ene la misión de velar por la libre y leal competencia entre los agentes de la industria de GN. En resumen, PERUPETRO ene solo facultades en las acvidades de Exploración y Explotación. La GART, que forma parte de Osinergmin, ene implicancias directas en las Redes de Transporte y Distribución, mientras que Indecopi solamente lo hace en la Comercialización. Finalmente, tanto el MINEM como la GFGN, que pertenece a Osinergmin, están involucrados en todas las acvidades del sector. Véase el Cuadro N° 5-1.

En cuanto a la normava general que rige el desarrollo de la industria del GN, y adicional a la Ley Nº 26221 “Ley Orgánica de Hidrocarburos”, se enen las siguientes leyes principales dentro del sector. La Ley No 27133, “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” (publicada el 4 de junio de 1999), establece las condiciones especícas para la promoción del desarrollo de la industria del GN, fomentando la competencia y propiciando la diversicación de las fuentes energécas que incrementen la conabilidad en el sumin istro de energía y la compevidad del aparato producvo del país. El Decreto Supremo Nº 040-99-EM, “Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” (publicado el 15 de seembre de 1999), conene un glosario de términos sobre su contenido, normas sobre la explotación de las reservas probadas de GN, la comercialización del GN, la Garana por Red Principal, las tarifas base de la Red Principal y las tarifas reguladas de la Red Principal. Posteriormente, el Decreto Supremo N° 040-2008-EM, “Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos”, aprobado mediante Decreto Supremo N° 042-99-EM (publicado el 22 de julio de 2008), es el que compila en forma ordenada y cronológica la normavidad de la acvidad del servicio público de distribución de GN por red de ductos, los

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Finalmente, el 11 de noviembre del 2008 se publicó el Decreto Supremo N° 057-2008-EM que tiene por objeto establecer las normas aplicables para desarrollar las actividades de comercialización de GNC y GNL.

procedimientos para otorgar concesiones, para jar 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 scalización.

Asimismo, en relación a la acvidad de transporte de GN se ene el Decreto Supremo Nº 018-2004-EM y el Decreto Supremo Nº 0812007-EM. El primero establece las condiciones para la prestación del servicio de transporte de GN por ductos y una categorización de los incumplimientos y errores registrados en la prestación del servicio. El Decreto Supremo Nº 042-99-EM, ‘Reglamento de Distribución de El segundo norma la acvidad del servicio público de transporte de Gas Natural por Red de Ductos’ (publicado el 15 de seembre de GN por red de ductos, otorgamiento de concesión, prestación del 1999), cuya caracterísca es normar la acvidad del servicio público servicio de transporte, obligaciones del concesionario y las tarifas de de distribución de GN por red de ductos, procedimientos para otorgar transporte17. concesiones, jar tarifas, normas de seguridad y normas sobre protección del ambiente, disposiciones sobre la autoridad competente Finalmente, el 11 de noviembre del 2008 se publicó el Decreto de regulación, así como las normas vinculadas a la scalización. Supremo N° 057-2008-EM que ene por objeto establecer las normas aplicables para desarrollar las acvidades de comercialización de GNC El Decreto de Urgencia Nº 045-2002-EM, “Fideicomiso para la Garana y GNL18. por Red Principal” (publicado el 4 de seembre de 2002), establece la aplicación de la garana otorgada por el Estado Peruano para el 5.3 Regulación de precios en la industria del gas natural transporte y distribución de GN del proyecto Camisea. Como se discuó en la sección 1-1, la industria del GN en el Perú El Decreto Supremo Nº 046-2002-EM, “Recaudación de la Garana comprende un conjunto de acvidades que van desde la exploración por Red Principal: Criterios” (publicado el 29 de octubre de 2002), y producción del gas hasta la distribución y comercialización a los establece las disposiciones para regular la recaudación y pago de la consumidores nales. Algunas de estas acvidades constuyen garana por red principal antes de la puesta en operación comercial monopolios naturales y por tanto se encuentran sujetas a regulación de la Red Principal del proyecto Camisea.

de tarifas, mientras que otras acvidades se desarrollan en el marco de Acvidades de la industria del gas natural bajo regulación la libertad de precios. tarifaria A connuación se agrupan las diferentes acvidades de la industria de GN según su carácter regulado o no. Acvidades de la industria del gas natural sin regulación tarifaria

La exploración, producción y procesamiento del GN son acvidades que se desarrollan en un mercado compevo. En consecuencia, los precios del GN en “boca de pozo” no son regulados por Osinergmin. Sin embargo, excepcionalmente para el caso del GN extraído del Lote 88 de los yacimientos de Camisea, el Estado Peruano acordó en el Contrato de Licencia topes máximos para los precios del GN.

Las acvidades de transporte y distribución de GN por red de ductos se encuentran sujetas a regulación de tarifas por parte de Osinergmin. Entre estas acvidades se cuentan: el Sistema de transporte de GN por ductos de Camisea al City Gate, operado por la empresa TGP, el Sistema de distribución de GN por red de ductos de Lima y Callao, operado por la empresa Cálidda; y el Sistema de distribución de GN por red de ductos en el departamento de Ica, operado por la empresa Contugas. Entre las acvidades reguladas también se encuentran aquellas concesiones otorgadas por el Estado Peruano que enen por objeto la inserción del uso del GN. Entre estas concesiones se ene: el Sistema de distribución de GN por red de ductos de la concesión norte, operado por Gases del Pacico, así como el Sistema de distribución de GN por red de ductos de la concesión sur oeste, operado por Gas Natural Fenosa Perú.

De otro lado, el transporte y distribución de GNC y GNL por medio de “gasoductos virtuales19” para nes residenciales, industriales, comerciales o vehiculares, son también acvidades en las que el Estado no interviene en la jación de sus precios, sino que estos son Finalmente, entre las acvidades reguladas se ene el proyecto establecidos en un entorno compevo donde interactúan la oferta y “Masicación del Uso del Gas Natural, ulizando GNC a las ciudades de la demanda. Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo,


Finalmente, el 11 de noviembre del 2008 se publicó el Decreto Supremo N° 057-2008-EM que tiene por objeto establecer las normas aplicables para desarrollar las actividades de comercialización de GNC y GNL.

procedimientos para otorgar concesiones, para jar 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 scalización.

Asimismo, en relación a la acvidad de transporte de GN se ene el Decreto Supremo Nº 018-2004-EM y el Decreto Supremo Nº 0812007-EM. El primero establece las condiciones para la prestación del servicio de transporte de GN por ductos y una categorización de los incumplimientos y errores registrados en la prestación del servicio. El Decreto Supremo Nº 042-99-EM, ‘Reglamento de Distribución de El segundo norma la acvidad del servicio público de transporte de Gas Natural por Red de Ductos’ (publicado el 15 de seembre de GN por red de ductos, otorgamiento de concesión, prestación del 1999), cuya caracterísca es normar la acvidad del servicio público servicio de transporte, obligaciones del concesionario y las tarifas de de distribución de GN por red de ductos, procedimientos para otorgar transporte17. concesiones, jar tarifas, normas de seguridad y normas sobre protección del ambiente, disposiciones sobre la autoridad competente Finalmente, el 11 de noviembre del 2008 se publicó el Decreto de regulación, así como las normas vinculadas a la scalización. Supremo N° 057-2008-EM que ene por objeto establecer las normas aplicables para desarrollar las acvidades de comercialización de GNC El Decreto de Urgencia Nº 045-2002-EM, “Fideicomiso para la Garana y GNL18. por Red Principal” (publicado el 4 de seembre de 2002), establece la aplicación de la garana otorgada por el Estado Peruano para el 5.3 Regulación de precios en la industria del gas natural transporte y distribución de GN del proyecto Camisea. Como se discuó en la sección 1-1, la industria del GN en el Perú El Decreto Supremo Nº 046-2002-EM, “Recaudación de la Garana comprende un conjunto de acvidades que van desde la exploración por Red Principal: Criterios” (publicado el 29 de octubre de 2002), y producción del gas hasta la distribución y comercialización a los establece las disposiciones para regular la recaudación y pago de la consumidores nales. Algunas de estas acvidades constuyen garana por red principal antes de la puesta en operación comercial monopolios naturales y por tanto se encuentran sujetas a regulación de la Red Principal del proyecto Camisea.

de tarifas, mientras que otras acvidades se desarrollan en el marco de Acvidades de la industria del gas natural bajo regulación la libertad de precios. tarifaria A connuación se agrupan las diferentes acvidades de la industria de GN según su carácter regulado o no. Acvidades de la industria del gas natural sin regulación tarifaria

La exploración, producción y procesamiento del GN son acvidades que se desarrollan en un mercado compevo. En consecuencia, los precios del GN en “boca de pozo” no son regulados por Osinergmin. Sin embargo, excepcionalmente para el caso del GN extraído del Lote 88 de los yacimientos de Camisea, el Estado Peruano acordó en el Contrato de Licencia topes máximos para los precios del GN.

Las acvidades de transporte y distribución de GN por red de ductos se encuentran sujetas a regulación de tarifas por parte de Osinergmin. Entre estas acvidades se cuentan: el Sistema de transporte de GN por ductos de Camisea al City Gate, operado por la empresa TGP, el Sistema de distribución de GN por red de ductos de Lima y Callao, operado por la empresa Cálidda; y el Sistema de distribución de GN por red de ductos en el departamento de Ica, operado por la empresa Contugas. Entre las acvidades reguladas también se encuentran aquellas concesiones otorgadas por el Estado Peruano que enen por objeto la inserción del uso del GN. Entre estas concesiones se ene: el Sistema de distribución de GN por red de ductos de la concesión norte, operado por Gases del Pacico, así como el Sistema de distribución de GN por red de ductos de la concesión sur oeste, operado por Gas Natural Fenosa Perú.

De otro lado, el transporte y distribución de GNC y GNL por medio de “gasoductos virtuales19” para nes residenciales, industriales, comerciales o vehiculares, son también acvidades en las que el Estado no interviene en la jación de sus precios, sino que estos son Finalmente, entre las acvidades reguladas se ene el proyecto establecidos en un entorno compevo donde interactúan la oferta y “Masicación del Uso del Gas Natural, ulizando GNC a las ciudades de la demanda. Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo,

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Ilustración N°5-1: Componentes del precio del Gas de Camisea

Gráco N° 5-1: Evolución del precio en boca de pozo, periodo 2004-2014 a) Clientes regulados de Cálidda

Precios Libres (Otros Lotes)

TarifasReguladas

b) Generadores eléctricos

Precio Máximo Actualizado Precio Gas Clientes Regulados (Cálidda)

Precio Máximo Actualizado Precio Gas Generadores Eléctricos

3.5 2.1

3.3 3.1

Precio Final

Precios a Boca de Pozo

Tarifa por el Servicio de Transporte

Tarifa Única de Distribucion

2.1

Marco Legal

Tarifas Máximas establecidas en el Contrato de Licencia de Camisea (Lote 88)

Ley N 27133 Reglamento D.S. N 040-99-MEM Contratos BOOT

D.S. N 048-2008-EM

En ese sendo, el precio del GN proveniente de Camisea se dene en base a tres componentes: (i) el primero es el precio del GN en boca de pozo, cuyos topes máximos se han denido en el contrato de licencia de explotación para el caso del Lote 88 pero en el resto de pozos se ja los precios según el mercado internacional; (ii) el precio o la tarifa por el servicio de transporte desde Camisea hasta el City Gate (ducto principal); y (iii) la Tarifa Única de Distribución (TUD)19 (véase la Ilustración N°5-1:). La TUD incluye los costos ecientes de la empresa en la operación y mantenimiento de la distribución y comercialización referidos a: (i) mantenimiento de la acomeda, (ii) diseño de las instalaciones internas picas, (iii) inspección, supervisión y habilitación de la red interna, (iv) revisión quinquenal de la instalación interna y (v) promoción por la conexión de consumidores residenciales. De estos tres precios, tanto la tarifa de transporte como la TUD son establecidos por Osinergmin mediante sus respecvos procedimientos de jación tarifaria. El periodo regulatorio es cada dos años para la

1.7

Cambio em fórmula del factor de actualización

U T B M 1.5 M / $ S U

1.3


1.9 1.1 1.7 1.5

4 5 5 6 6 7 7 8 8 9 9 0 0 1 1 2 2 3 3 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - o b o b o b o b o b o b o b o b o b o b g f e g f e g f e g f e g f e g f e g f e g f e g f e g f e a a a a a a a a a a

0.9


Nota: El GNV tenía un precio preferencial de gas en boca de pozo de 0,8 US$/MMBTU hasta el 2012 y los primeros 100 000 clientes de la categoría tarifaria A enen un descuento de 63% en el precio de gas en boca de pozo. Fuente: GART-Osinergmin

Elaboración: OEE – Osinergmin

Jauja, Cusco, Juliaca y Puno”, para lo cual se cuenta con un Contrato de Asociación Público Privado suscrito con la empresa Transportadora de Gas Natural Comprimido Andino (TGNCA).

1.9

2.9 U2.7 T B M2,5 M / $ S2.3 U

acvidad de transporte y cada cuatro años para la acvidad de distribución. Conjuntamente a este úlmo, se aprueban también el Plan Quinquenal de Inversiones de la empresa y el Plan de Promoción que incluye los clientes beneciarios del gasto por promoción. A connuación se detalla cada uno de los componentes del precio nal del gas de Camisea, considerando su mecanismo de formación tarifaria y evolución, así como su marco regulatorio en el caso de las tarifas de transporte y la TUD.

De acuerdo con dicho contrato, el precio base máximo para los generadores eléctricos es US$ 1.0 MMBTU, con el objevo de promover el uso del gas en el sector eléctrico, mientras que para los demás clientes es US$ 1,8 por MMBTU. Ambos precios se encuentran afectos a la aplicación de una fórmula de actualización.

petróleos residuales en la costa del Golfo de EE.UU.. Posteriormente, en el segundo semestre del 2006 se modicó la fórmula de actualización por una que emplea índices internacionales asociados a la evolución de la industria del GN y del upstream. A la fecha la fórmula aplicada es la siguiente:

Cabe mencionar que mediante carta PPC-GG-06-0083, del 6 de seembre de 2006, Pluspetrol se compromeó a mantener un precio máximo de 0,8 US$/MMBTU para el GNV por un periodo de seis años, que nalizó en el 2012.

El productor suscribió con cada uno de sus clientes los respecvos contratos de suministro de GN, en cada uno de los cuales se establece los precios del GN, así como sus factores de actualización. Cabe señalar que ninguno de estos precios puede sobrepasar los precios máximos actualizados establecidos en el contrato de licencia.

Precios de gas natural en boca de pozo

De acuerdo al arculo 77° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, el precio de los hidrocarburos se rige por la oferta y la demanda; es decir, su precio no se encuentra regulado. Por lo cual, los precios del GN que se extraen de los yacimientos de la costa norte y de Aguaya son jados por la propias empresas que los explotan. Sin embargo, para el caso del GN extraído del Lote 88 de Camisea, el precio en boca de pozo se encuentra sujeto a topes máximos establecidos en el Contrato de Licencia de Explotación rmado entre el Consorcio Camisea y el Estado peruano.

Los precios base máximos se actualizaron desde el 1 de enero de 2005, inicialmente en base a la evolución del precio de una canasta de

Por ejemplo, el precio en boca de pozo que Cálidda les aplica a los clientes regulados desde el 2004 hasta la fecha se presenta en el el Gráco 5-1, en donde se aprecia que el precio que pagaban los usuarios regulados era inferior al precio actualizado según la fórmula Donde: Ind1 = Promedio aritméco del Índice Oil Field and Gas Field Machinery establecida en el contrato de licencia. (WPS1191), Ind2 = Promedio aritméco del Índice Fuel and related products and Entre enero del 2007 y diciembre del 2012 la variación anual no ha power (WPU05), sido más del 5% y entre enero del 2013 a la fecha no más del 7%. En el 2014 se vienen aplicando los precios actualizados en enero del I = periodo de 12 meses anteriores a la fecha de actualización, 0 = periodo comprendido entre diciembre del 1999 y noviembre del 2013, al haber dejado de publicarse uno de los índices empleados en 2000. el cálculo del factor de ajuste. Se encuentra pendiente la aprobación


Ilustración N°5-1: Componentes del precio del Gas de Camisea

Gráco N° 5-1: Evolución del precio en boca de pozo, periodo 2004-2014 a) Clientes regulados de Cálidda

Precios Libres (Otros Lotes)

TarifasReguladas

b) Generadores eléctricos

Precio Máximo Actualizado Precio Gas Clientes Regulados (Cálidda)

Precio Máximo Actualizado Precio Gas Generadores Eléctricos

3.5 2.1

3.3 3.1

Precio Final

Precios a Boca de Pozo

Tarifa por el Servicio de Transporte

Tarifa Única de Distribucion

1.9

2.9 U2.7 T B M2,5 M / $ S2.3 U

U T B


2.1

Marco Legal

Tarifas Máximas establecidas en el Contrato de Licencia de Camisea (Lote 88)

Ley N 27133 Reglamento D.S. N 040-99-MEM Contratos BOOT

D.S. N 048-2008-EM

En ese sendo, el precio del GN proveniente de Camisea se dene en base a tres componentes: (i) el primero es el precio del GN en boca de pozo, cuyos topes máximos se han denido en el contrato de licencia de explotación para el caso del Lote 88 pero en el resto de pozos se ja los precios según el mercado internacional; (ii) el precio o la tarifa por el servicio de transporte desde Camisea hasta el City Gate (ducto principal); y (iii) la Tarifa Única de Distribución (TUD)19 (véase la Ilustración N°5-1:). La TUD incluye los costos ecientes de la empresa en la operación y mantenimiento de la distribución y comercialización referidos a: (i) mantenimiento de la acomeda, (ii) diseño de las instalaciones internas picas, (iii) inspección, supervisión y habilitación de la red interna, (iv) revisión quinquenal de la instalación interna y (v) promoción por la conexión de consumidores residenciales. De estos tres precios, tanto la tarifa de transporte como la TUD son establecidos por Osinergmin mediante sus respecvos procedimientos de jación tarifaria. El periodo regulatorio es cada dos años para la


1.3

1.9 1.1 1.7 1.5


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Nota: El GNV tenía un precio preferencial de gas en boca de pozo de 0,8 US$/MMBTU hasta el 2012 y los primeros 100 000 clientes de la categoría tarifaria A enen un descuento de 63% en el precio de gas en boca de pozo. Fuente: GART-Osinergmin

Elaboración: OEE – Osinergmin

Jauja, Cusco, Juliaca y Puno”, para lo cual se cuenta con un Contrato de Asociación Público Privado suscrito con la empresa Transportadora de Gas Natural Comprimido Andino (TGNCA).

1.7

M M1.5 / $ S U

acvidad de transporte y cada cuatro años para la acvidad de distribución. Conjuntamente a este úlmo, se aprueban también el Plan Quinquenal de Inversiones de la empresa y el Plan de Promoción que incluye los clientes beneciarios del gasto por promoción. A connuación se detalla cada uno de los componentes del precio nal del gas de Camisea, considerando su mecanismo de formación tarifaria y evolución, así como su marco regulatorio en el caso de las tarifas de transporte y la TUD.

De acuerdo con dicho contrato, el precio base máximo para los generadores eléctricos es US$ 1.0 MMBTU, con el objevo de promover el uso del gas en el sector eléctrico, mientras que para los demás clientes es US$ 1,8 por MMBTU. Ambos precios se encuentran afectos a la aplicación de una fórmula de actualización.

petróleos residuales en la costa del Golfo de EE.UU.. Posteriormente, en el segundo semestre del 2006 se modicó la fórmula de actualización por una que emplea índices internacionales asociados a la evolución de la industria del GN y del upstream. A la fecha la fórmula aplicada es la siguiente:

Cabe mencionar que mediante carta PPC-GG-06-0083, del 6 de seembre de 2006, Pluspetrol se compromeó a mantener un precio máximo de 0,8 US$/MMBTU para el GNV por un periodo de seis años, que nalizó en el 2012.

El productor suscribió con cada uno de sus clientes los respecvos contratos de suministro de GN, en cada uno de los cuales se establece los precios del GN, así como sus factores de actualización. Cabe señalar que ninguno de estos precios puede sobrepasar los precios máximos actualizados establecidos en el contrato de licencia.

Precios de gas natural en boca de pozo

De acuerdo al arculo 77° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, el precio de los hidrocarburos se rige por la oferta y la demanda; es decir, su precio no se encuentra regulado. Por lo cual, los precios del GN que se extraen de los yacimientos de la costa norte y de Aguaya son jados por la propias empresas que los explotan. Sin embargo, para el caso del GN extraído del Lote 88 de Camisea, el precio en boca de pozo se encuentra sujeto a topes máximos establecidos en el Contrato de Licencia de Explotación rmado entre el Consorcio Camisea y el Estado peruano.

Los precios base máximos se actualizaron desde el 1 de enero de 2005, inicialmente en base a la evolución del precio de una canasta de

Por ejemplo, el precio en boca de pozo que Cálidda les aplica a los clientes regulados desde el 2004 hasta la fecha se presenta en el el Gráco 5-1, en donde se aprecia que el precio que pagaban los usuarios regulados era inferior al precio actualizado según la fórmula Donde: Ind1 = Promedio aritméco del Índice Oil Field and Gas Field Machinery establecida en el contrato de licencia. (WPS1191), Ind2 = Promedio aritméco del Índice Fuel and related products and Entre enero del 2007 y diciembre del 2012 la variación anual no ha power (WPU05), sido más del 5% y entre enero del 2013 a la fecha no más del 7%. En el 2014 se vienen aplicando los precios actualizados en enero del I = periodo de 12 meses anteriores a la fecha de actualización, 0 = periodo comprendido entre diciembre del 1999 y noviembre del 2013, al haber dejado de publicarse uno de los índices empleados en 2000. el cálculo del factor de ajuste. Se encuentra pendiente la aprobación

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Ilustración N°5-2: Proceso de Cálculo de las tarifas de transporte COSTO

Costo Medio de Largo Plazo

DEMANDA

T = COSTO DEMANDA Tarifa Base (Tarifa de ducto lleno) Generador Eléctrico

Capacidad Garantizada Total (Contrato)

Tarifa Regulada Otros Consumidores

Capacidad Contratada (Demanda Proyectada)

COSTO DEL SERVICIO

Fuente: GART-Osinergmin

de una nueva adenda al contrato donde se modique la metodología relevante fue el Decreto Supremo N° 016-2004-EM, que aprobó las de cálculo del factor de ajuste. También sucede algo similar en el caso condiciones generales para la asignación de capacidad de transporte de los clientes generadores eléctricos. de GN por ductos. Un hito importante es la creación de la Tarifa Única de Transporte de GN a través del D.S. N° 036-2010-EM. Regulación del Transporte por red de ductos Debido a las caracteríscas técnico-económicas propias del GN, La acvidad de transporte de GN por red de ductos se caracteriza por el marco regulatorio en la acvidad de transporte ha estado ser un monopolio natural, debido a los elevados niveles de inversión orientado a garanzar el equilibrio económico-nanciero a través que se realizan en la construcción de la infraestructura necesaria para del establecimiento de las tarifas de transporte. A connuación se desarrollar dicha acvidad, al grado de especicidad de dichos acvos presenta una descripción general de los criterios que se ulizan para el y a la subadividad de costos.21 cálculo de estas tarifas, y el procedimiento y las etapas para la jación de las mismas. Finalmente, se presenta la evolución de las tarifas de Por ello, el Estado peruano a través de la Ley Nº 27133, “Ley de Promo ción transporte de GN, como consecuencia de los procesos regulatorios del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”, y su reglamento aprobado que ha llevado a cabo Osinergmin desde el 2004 hasta el 2014. con Decreto Supremo Nº 040-99-EM, denió el procedimiento para la determinación de las tarifas de transporte de GN por red de ductos, Diseño Tarifario del Transporte asignándole a Osinergmin la responsabilidad de regular las Tarifas de Transporte en la Red Principal cada dos años, así como también el cargo Según la normas vigentes, las tarifas de la red principal del sistema por Garana de Red Principal (GRP), el cual se explica más adelante. de transporte de Camisea se determinan según el concepto de costo medio de largo plazo, el cual se obene como el cociente del costo Previamente a detallar los Procedimientos de Fijación Tarifaria en del servicio (obtenido del proceso de licitación de la concesión) y la esta acvidad, es necesario mencionar alguna normava que ha se demanda total del periodo de evaluación, considerando el criterio de ha introducido para el transporte de GN. Ante ello, la primera norma valores actualizados a una tasa de descuento de 12% anual.

La determinación de la tarifa se basa en mantener el equilibrio económico – nanciero de la empresa concesionaria, por lo que se busca que los ingresos esmados sean iguales a los costos de la empresa a lo largo de la vida del proyecto, siendo esto una aproximación del costo medio de largo plazo de la empresa. Véase laIlustración N° 5-2.

aplicable a cualquier otro usuario del gasoducto (Tarifa Regulada). La diferencia entre ambas tarifas se debe principalmente a que la Tarifa Base se calcula asumiendo que se emplea toda la capacidad del ducto, mientras que la Tarifa Regulada asume que el ducto transporta lo esmado como demanda proyectada. Por ello, la Tarifa Base resultaba menor que la Tarifa Regulada mientras el ducto no alcanzaba su La razón por la que se preere una tarifa de largo plazo a una de corto capacidad garanzada. A medida que se fue empleando toda la plazo, es que esta úlma signicaría tarifas más altas en los primeros capacidad del ducto la Tarifa Regulada fue decreciendo hasta igualar años del servicio y tarifas bajas en los úlmos años. Pero el hecho de a la Tarifa Base. contar con tarifas iniciales muy altas no incenva la incorporación de nuevos clientes; por tanto, la demanda no crecería rápidamente como La metodología de cálculo de las tarifas de transporte se estableció se desea. en la Resolución Nº 078-2004-OS/CD, modicada con la Resolución Nº 082-2010-OS/CD. Por otro lado, con la tarifa de largo plazo, el inversionista asumiría un mayor riesgo en los primeros años de servicio debido a que De acuerdo a lo señalado en la cláusula 14.8 del Contrato BOOT de no obtendría ingresos sucientes que garancen la recuperación TGP, al haberse dado la condición de que la GRP resultara con un valor de sus costos y una rentabilidad adecuada, lo cual tendría que ser igual a cero por tres años consecuvos, hecho que ocurrió desde la compensado con una mayor tasa de descuento. Es aquí donde entra a liquidación de la GRP en abril de 2009, dicha garana se exnguió tallar el concepto de “capacidades garanzadas”22 denido en la Ley N° automácamente en el 2012. Según la denición de Tarifa Regulada 27133 que hizo posible emplear una tasa de descuento de 12%. considerada en el contrato BOOT, una vez concluido el Periodo de Garana con la exnción de la GRP y hasta la terminación del Periodo Es conveniente precisar que la Ley N° 27133 dene dos pos de de Recuperación, la Tarifa Regulada será igual a la Tarifa Base. tarifa: una aplicable a los Generadores Eléctricos (Tarifa Base) y la otra


Ilustración N°5-2: Proceso de Cálculo de las tarifas de transporte COSTO

Costo Medio de Largo Plazo

T=

DEMANDA

COSTO DEMANDA

Tarifa Base (Tarifa de ducto lleno) Generador Eléctrico

Capacidad Garantizada Total (Contrato)

Tarifa Regulada Otros Consumidores

Capacidad Contratada (Demanda Proyectada)

COSTO DEL SERVICIO


de una nueva adenda al contrato donde se modique la metodología relevante fue el Decreto Supremo N° 016-2004-EM, que aprobó las de cálculo del factor de ajuste. También sucede algo similar en el caso condiciones generales para la asignación de capacidad de transporte de los clientes generadores eléctricos. de GN por ductos. Un hito importante es la creación de la Tarifa Única de Transporte de GN a través del D.S. N° 036-2010-EM. Regulación del Transporte por red de ductos Debido a las caracteríscas técnico-económicas propias del GN, La acvidad de transporte de GN por red de ductos se caracteriza por el marco regulatorio en la acvidad de transporte ha estado ser un monopolio natural, debido a los elevados niveles de inversión orientado a garanzar el equilibrio económico-nanciero a través que se realizan en la construcción de la infraestructura necesaria para del establecimiento de las tarifas de transporte. A connuación se desarrollar dicha acvidad, al grado de especicidad de dichos acvos presenta una descripción general de los criterios que se ulizan para el y a la subadividad de costos.21 cálculo de estas tarifas, y el procedimiento y las etapas para la jación de las mismas. Finalmente, se presenta la evolución de las tarifas de Por ello, el Estado peruano a través de la Ley Nº 27133, “Ley de Promo ción transporte de GN, como consecuencia de los procesos regulatorios del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”, y su reglamento aprobado que ha llevado a cabo Osinergmin desde el 2004 hasta el 2014. con Decreto Supremo Nº 040-99-EM, denió el procedimiento para la determinación de las tarifas de transporte de GN por red de ductos, Diseño Tarifario del Transporte asignándole a Osinergmin la responsabilidad de regular las Tarifas de Transporte en la Red Principal cada dos años, así como también el cargo Según la normas vigentes, las tarifas de la red principal del sistema por Garana de Red Principal (GRP), el cual se explica más adelante. de transporte de Camisea se determinan según el concepto de costo medio de largo plazo, el cual se obene como el cociente del costo Previamente a detallar los Procedimientos de Fijación Tarifaria en del servicio (obtenido del proceso de licitación de la concesión) y la esta acvidad, es necesario mencionar alguna normava que ha se demanda total del periodo de evaluación, considerando el criterio de ha introducido para el transporte de GN. Ante ello, la primera norma valores actualizados a una tasa de descuento de 12% anual.

La determinación de la tarifa se basa en mantener el equilibrio económico – nanciero de la empresa concesionaria, por lo que se busca que los ingresos esmados sean iguales a los costos de la empresa a lo largo de la vida del proyecto, siendo esto una aproximación del costo medio de largo plazo de la empresa. Véase laIlustración N° 5-2.

aplicable a cualquier otro usuario del gasoducto (Tarifa Regulada). La diferencia entre ambas tarifas se debe principalmente a que la Tarifa Base se calcula asumiendo que se emplea toda la capacidad del ducto, mientras que la Tarifa Regulada asume que el ducto transporta lo esmado como demanda proyectada. Por ello, la Tarifa Base resultaba menor que la Tarifa Regulada mientras el ducto no alcanzaba su La razón por la que se preere una tarifa de largo plazo a una de corto capacidad garanzada. A medida que se fue empleando toda la plazo, es que esta úlma signicaría tarifas más altas en los primeros capacidad del ducto la Tarifa Regulada fue decreciendo hasta igualar años del servicio y tarifas bajas en los úlmos años. Pero el hecho de a la Tarifa Base. contar con tarifas iniciales muy altas no incenva la incorporación de nuevos clientes; por tanto, la demanda no crecería rápidamente como La metodología de cálculo de las tarifas de transporte se estableció se desea. en la Resolución Nº 078-2004-OS/CD, modicada con la Resolución Nº 082-2010-OS/CD. Por otro lado, con la tarifa de largo plazo, el inversionista asumiría un mayor riesgo en los primeros años de servicio debido a que De acuerdo a lo señalado en la cláusula 14.8 del Contrato BOOT de no obtendría ingresos sucientes que garancen la recuperación TGP, al haberse dado la condición de que la GRP resultara con un valor de sus costos y una rentabilidad adecuada, lo cual tendría que ser igual a cero por tres años consecuvos, hecho que ocurrió desde la compensado con una mayor tasa de descuento. Es aquí donde entra a liquidación de la GRP en abril de 2009, dicha garana se exnguió tallar el concepto de “capacidades garanzadas”22 denido en la Ley N° automácamente en el 2012. Según la denición de Tarifa Regulada 27133 que hizo posible emplear una tasa de descuento de 12%. considerada en el contrato BOOT, una vez concluido el Periodo de Garana con la exnción de la GRP y hasta la terminación del Periodo Es conveniente precisar que la Ley N° 27133 dene dos pos de de Recuperación, la Tarifa Regulada será igual a la Tarifa Base. tarifa: una aplicable a los Generadores Eléctricos (Tarifa Base) y la otra

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-93-


Ilustración N°5-3: Tarifas por Red Principal: Pasado vs. Vigente

Hasta Mayo 2010

Gráco N° 5-2: Evolución de las Tarifas Máximas por Transporte en la Red Principal 50

Vigente

Tarifa Regulada

Tarifa Base

45

Transporte Red Principal

Red Principal

TGP

Distribución OR Cálidda Se fijaban dos Tarifas por Red Principal una por Transporte en Alta Presión (TGP) y otra por Distribución en Alta Presión (Cálidda).

40 3 m l i M 35 / $ S U 30

Distribución AP

Distribución AP Cálidda

Transporte TGP

Distribución TUD - Cálidda

25

Distribución OR

20

Se fija solo las Tarifas por Transporte en Alta Presión, ya que la Tarifa de Distribución en Alta Presión ahora está incluida en la Tarifa Única de Distribución (TUD)

4 4 0 0 - y t c a o m

5 5 0 0 - r o a g m a

6 6 6 7 7 8 8 8 9 9 0 0 1 1 1 2 2 3 3 3 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - t - - - - - - r - - - l - - e n v r p b l e n v p b u c i y i y c r o n u c n j e e j e e j u o b u o b d a o a g d a j n a s f n a s f e m a e m m

Fuente: GART-Osinergmin Fuente: GART-Osinergmin

ProcesosRegulatorios

Las tarifas de transporte de GN por red de ductos se jan cada 2 años, entrando en vigencia en el mes de mayo. Al 2014, Osinergmin ha realizado seis procesos de regulación de tarifas de transporte de GN por red de ductos. El primero de éstos fue realizado en el año 2003, con la nalidad de contar con tarifas antes de la puesta en operación comercial, determinándose así las primeras tarifas de transporte. Es necesario mencionar que el marco regulatorio vigente contempla que la Tarifa por Red Principal es la del Transporte por el ducto de TGP, mientras que la Tarifa Única de Distribución (TUD) contempla los costos de distribución de alta presión y de otras redes. Este esquema contrasta en el diseño inicial de la operación de Camisea ya que la Tarifa por Red Principal estaba constuida por el Costo del Transporte y el de la Distribución de alta presión. Véase la Ilustración N° 5-3. Así, en las regulaciones realizadas en los años 2006, 2008 y 2010 se convocó un solo proceso para la jación de las tarifas por Transporte y Distribución por Red Principal. Sin embargo, en mayo de 2010, a raíz de la entrada en vigencia de las TUD, se dejaron sin efecto las tarifas determinadas para la Distribución por Red Principal. La determinación de las tarifas de transporte es detallada en el Procedimiento de Fijación de Tarifas de la Red Principal de Camisea que

es revisado por Osinergmin cada dos años. El úlmo procedimiento el establecido para el periodo 2014-2016. El procedimiento incluye un cronograma que inicia con la presentación de la propuesta tarifaria del concesionario (TGP), la cual es revisada por el Osinergmin previa Audiencia Pública convocada por TGP, siendo el primero quien publica en su página web el proyecto de la propuesta del Procedimiento. Esta versión está sujeta a los Recursos de Reconsideración que presenten los agentes involucrados, para que luego en las Audiencias Públicas se sustenten cada uno de ellos. Después de ello, el Osinergmin toma conocimiento y publica la versión nal de l Procedimiento de Fijación de Tarifas22. Los seis procesos de jación de tarifas para el transporte en la Red Principal han reejado una disminución de las tarifas reguladas y tarifas base a medida que la candad real alcanzara, e incluso sobrepasara, la capacidad garanzada. En el Gráco N° 5-2 se muestra la evolución de las tarifas jadas por Osinergmin hasta mayo del 2014 y se observa que desde el 2010 la Tarifa Base y la Tarifa Regulada son iguales, al haberse empleado toda la capacidad del ducto. Por tanto, dicha tarifa se mantendrá vigente hasta la terminación del periodo de recuperación de la inversión realizada por la empresa concesionaria.

Las tarifas que Osinergmin calcula se encuentran afectadas por factores de actualización que se aplican al costo del servicio y por el po de cambio, además de un factor de descuento debido al pago adelantado de la Garana de Red Principal (GRP). TA_MN = TRP x FD1 x FA1 X FA2 (5-2) TA_ME = TRP x FD1 x FA1 (5-3)

Donde: TA_MN TA_ME TRP FD1 FA1 FA2

= = = = = =

Tarifa Aplicable en Moneda Nacional Tarifa Aplicable en Moneda Extranjera Tarifa Máxima por la Red Principal Factor de Descuento Factor de Reajuste del Costo del Servicio Factor de Reajuste del Tipo de Cambio

De esta manera, las tarifas aplicables en moneda nacional y extranjera se determinan mediante las siguientes fórmulas: El factor de reajuste FA1 se calcula una vez al año cada 1° de marzo e incorpora el efecto de la inación de EE.UU. en el costo del servicio, mientras que el FA2 está referido al po de cambio empleado para hacer la conversión a moneda nacional y se calcula mensualmente, mientras que el factor de descuento FD1 se ja anualmente.

Finalmente, en elGráco N° 5-3, se muestra la evolución de las tarifas de transporte en moneda nacional y extranjera para el periodo comprendido entre mayo del 2004 y mayo del 2014. Regulación de la Distribución por Red de Ductos

La distribución de GN a los usuarios a través de las redes de ductos o tuberías instaladas se caracteriza por ser un monopolio natural debido a las economías de escala que presenta dicha acvidad. En el Perú, al 2014, existen dos concesiones de distribución en operación comercial: la concesión de Lima y Callao, administrada por la empresa Cálidda, la cual inició operaciones comerciales en agosto del 2004, y la concesión de Ica, administrada por la empresa Contugas, cuya concesión le fue otorgada por el Estado peruano en el año 2009 e inició operación comercial en abril del 2014. En el caso de la concesión de Lima y Callao, en un principio la regulación del sistema de distribución comprendía regular la tarifa de la red principal de distribución, y las otras redes. La distribución en alta presión, así como la infraestructura necesaria para suministrar de GN a los clientes iniciales 24, está referida a la red principal y la distribución en baja presión a las otras Redes.


Ilustración N°5-3: Tarifas por Red Principal: Pasado vs. Vigente

Hasta Mayo 2010

Gráco N° 5-2: Evolución de las Tarifas Máximas por Transporte en la Red Principal 50

Vigente

Tarifa Regulada

Tarifa Base

45

Red Principal

Transporte Red Principal

Transporte

TGP

40 3 m l i 35 M / $ S U

TGP Distribución AP

Distribución AP Cálidda

30

Distribución

Distribución OR

TUD - Cálidda

25

Distribución OR

Cálidda Se fijaban dos Tarifas por Red Principal una por Transporte en Alta Presión (TGP) y otra por Distribución en Alta Presión (Cálidda).

20

Se fija solo las Tarifas por Transporte en Alta Presión, ya que la Tarifa de Distribución en Alta Presión ahora está incluida en la Tarifa Única de Distribución (TUD)

4 4 5 5 0 0 0 0 - - - y t r o a c o a g m a m

6 0 e n e

6 0 n u j

6 0 v o n

7 0 r b a

7 0 p e s

8 8 8 9 9 0 0 0 0 0 - l - - - t c y c b u i e f j d a o m

0 0 1 1 - r o a g m a

1 1 e n e

1 1 n u j

1 1 v o n

2 1 r b a

2 1 p e s

3 3 3 4 1 1 1 1 - l - - c y b u i e f j d a m

Fuente: GART-Osinergmin Fuente: GART-Osinergmin

es revisado por Osinergmin cada dos años. El úlmo procedimiento el establecido para el periodo 2014-2016.

ProcesosRegulatorios

Las tarifas de transporte de GN por red de ductos se jan cada 2 años, entrando en vigencia en el mes de mayo. Al 2014, Osinergmin ha realizado seis procesos de regulación de tarifas de transporte de GN por red de ductos. El primero de éstos fue realizado en el año 2003, con la nalidad de contar con tarifas antes de la puesta en operación comercial, determinándose así las primeras tarifas de transporte. Es necesario mencionar que el marco regulatorio vigente contempla que la Tarifa por Red Principal es la del Transporte por el ducto de TGP, mientras que la Tarifa Única de Distribución (TUD) contempla los costos de distribución de alta presión y de otras redes. Este esquema contrasta en el diseño inicial de la operación de Camisea ya que la Tarifa por Red Principal estaba constuida por el Costo del Transporte y el de la Distribución de alta presión. Véase la Ilustración N° 5-3. Así, en las regulaciones realizadas en los años 2006, 2008 y 2010 se convocó un solo proceso para la jación de las tarifas por Transporte y Distribución por Red Principal. Sin embargo, en mayo de 2010, a raíz de la entrada en vigencia de las TUD, se dejaron sin efecto las tarifas determinadas para la Distribución por Red Principal. La determinación de las tarifas de transporte es detallada en el Procedimiento de Fijación de Tarifas de la Red Principal de Camisea que

El procedimiento incluye un cronograma que inicia con la presentación de la propuesta tarifaria del concesionario (TGP), la cual es revisada por el Osinergmin previa Audiencia Pública convocada por TGP, siendo el primero quien publica en su página web el proyecto de la propuesta del Procedimiento. Esta versión está sujeta a los Recursos de Reconsideración que presenten los agentes involucrados, para que luego en las Audiencias Públicas se sustenten cada uno de ellos. Después de ello, el Osinergmin toma conocimiento y publica la versión nal de l Procedimiento de Fijación de Tarifas22. Los seis procesos de jación de tarifas para el transporte en la Red Principal han reejado una disminución de las tarifas reguladas y tarifas base a medida que la candad real alcanzara, e incluso sobrepasara, la capacidad garanzada. En el Gráco N° 5-2 se muestra la evolución de las tarifas jadas por Osinergmin hasta mayo del 2014 y se observa que desde el 2010 la Tarifa Base y la Tarifa Regulada son iguales, al haberse empleado toda la capacidad del ducto. Por tanto, dicha tarifa se mantendrá vigente hasta la terminación del periodo de recuperación de la inversión realizada por la empresa concesionaria.

Las tarifas que Osinergmin calcula se encuentran afectadas por factores de actualización que se aplican al costo del servicio y por el po de cambio, además de un factor de descuento debido al pago adelantado de la Garana de Red Principal (GRP).

Regulación de la Distribución por Red de Ductos

TA_MN = TRP x FD1 x FA1 X FA2 (5-2) TA_ME = TRP x FD1 x FA1 (5-3)

Donde: TA_MN TA_ME TRP FD1 FA1 FA2

= = = = = =

Finalmente, en elGráco N° 5-3, se muestra la evolución de las tarifas de transporte en moneda nacional y extranjera para el periodo comprendido entre mayo del 2004 y mayo del 2014.

Tarifa Aplicable en Moneda Nacional Tarifa Aplicable en Moneda Extranjera Tarifa Máxima por la Red Principal Factor de Descuento Factor de Reajuste del Costo del Servicio Factor de Reajuste del Tipo de Cambio

De esta manera, las tarifas aplicables en moneda nacional y extranjera se determinan mediante las siguientes fórmulas: El factor de reajuste FA1 se calcula una vez al año cada 1° de marzo e incorpora el efecto de la inación de EE.UU. en el costo del servicio, mientras que el FA2 está referido al po de cambio empleado para hacer la conversión a moneda nacional y se calcula mensualmente, mientras que el factor de descuento FD1 se ja anualmente.

La distribución de GN a los usuarios a través de las redes de ductos o tuberías instaladas se caracteriza por ser un monopolio natural debido a las economías de escala que presenta dicha acvidad. En el Perú, al 2014, existen dos concesiones de distribución en operación comercial: la concesión de Lima y Callao, administrada por la empresa Cálidda, la cual inició operaciones comerciales en agosto del 2004, y la concesión de Ica, administrada por la empresa Contugas, cuya concesión le fue otorgada por el Estado peruano en el año 2009 e inició operación comercial en abril del 2014. En el caso de la concesión de Lima y Callao, en un principio la regulación del sistema de distribución comprendía regular la tarifa de la red principal de distribución, y las otras redes. La distribución en alta presión, así como la infraestructura necesaria para suministrar de GN a los clientes iniciales 24, está referida a la red principal y la distribución en baja presión a las otras Redes.

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Ilustración N°5-4: Determinación del nivel de tarifas

Gráco N° 5-3: Evolución de las Tarifas Aplicables por Transporte en la Red Principal 55 Tarifas aplicables en moneda extranjera (TA_ME)

145

Nivel de Tarifas

Base Legal Tarifas aplicables en moneda nacional (TA_MN)

50

3 m45 l i M r o p $ 40 S U

105

35

45

3 m l i 85 M r o p . / 65 S

25

30 4 4 0 0 y v a o m n

5 5 0 0 y v a o m n

6 6 0 0 y v a o m n

7 7 0 0 y v a o m n

8 8 0 0 y v a o m n

9 9 0 0 y v a o m n

0 0 1 1 y v a o m n

1 1 1 1 y v a o m n

2 2 1 1 y v a o m n

3 3 1 1 y v a o m n

De manera similar a la acvidad de transporte, el marco regulatorio de la distribución ha estado orientado a garanzar el equilibrio económiconanciero del operador a través del establecimiento de las tarifas de distribución de GN. Se tuvo como objevo que los precios nales del GN representaran un ahorro signicavo frente al sustuto más cercano en cada uno de los sectores abastecidos. A connuación se presenta una descripción de los criterios y metodología ulizados en el cálculo de las tarifas de distribución de GN. Finalmente, se presenta la evolución de las tarifas de distribución de GN producto de los procesos regulatorios que ha llevado a cabo Osinergmin desde el 2004 hasta el 2014. Diseño tarifario de la distribución

El sector ha ido evolucionando de acuerdo a las nuevas condiciones y retos del mercado. En consecuencia, en los úlmos 10 años la normava respecto a la acvidad de distribución ha respondido a las necesidades del sector. Existen medidas emidas por el MINEM en su rol normavo, así como por el Osinergmin en su rol scalizador, supervisor y sancionador. La normava vigente se desenvuelve en un ámbito de eciencia, transparencia y autonomía por parte del ente regulador. Entre las más relevantes reformas tenemos el cambio en el

Análisis de Demanda

Reglamientode Distribución de Gas Natural y Procedimientode Presentaciónde Estudios Tarifarios

Valorización de Inversiones

Costos de Explotación

TD=CMe=(CostoTotal)/Demanda

TA TB TC

Cargo Fijo + Cargo variable

TGE EquilibrioEconómico Financiero de la Empresa Regulada (Costo =Ingreso) Precios aseguran ahorro respecto al sustituto

4 1 y a m

Fuente: GART-Osinergmin.

Regulación de la Distribución por red de ductos

Diseño de la Estructura Tarifaria

125

Fuente: Osinergmin. Elaboración: Osinergmin

diseño de las tarifas, que a la fecha se compone de la TUD (aprobada mediante Decreto Supremo N° 048-2008-EM, por el cual se unicaron las tarifas por red principal de distribución y la tarifa de otras redes), la Resolución N° 659-2008-OS/CD, “Procedimiento para la Elaboración de los Estudios Tarifarios sobre Aspectos Regulados de la Distribución de GN” (que establece los lineamientos de la metodología de jación de tarifas), y, por úlmo el D.S. 040-2008-EM, Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de GN por Red de Ductos (que consolida las modicaciones hechas a un disposivo legal y facilitar su manejo). El esquema de regulación de la distribución de GN por red de ductos trata de ajustar los ingresos tarifarios a los costos regulados de la empresa concesionaria y con ello busca garanzar el equilibrio económiconanciero de la empresa. El proceso de jación de tarifas en la distribución de GN comprende dos etapas: en la primera se determina el nivel de las tarifas que permite garanzar el equilibrio económico-nanciero de la empresa regulada, mientras que en la segunda se realiza la asignación del nivel de las tarifas a cada una de las categorías tarifarias que se han denido. El nivel de las tarifas se determina a través del establecimiento de una Empresa Modelo Eciente o Empresa de Referencia, que permite que

las tarifas de distribución de GN remuneren los costos ecientes de la empresa24, y que de esta manera se cumpla con las exigencias y parámetros establecidos en el Reglamento de distribución de GN por red de ductos.

empresa concesionaria ene las señales para alcanzar la eciencia producva que, además, garanza la recuperación de las inversiones y gastos debido a que entre los costos medios resultantes de la Empresa Modelo Eciente se reconoce los costos ecientes de distribución y comercialización para abastecer la demanda de gas dentro de los A través de la regulación por Empresa Modelo Eciente se crea una próximos cuatro años; es decir, estos costos se aproximan al costo empresa referencial que opera con los menores costos técnicamente marginal de largo plazo. posibles. Dichos costos se ulizan para el establecimiento del nivel de las tarifas. Este po de modelo presenta las siguientes ventajas: El costo medio del servicio de distribución se determina como el cociente de la suma de los valores presentes de la anualidad de los costos • Representa los costos ecientes de inversión y explotación. de inversión y los costos de operación y mantenimiento, así como del valor presente de la demanda. • La existencia de períodos jos y exentos de revisiones tarifarias ∑ N i=1 incenva la reducción de costos por parte de la empresa regulada (5-4) = 25 (eciencia producva) y opmiza el desarrollo de las inversiones . Donde: • La empresa regulada ene la posibilidad de obtener ganancias si es aCIi : Anualidad (a 30 años) del Costo de Inversión (CAPEX) que comprende el Valor Nuevo de Reemplazo existente más las inversiones capaz de aumentar su eciencia dentro de cada periodo tarifario. proyectadas acumuladas al año “i,” 26 • Establece que las tarifas deben ser jadas en base a los Costos COyMi : Costo anual deoperación y mantenimiento (OPEX) al año “i,” Medios Ecientes. Di : Demanda o consumo de los consumidores al año “i,” R: Tasa de Actualización, En base a los costos obtenidos de la Empresa Modelo Eciente, la N : Periodo de cálculo (4 años).


Ilustración N°5-4: Determinación del nivel de tarifas

Gráco N° 5-3: Evolución de las Tarifas Aplicables por Transporte en la Red Principal 55 Tarifas aplicables en moneda extranjera (TA_ME)

145

Nivel de Tarifas

Base Legal Tarifas aplicables en moneda nacional (TA_MN)

50

3 m45 l i M r o p $ 40 S U

105

35

45

3 m l i 85 M r o p . / 65 S

25

30 4 0 y a

4 0 v o m n

5 0 y a

5 0 v o m n

6 0 y a

6 0 v o m n

7 0 y a

7 0 v o m n

8 0 y a

8 0 v o m n

9 0 y a

9 0 v o m n

0 1 y a

0 1 v o m n

1 1 y a

1 1 v o m n

2 1 y a

2 1 v o m n

3 1 y a

3 1 v o m n

De manera similar a la acvidad de transporte, el marco regulatorio de la distribución ha estado orientado a garanzar el equilibrio económiconanciero del operador a través del establecimiento de las tarifas de distribución de GN. Se tuvo como objevo que los precios nales del GN representaran un ahorro signicavo frente al sustuto más cercano en cada uno de los sectores abastecidos. A connuación se presenta una descripción de los criterios y metodología ulizados en el cálculo de las tarifas de distribución de GN. Finalmente, se presenta la evolución de las tarifas de distribución de GN producto de los procesos regulatorios que ha llevado a cabo Osinergmin desde el 2004 hasta el 2014. Diseño tarifario de la distribución

El sector ha ido evolucionando de acuerdo a las nuevas condiciones y retos del mercado. En consecuencia, en los úlmos 10 años la normava respecto a la acvidad de distribución ha respondido a las necesidades del sector. Existen medidas emidas por el MINEM en su rol normavo, así como por el Osinergmin en su rol scalizador, supervisor y sancionador. La normava vigente se desenvuelve en un ámbito de eciencia, transparencia y autonomía por parte del ente regulador. Entre las más relevantes reformas tenemos el cambio en el

Análisis de Demanda

Reglamientode Distribución de Gas Natural y Procedimientode Presentaciónde Estudios Tarifarios

Valorización de Inversiones

Costos de Explotación TA TB TC

TD=CMe=(CostoTotal)/Demanda

Cargo Fijo + Cargo variable

TGE EquilibrioEconómico Financiero de la Empresa Regulada (Costo =Ingreso) Precios aseguran ahorro respecto al sustituto

4 1 y a m

Fuente: GART-Osinergmin.

Regulación de la Distribución por red de ductos

Diseño de la Estructura Tarifaria

125

Fuente: Osinergmin. Elaboración: Osinergmin

diseño de las tarifas, que a la fecha se compone de la TUD (aprobada mediante Decreto Supremo N° 048-2008-EM, por el cual se unicaron las tarifas por red principal de distribución y la tarifa de otras redes), la Resolución N° 659-2008-OS/CD, “Procedimiento para la Elaboración de los Estudios Tarifarios sobre Aspectos Regulados de la Distribución de GN” (que establece los lineamientos de la metodología de jación de tarifas), y, por úlmo el D.S. 040-2008-EM, Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de GN por Red de Ductos (que consolida las modicaciones hechas a un disposivo legal y facilitar su manejo). El esquema de regulación de la distribución de GN por red de ductos trata de ajustar los ingresos tarifarios a los costos regulados de la empresa concesionaria y con ello busca garanzar el equilibrio económiconanciero de la empresa. El proceso de jación de tarifas en la distribución de GN comprende dos etapas: en la primera se determina el nivel de las tarifas que permite garanzar el equilibrio económico-nanciero de la empresa regulada, mientras que en la segunda se realiza la asignación del nivel de las tarifas a cada una de las categorías tarifarias que se han denido. El nivel de las tarifas se determina a través del establecimiento de una Empresa Modelo Eciente o Empresa de Referencia, que permite que

las tarifas de distribución de GN remuneren los costos ecientes de la empresa24, y que de esta manera se cumpla con las exigencias y parámetros establecidos en el Reglamento de distribución de GN por red de ductos.

empresa concesionaria ene las señales para alcanzar la eciencia producva que, además, garanza la recuperación de las inversiones y gastos debido a que entre los costos medios resultantes de la Empresa Modelo Eciente se reconoce los costos ecientes de distribución y comercialización para abastecer la demanda de gas dentro de los A través de la regulación por Empresa Modelo Eciente se crea una próximos cuatro años; es decir, estos costos se aproximan al costo empresa referencial que opera con los menores costos técnicamente marginal de largo plazo. posibles. Dichos costos se ulizan para el establecimiento del nivel de las tarifas. Este po de modelo presenta las siguientes ventajas: El costo medio del servicio de distribución se determina como el cociente de la suma de los valores presentes de la anualidad de los costos • Representa los costos ecientes de inversión y explotación. de inversión y los costos de operación y mantenimiento, así como del valor presente de la demanda. • La existencia de períodos jos y exentos de revisiones tarifarias ∑ N i=1 incenva la reducción de costos por parte de la empresa regulada (5-4) = (eciencia producva) y opmiza el desarrollo de las inversiones25. Donde: • La empresa regulada ene la posibilidad de obtener ganancias si es aCIi : Anualidad (a 30 años) del Costo de Inversión (CAPEX) que comprende el Valor Nuevo de Reemplazo existente más las inversiones capaz de aumentar su eciencia dentro de cada periodo tarifario. proyectadas acumuladas al año “i,” 26 • Establece que las tarifas deben ser jadas en base a los Costos COyMi : Costo anual deoperación y mantenimiento (OPEX) al año “i,” Medios Ecientes. Di : Demanda o consumo de los consumidores al año “i,” R: Tasa de Actualización, En base a los costos obtenidos de la Empresa Modelo Eciente, la N : Periodo de cálculo (4 años).

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Ilustración N° 5-5: Componentes del Pago por el Servicio de Distribución Esquema Anterior

Esquema Actual

Clientes Iniciales y GGEE Pago por el servicio de distribución

Tarifa de Distribución por Red Principal

Residenciales, comerciales, GNV, entre otros

Todos los Consumidores Pago por el servicio de distribución

Tarifa Única de Distribución

Tarifa de Distribución por Red Principal Pago por el servicio de distribución Tarifa de Otras Redes Fuente: GART-Osinergmin

Para el cálculo de los costos medios son necesarios componentes clientes mayores a 300 m3/mes y (iii) corte y reconexión. Estos conceptos jos y variables, además de la demanda. En ese sendo, la Ilustración representan los cargos adicionales a las tarifas de distribución que deben N° 5-4 permite observar desde una mejor perspecva los elementos que también ser regulados por Osinergmin. La metodología ulizada para componen a la tarifa media. determinar cada uno de los cargos corresponde a la valorización de las acvidades que los conforman, considerando una base de costos unitarios Una vez obtenido el costo medio a través de la construcción de una actualizados y ecientes. empresa modelo, se enen que determinar las tarifas de distribución de GN aplicables a cada po de consumidor que ulizará el GN (diseño En consecuencia, la denición de las tarifas de distribución mediante tarifario). un factor de ajuste, traslada los benecios del ahorro del GN a todos los consumidores por igual, asignando la tarifa media a cada consumidor Para ello se considera que el comportamiento de una empresa en de acuerdo con su grado de ahorro (compevidad) respecto del ausencia de regulación busca obtener el mayor benecio posible de los combusblesustuto. clientes, situando los precios que paga cada po de cliente ligeramente por debajo del precio de los combusbles sustutos más ecientes. Procesos regulatorios En consecuencia, la metodología usada se basa en proporcionar un nivel de ahorro similar con respecto al combusble sustuto, que permite ofrecer a los clientes una tarifa compeva y que a la vez cubra los costos ecientes de la empresa. Finalmente,sedebetomar encuentalosCargosTarifariosComplementarios que son los siguientes: (i) derecho de conexión, (ii) acomeda para usuarios menores a 300 m3/mes, (iii) inspección, supervisión y habilitación para

A la fecha las tarifas de distribución se jan cada 4 años, entrando en vigencia en el mes de mayo. Al 2014 se habían efectuado los siguientes procesosregulatorios: • Fijación de Tarifas de distribución por red principal27, para los periodos 2004-2006, 2006-2008, 2008-2010 y 2010-2012. • Fijación de tarifas para las otras redes, para los periodos 2004-2008

y 2009-2013. Estas úlmas tarifas solo estuvieron vigentes entre el 1 de enero de 2010 y el 6 de mayo de 2010.

En el caso de los generadores eléctricos, el número de centrales térmicas ubicadas justo antes del City Gate de Lurín (o inicio de la Red Principal de Distribución) pasó a incrementarse de cero en el año 2004 a • Fijación de TUD, para los periodos: 2009-2013 y 2014-2018. La cinco en el 2012, lo cual si bien incrementó la oferta, también ocasionó primera de ellas entró en vigencia a parr del 07 de mayo de 2010 la concentración en la generación eléctrica en una zona geográca, y estuvo vigente hasta el 06 de mayo de 2014. generando un riesgo de vulnerabilidad en el sistema eléctrico. Hasta el 6 de mayo del 2010, los usuarios del Sistema de Distribución de la concesión de Lima y Callao pagaban dos pos de tarifas: Tarifa de Distribución en la Red Principal y Tarifa de las Otras Redes. Los clientes iniciales y los generadores eléctricos se encontraban conectados directamente a la red principal de distribución, mientras que el resto de consumidores (residenciales, comerciales, GNV e industriales) hacían uso de las otras redes. Por ello, los clientes iniciales y generadores eléctricos sólo pagaban la Tarifa de Distribución en la Red Principal, mientras que el resto de consumidores tenían que asumir en el pago del servicio de distribución dos conceptos: la Tarifa de Distribución en la Red Principal y la Tarifa de las Otras Redes. Esta situación conllevó a que los generadores eléctricos y los grandes consumidores industriales solicitaran su conexión sólo a la Red Principal para pagar sólo la Tarifa por Red Principal de Distribución, y no la Tarifa por Otras Redes, argumentando que no usaban ese servicio.

La presencia de estas centrales térmicas con grandes consumos de GN, generó externalidades negavas en el sistema de distribución, por lo que la empresa concesionaria necesitó realizar inversiones adicionales para poder cumplir con su compromiso contractual de presión al nal de la Red Principal de Distribución. Lo mismo ocurría con las empresas industriales puesto que su conexión a la red de distribución impacta en las caracteríscas operavas “aguas abajo” de todo el sistema y en los costos del mismo. Por ello, se pasó a hablar del “Sistema de Distribución de Gas Natural”, el cual está compuesto tanto por la red principal como por las otras redes, y se requiere que el sistema en su conjunto funcione, y sean pagados los costos adicionales que implica su crecimiento y la conexión de nuevos clientes de grandes consumos, sobre todo por quienes hacen que se incurra en costos adicionales.


Ilustración N° 5-5: Componentes del Pago por el Servicio de Distribución Esquema Anterior

Esquema Actual

Clientes Iniciales y GGEE Pago por el servicio de distribución

Tarifa de Distribución por Red Principal

Residenciales, comerciales, GNV, entre otros

Todos los Consumidores Pago por el servicio de distribución

Tarifa Única de Distribución

Tarifa de Distribución por Red Principal Pago por el servicio de distribución Tarifa de Otras Redes Fuente: GART-Osinergmin

Para el cálculo de los costos medios son necesarios componentes clientes mayores a 300 m3/mes y (iii) corte y reconexión. Estos conceptos jos y variables, además de la demanda. En ese sendo, la Ilustración representan los cargos adicionales a las tarifas de distribución que deben N° 5-4 permite observar desde una mejor perspecva los elementos que también ser regulados por Osinergmin. La metodología ulizada para componen a la tarifa media. determinar cada uno de los cargos corresponde a la valorización de las acvidades que los conforman, considerando una base de costos unitarios Una vez obtenido el costo medio a través de la construcción de una actualizados y ecientes. empresa modelo, se enen que determinar las tarifas de distribución de GN aplicables a cada po de consumidor que ulizará el GN (diseño En consecuencia, la denición de las tarifas de distribución mediante tarifario). un factor de ajuste, traslada los benecios del ahorro del GN a todos los consumidores por igual, asignando la tarifa media a cada consumidor Para ello se considera que el comportamiento de una empresa en de acuerdo con su grado de ahorro (compevidad) respecto del ausencia de regulación busca obtener el mayor benecio posible de los combusblesustuto. clientes, situando los precios que paga cada po de cliente ligeramente por debajo del precio de los combusbles sustutos más ecientes. Procesos regulatorios En consecuencia, la metodología usada se basa en proporcionar un nivel de ahorro similar con respecto al combusble sustuto, que permite ofrecer a los clientes una tarifa compeva y que a la vez cubra los costos ecientes de la empresa. Finalmente,sedebetomar encuentalosCargosTarifariosComplementarios que son los siguientes: (i) derecho de conexión, (ii) acomeda para usuarios menores a 300 m3/mes, (iii) inspección, supervisión y habilitación para

A la fecha las tarifas de distribución se jan cada 4 años, entrando en vigencia en el mes de mayo. Al 2014 se habían efectuado los siguientes procesosregulatorios: • Fijación de Tarifas de distribución por red principal27, para los periodos 2004-2006, 2006-2008, 2008-2010 y 2010-2012. • Fijación de tarifas para las otras redes, para los periodos 2004-2008

y 2009-2013. Estas úlmas tarifas solo estuvieron vigentes entre el 1 de enero de 2010 y el 6 de mayo de 2010.

En el caso de los generadores eléctricos, el número de centrales térmicas ubicadas justo antes del City Gate de Lurín (o inicio de la Red Principal de Distribución) pasó a incrementarse de cero en el año 2004 a • Fijación de TUD, para los periodos: 2009-2013 y 2014-2018. La cinco en el 2012, lo cual si bien incrementó la oferta, también ocasionó primera de ellas entró en vigencia a parr del 07 de mayo de 2010 la concentración en la generación eléctrica en una zona geográca, y estuvo vigente hasta el 06 de mayo de 2014. generando un riesgo de vulnerabilidad en el sistema eléctrico. Hasta el 6 de mayo del 2010, los usuarios del Sistema de Distribución de la concesión de Lima y Callao pagaban dos pos de tarifas: Tarifa de Distribución en la Red Principal y Tarifa de las Otras Redes. Los clientes iniciales y los generadores eléctricos se encontraban conectados directamente a la red principal de distribución, mientras que el resto de consumidores (residenciales, comerciales, GNV e industriales) hacían uso de las otras redes. Por ello, los clientes iniciales y generadores eléctricos sólo pagaban la Tarifa de Distribución en la Red Principal, mientras que el resto de consumidores tenían que asumir en el pago del servicio de distribución dos conceptos: la Tarifa de Distribución en la Red Principal y la Tarifa de las Otras Redes. Esta situación conllevó a que los generadores eléctricos y los grandes consumidores industriales solicitaran su conexión sólo a la Red Principal para pagar sólo la Tarifa por Red Principal de Distribución, y no la Tarifa por Otras Redes, argumentando que no usaban ese servicio.

La presencia de estas centrales térmicas con grandes consumos de GN, generó externalidades negavas en el sistema de distribución, por lo que la empresa concesionaria necesitó realizar inversiones adicionales para poder cumplir con su compromiso contractual de presión al nal de la Red Principal de Distribución. Lo mismo ocurría con las empresas industriales puesto que su conexión a la red de distribución impacta en las caracteríscas operavas “aguas abajo” de todo el sistema y en los costos del mismo. Por ello, se pasó a hablar del “Sistema de Distribución de Gas Natural”, el cual está compuesto tanto por la red principal como por las otras redes, y se requiere que el sistema en su conjunto funcione, y sean pagados los costos adicionales que implica su crecimiento y la conexión de nuevos clientes de grandes consumos, sobre todo por quienes hacen que se incurra en costos adicionales.

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“Los esquemas de ingresos garantizados, en general, son positivos para proyectos nuevos de gran envergadura. Se persiguen dos finalidades: mitigar el riesgo comercial (en particular, de la demanda) y el de financiamiento. En el caso de Camisea, este esquema estuvo vinculado a la actividad de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, a cargo de la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP). El establecimiento de una garantía de ingresos resultaba relevante para viabilizar la inversión en el proyecto y posibilitar la obtención de fondos para su financiamiento. A través del Contrato BOOT que suscribió TGP con el Estado Peruano, se establecieron condiciones para la vigencia del esquema de ingresos garantizados, el cual dejó de ser necesario en el año 2012. De esta manera se comprobó que su incorporación, beneficiosa para la ejecución del proyecto, solo era necesaria en un momento inicial del mismo”. Mg. Fénix Noé Suto Fujita Miembro del Consejo Directivo de Osinergmin


“Los esquemas de ingresos garantizados, en general, son positivos para proyectos nuevos de gran envergadura. Se persiguen dos finalidades: mitigar el riesgo comercial (en particular, de la demanda) y el de financiamiento. En el caso de Camisea, este esquema estuvo vinculado a la actividad de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, a cargo de la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP). El establecimiento de una garantía de ingresos resultaba relevante para viabilizar la inversión en el proyecto y posibilitar la obtención de fondos para su financiamiento. A través del Contrato BOOT que suscribió TGP con el Estado Peruano, se establecieron condiciones para la vigencia del esquema de ingresos garantizados, el cual dejó de ser necesario en el año 2012. De esta manera se comprobó que su incorporación, beneficiosa para la ejecución del proyecto, solo era necesaria en un momento inicial del mismo”. Mg. Fénix Noé Suto Fujita Miembro del Consejo Directivo de Osinergmin -100-

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Gráco N° 5-4: Evolución de las Tarifas de Distribución

Cuadro N° 5-2: Categorí as Tarifarias – Concesión de Lima y Callao

1.20

A

B

C

D

D-GNV

E

Categoría Tarifaria

GE

Descripción Categorías por rangos de consumo (Sm3/mes)

1.00

0.80

3 m l i M0.60 r o p . / S 0.40

A1 A2

0 – 60 61-300

B C (*) D E

301 – 17,500 17,501 – 300,000 300,001 – 900,000 Más de 900,000 Categorías especiales independientes del consumo mensual

GNV GE

0.20

Para estaciones de servicio y/o gasocentros de GNV Para generadores eléctricos

IP

Para instituciones públicas del Estado, tales como hospitales, centros de salud e instituciones educativas

0.00

0 1 n u j

0 1 p e s

0 1 c i d

1 1 r a m

1 1 n u j

1 1 p e s

1 1 c i d

2 1 r a m

2 1 n u j

2 1 p e s

2 1 c i d

3 1 r a m

3 1 n u j

3 1 p e s

3 1 c i d

(*) La Tarifa Única de Distribución (TUD) aplicable a las Instuciones Públicas (IP), tales como hospitales, centros de I I salud e instuciones educavas, será igual al de la Categoría C. Fuente: Resolución Osinergmin N° 140-2014-OS/CD. :


Es así que para solucionar esta situación se creó la TUD a ser aplicada en toda la concesión de distribución. LaIlustración N° 5-5 resume los esquemas tarifarios de la distribución antes y después de la reforma. La TUD se ajusta trimestralmente de acuerdo con un factor de actualización que está en función de: (i) el índice de precios del acero de los EE.UU., (ii) el índice de precios de polieleno de los EE.UU., (iii) el índice de precios al productor de los EE.UU.y (iv) el índice de precios al por mayor del Perú. Además, se ajusta mensualmente de acuerdo al po de cambio. Asimismo, a mitad del periodo de vigencia de las tarifas las normas vigentes dan la posibilidad de un reajuste, siempre y cuando exista una divergencia entre los valores de demanda y costos que enfrenta la empresa y aquellos que se ulizaron para el cálculo de la tarifa. Con ello se buscaría garanzar el equilibrio económico–nanciero de la empresa concesionaria. En el Gráco N° 5-4 se puede apreciar la evolución que han seguido las tarifas de distribución de GN en los úlmos años. Asimismo, se observa que con el esquema regulatorio aplicado, se han obtenido tarifas estables y predecibles, contribuyendo a la estabilidad del sistema de precios de la economía y su compevidad.

En el úlmo proceso de jación de tarifas, mediante la Resolución N° 140-2014-OS/CD se estableció las categorías de los consumidores para la concesión de distribución de GN por red de ductos de Lima y Callao, las cuales se presentan en el Cuadro N° 5-2. La importancia de las categorías tarifarias radica en que permiten contar con un criterio para la asignación de los costos asociados a la acvidad de distribución. Asimismo, se garanza que el GN sea accesible en cada categoría de la demanda, teniendo en consideración las parcularidades de consumo que existen al interior de cada una de ellas. Se ha propuesto la segmentación de la categoría A en dos: A1 y A2. La segmentación de la categoría A obedece al criterio de focalizar mejor los gastos de promoción a los clientes residenciales y la incorporación de la categoría IP va en línea con facilitar el acceso al GN a instuciones públicas como hospitales, ministerios, instuciones educavas entre otras. El pliego tarifario vigente desde mayo del 2014 que ha calculado Osinergmin, por medio de la Tarifa Única de Distribución de la concesión de Lima y Callao, calcula dos para cada categoría de consumo. En el Cuadro N° 5-3, se muestran los resultados del cálculo tarifario.

Cuadro N° 5-3: Tarifas Únicas de Distribución – Concesión de Lima y Callao Margen de Comercialización Categoría Tarifaria

Fijo

Margen de Distribución Fijo

Variable

US$/mes US$/(Sm3/d) - mes US$/(Sm3/d)-mes US$/Mil Sm3

A1 A2 B C GNV D E GE

0,48 1,59 27,83 0,0146 0,0124 0,0108 0,0347 0,0287

0,2226 0,1883 0,1648 0,5283 0,4368

183,81 131,24 71,87 37,06 31,35 27,43 18,51 15,30

(*)Los márgenesde comercializacióny distribuciónaplicablesa lasInstucionesPúblicas(IP) sonigualesa I losdela CategoríaTarifariaC. Fuente:Resolución OsinergminN° 140-2014-OS/CD

:

I


Gráco N° 5-4: Evolución de las Tarifas de Distribución

Cuadro N° 5-2: Categorí as Tarifarias – Concesión de Lima y Callao

1.20

A

B

C

D

D-GNV

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GE

Descripción Categorías por rangos de consumo (Sm3/mes)

1.00

0.80

3 m l i M0.60 r o p . / S 0.40

A1 A2

0 – 60 61-300

B C (*) D E

301 – 17,500 17,501 – 300,000 300,001 – 900,000 Más de 900,000 Categorías especiales independientes del consumo mensual

GNV GE

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Para estaciones de servicio y/o gasocentros de GNV Para generadores eléctricos

IP

Para instituciones públicas del Estado, tales como hospitales, centros de salud e instituciones educativas

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(*) La Tarifa Única de Distribución (TUD) aplicable a las Instuciones Públicas (IP), tales como hospitales, centros de I I salud e instuciones educavas, será igual al de la Categoría C. Fuente: Resolución Osinergmin N° 140-2014-OS/CD. :


Es así que para solucionar esta situación se creó la TUD a ser aplicada en toda la concesión de distribución. LaIlustración N° 5-5 resume los esquemas tarifarios de la distribución antes y después de la reforma. La TUD se ajusta trimestralmente de acuerdo con un factor de actualización que está en función de: (i) el índice de precios del acero de los EE.UU., (ii) el índice de precios de polieleno de los EE.UU., (iii) el índice de precios al productor de los EE.UU.y (iv) el índice de precios al por mayor del Perú. Además, se ajusta mensualmente de acuerdo al po de cambio. Asimismo, a mitad del periodo de vigencia de las tarifas las normas vigentes dan la posibilidad de un reajuste, siempre y cuando exista una divergencia entre los valores de demanda y costos que enfrenta la empresa y aquellos que se ulizaron para el cálculo de la tarifa. Con ello se buscaría garanzar el equilibrio económico–nanciero de la empresa concesionaria. En el Gráco N° 5-4 se puede apreciar la evolución que han seguido las tarifas de distribución de GN en los úlmos años. Asimismo, se observa que con el esquema regulatorio aplicado, se han obtenido tarifas estables y predecibles, contribuyendo a la estabilidad del sistema de precios de la economía y su compevidad.

En el úlmo proceso de jación de tarifas, mediante la Resolución N° 140-2014-OS/CD se estableció las categorías de los consumidores para la concesión de distribución de GN por red de ductos de Lima y Callao, las cuales se presentan en el Cuadro N° 5-2. La importancia de las categorías tarifarias radica en que permiten contar con un criterio para la asignación de los costos asociados a la acvidad de distribución. Asimismo, se garanza que el GN sea accesible en cada categoría de la demanda, teniendo en consideración las parcularidades de consumo que existen al interior de cada una de ellas. Se ha propuesto la segmentación de la categoría A en dos: A1 y A2. La segmentación de la categoría A obedece al criterio de focalizar mejor los gastos de promoción a los clientes residenciales y la incorporación de la categoría IP va en línea con facilitar el acceso al GN a instuciones públicas como hospitales, ministerios, instuciones educavas entre otras. El pliego tarifario vigente desde mayo del 2014 que ha calculado Osinergmin, por medio de la Tarifa Única de Distribución de la concesión de Lima y Callao, calcula dos para cada categoría de consumo. En el Cuadro N° 5-3, se muestran los resultados del cálculo tarifario.

Cuadro N° 5-3: Tarifas Únicas de Distribución – Concesión de Lima y Callao Margen de Comercialización Categoría Tarifaria

Margen de Distribución

Fijo

Fijo

Variable

US$/mes US$/(Sm3/d) - mes US$/(Sm3/d)-mes US$/Mil Sm3

A1 A2 B C GNV D E GE

0,48 1,59 27,83 0,0146 0,0124 0,0108 0,0347 0,0287

0,2226 0,1883 0,1648 0,5283 0,4368

183,81 131,24 71,87 37,06 31,35 27,43 18,51 15,30

(*)Los márgenesde comercializacióny distribuciónaplicablesa lasInstucionesPúblicas(IP) sonigualesa I losdela CategoríaTarifariaC. Fuente:Resolución OsinergminN° 140-2014-OS/CD

I

:

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Cuadro N° 5-4: Categoría s Tarifarias – Concesión de Ica Categoría Tarifaria

Rango de Consumo (Sm3/mes)

A - Residenciales

Hasta 300 Sm3/mes

B - Comercio y Pequeña Industria C – GNV

Desde 301 hasta 19,000 Sm3/mes Desde 19,001 hasta 300,000 Sm3/mes

D - Gran Industria E - Generador Eléctrico

Desde 370,001 hasta 10,000,000 Sm3/mes Desde 10,000,001 hasta 30,000,000 Sm3/mes

F - Petroquímica

Mayor a 30,000,001

: Fuente: Contrato BOOT de Concesión del Sistema de Distribución de GN por Red de Ductos en el departamento de Ica I

Cabe precisar que para demandas por encima de los 30 000 Sm3 por día los consumidores son libres de contratar con la distribuidora o directamente con el productor y el transporsta. Por otro lado, en la concesión de distribución de GN de Ica se ene planeado iniciar un proceso de regulación tarifaria una vez que concluyan los 8 años de vigencia de las tarifas iniciales establecidas en el contrato de concesión. Las categorías tarifarias que se denieron en el contrato se presentan en el Cuadro N° 5-4.

la categoría tarifaria a la que pertenece el consumidor. Por ejemplo, en el caso de la categoría A1, el componente más importante del precio nal del GN lo representa la tarifa de distribución, mientras que para la categoría GE es el precio en boca de pozo. En el Gráco N° 5-5 se puede apreciar la estructura del precio nal del GN en las concesiones de Lima y Callao e Ica. Lo expuesto en el presente Capítulo ha permido que el lector tome noción de los criterios y metodologías ulizados para la elaboración del marco regulatorio en la industria peruana del GN, los cuales han logrado que el precio del GN reeje un ahorro signicavo frente al sustuto más cercano. Asimismo, uno de los aspectos regulatorios más importantes ha sido la adopción del mecanismo de la Garana de Red Principal. A connuación se detalla con mayor profundidad dicho mecanismo, subrayando sus principales aspectos.

Los pliegos tarifarios de la concesión Ica se han jado en función del volumen de demanda que se proyecta atender. En elCuadro N° 5-5 se presentan los pliegos de tarifas bajo tres escenarios base de demanda del año (1 “demanda baja”, 2 “demanda media”, 3 “demanda alta”), los mismos que se pueden apreciar en el Cuadro N° 5-4. A cada año calendario le corresponde un único escenario de demanda, determinado en función del volumen total de GN distribuido a través 5.4 Mecanismos regulatorios para el desarrollo del proyecto del Sistema de Distribución, durante el año calendario inmediatamente Camisea anterior. Como se ha señalado anteriormente, el desarrollo del proyecto Camisea El pago que efectúan los consumidores de GN es la suma del precio demoró veinte años, debido a diferentes movos que retrasaron en boca de pozo, la tarifa de transporte y la tarifa de distribución. La la ejecución del proyecto. Entre una de las principales razones que importancia de cada acvidad en el precio nal varía dependiendo de explican esa situación es que las condiciones del mercado peruano no

garanzaban el retorno de las inversiones ya que el país no contaba con una industria de GN desarrollada, por lo que exisa gran incerdumbre respecto a cómo respondería el mercado frente al ingreso del GN. Debido a estas razones fue necesaria la intervención del Estado para garanzar un nivel de rentabilidad adecuado para los inversionistas que construyeran y operaran los ductos que transportarían el GN. Es así que mediante la Ley Nº 27133, “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” y su reglamento, se creó la Garana de Red Principal (GRP), mecanismo que permia asegurar la recuperación de las inversiones a los concesionarios de la Red Principal del proyecto Camisea a una tasa de descuento establecida en el contrato, y, adicionalmente, la posibilidad de adelantar su recaudación mediante el pago adelantado. En ese sendo, mediante el Decreto Supremo N° 046-2002-EM, se estableció como inicio ancipado de la recaudación de la GRP el 1 de noviembre del 2002, y los peajes por GRP a recaudar hasta el inicio de la operación comercial de Camisea (agosto del 2004). La GRP debía exnguirse cuando el volumen de GN transportado iguale o supere la capacidad garanzada, situación que se presentó en el año 2009, resultando una GRP igual a cero, por lo que la exnción automáca de dicho mecanismo se dio en el año 2012, de acuerdo a las condiciones establecidas en los contratos de concesión de transporte y distribución (TGP, Cálidda y beneciarios de la GRP).

Garana de red principal (GRP)

La GRP es un mecanismo creado con la Ley 27133 28, con el objeto de garanzar los ingresos a los concesionarios de transporte y distribución a través de la red principal29 del proyecto Camisea, mediante la aplicación un cargo en el sistema principal de transmisión eléctrica a los usuarios de electricidad. La GRP es un contrato tácito entre los concesionarios de la Red Principal de Camisea y los usuarios del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), mediante el cual se garanzó a los concesionarios ingresos que hicieron facble el desarrollo y operación del transporte y distribución del GN hasta la capacidad garanzada de la Red Principal. Estos, a su vez, se compromeeron a proporcionar el servicio de transporte del GN a través de la Red Principal necesario para el funcionamiento de las centrales térmicas que aenden al SEIN, lográndose de este modo menores tarifas eléctricas que las que se hubieran dado sin la presencia del GN en el sector eléctrico. La GRP se sustenta básicamente en el concepto de “capacidad garanzada”, que se concreta cuando los clientes o usuarios nales de electricidad garanzan el ujo de ingresos del transporsta y el distribuidor del GN. Una vez denida la capacidad garanzada de la red


Cuadro N° 5-4: Categoría s Tarifarias – Concesión de Ica Categoría Tarifaria

Rango de Consumo (Sm3/mes)

A - Residenciales

Hasta 300 Sm3/mes

B - Comercio y Pequeña Industria C – GNV

Desde 301 hasta 19,000 Sm3/mes Desde 19,001 hasta 300,000 Sm3/mes

D - Gran Industria E - Generador Eléctrico

Desde 370,001 hasta 10,000,000 Sm3/mes Desde 10,000,001 hasta 30,000,000 Sm3/mes

F - Petroquímica

Mayor a 30,000,001

: Fuente: Contrato BOOT de Concesión del Sistema de Distribución de GN por Red de Ductos en el departamento de Ica I

Cabe precisar que para demandas por encima de los 30 000 Sm3 por día los consumidores son libres de contratar con la distribuidora o directamente con el productor y el transporsta.

la categoría tarifaria a la que pertenece el consumidor. Por ejemplo, en el caso de la categoría A1, el componente más importante del precio nal del GN lo representa la tarifa de distribución, mientras que para la categoría GE es el precio en boca de pozo. En el Gráco N° 5-5 se puede apreciar la estructura del precio nal del GN en las concesiones de Lima y Callao e Ica.

Por otro lado, en la concesión de distribución de GN de Ica se ene planeado iniciar un proceso de regulación tarifaria una vez que concluyan los 8 años de vigencia de las tarifas iniciales establecidas en el contrato de concesión. Las categorías tarifarias que se denieron en el contrato se presentan en el Cuadro N° 5-4.

Lo expuesto en el presente Capítulo ha permido que el lector tome noción de los criterios y metodologías ulizados para la elaboración del marco regulatorio en la industria peruana del GN, los cuales han logrado que el precio del GN reeje un ahorro signicavo frente al sustuto más cercano. Asimismo, uno de los aspectos regulatorios más importantes ha sido la adopción del mecanismo de la Garana de Red Principal. A connuación se detalla con mayor profundidad dicho mecanismo, subrayando sus principales aspectos.

Los pliegos tarifarios de la concesión Ica se han jado en función del volumen de demanda que se proyecta atender. En elCuadro N° 5-5 se presentan los pliegos de tarifas bajo tres escenarios base de demanda del año (1 “demanda baja”, 2 “demanda media”, 3 “demanda alta”), los mismos que se pueden apreciar en el Cuadro N° 5-4. A cada año calendario le corresponde un único escenario de demanda, determinado en función del volumen total de GN distribuido a través 5.4 Mecanismos regulatorios para el desarrollo del proyecto del Sistema de Distribución, durante el año calendario inmediatamente Camisea anterior. Como se ha señalado anteriormente, el desarrollo del proyecto Camisea El pago que efectúan los consumidores de GN es la suma del precio demoró veinte años, debido a diferentes movos que retrasaron en boca de pozo, la tarifa de transporte y la tarifa de distribución. La la ejecución del proyecto. Entre una de las principales razones que importancia de cada acvidad en el precio nal varía dependiendo de explican esa situación es que las condiciones del mercado peruano no

garanzaban el retorno de las inversiones ya que el país no contaba con una industria de GN desarrollada, por lo que exisa gran incerdumbre respecto a cómo respondería el mercado frente al ingreso del GN. Debido a estas razones fue necesaria la intervención del Estado para garanzar un nivel de rentabilidad adecuado para los inversionistas que construyeran y operaran los ductos que transportarían el GN. Es así que mediante la Ley Nº 27133, “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” y su reglamento, se creó la Garana de Red Principal (GRP), mecanismo que permia asegurar la recuperación de las inversiones a los concesionarios de la Red Principal del proyecto Camisea a una tasa de descuento establecida en el contrato, y, adicionalmente, la posibilidad de adelantar su recaudación mediante el pago adelantado. En ese sendo, mediante el Decreto Supremo N° 046-2002-EM, se estableció como inicio ancipado de la recaudación de la GRP el 1 de noviembre del 2002, y los peajes por GRP a recaudar hasta el inicio de la operación comercial de Camisea (agosto del 2004). La GRP debía exnguirse cuando el volumen de GN transportado iguale o supere la capacidad garanzada, situación que se presentó en el año 2009, resultando una GRP igual a cero, por lo que la exnción automáca de dicho mecanismo se dio en el año 2012, de acuerdo a las condiciones establecidas en los contratos de concesión de transporte y distribución (TGP, Cálidda y beneciarios de la GRP).

Garana de red principal (GRP)

La GRP es un mecanismo creado con la Ley 27133 28, con el objeto de garanzar los ingresos a los concesionarios de transporte y distribución a través de la red principal29 del proyecto Camisea, mediante la aplicación un cargo en el sistema principal de transmisión eléctrica a los usuarios de electricidad. La GRP es un contrato tácito entre los concesionarios de la Red Principal de Camisea y los usuarios del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), mediante el cual se garanzó a los concesionarios ingresos que hicieron facble el desarrollo y operación del transporte y distribución del GN hasta la capacidad garanzada de la Red Principal. Estos, a su vez, se compromeeron a proporcionar el servicio de transporte del GN a través de la Red Principal necesario para el funcionamiento de las centrales térmicas que aenden al SEIN, lográndose de este modo menores tarifas eléctricas que las que se hubieran dado sin la presencia del GN en el sector eléctrico. La GRP se sustenta básicamente en el concepto de “capacidad garanzada”, que se concreta cuando los clientes o usuarios nales de electricidad garanzan el ujo de ingresos del transporsta y el distribuidor del GN. Una vez denida la capacidad garanzada de la red

-104-

-105-


Cuadro N° 5-5: Margen de Comercialización y Distribución – Concesión de Ica Margen de Comercialización Fijo

Variable US$/(Mil m3)

U S$/ (m3/ dí a)

1

1

Fijo

Escenario

1

2

3

A B C D E F

0.06

0.03

0.03

29.08 22.20 22.49 0.41

6.58

1.30

0.96

20.83 5.83

0.06

0.01

0.01

0.04

0.01

0.03

0.01

-

0.01

1

2

3

206.27

205.61

4.26

43.10 12.05 8.81

136.46

54.13

38.93

12.79 4.07

2.96

0.39

0.12 0.09

83.78

37.84

27.08

0.01

9.04

3.16

2.29

0.28

0.10 0.07

59.24

29.35

20.92

0.01

6.74

2.55

1.83

0.21

0.08 0.06

44.17

23.66

16.68

2.14

1.57

-

2

3

0.07 0.05

-

19.83

Transporte

Distribución

Precio de Gas

10

U S$ /( Mi l m 3)

190.46

-

3

Variable

b) En Ica 10

Distribución

0.31 0.32

0.01

2

12


US$/(m3/día)

Categoría

Gráco N° 5-5: Estructura del precio del GN, julio 2014 a) En Lima y Callao

14.31

U T B M M / $ S U

U T B M M / $ S U

8 5.8

6

4.1 2.3

4

2

1.0

1.0

1.0

1.2

1.0

0.9

0.5

1.0

1.0

1.0

1.0

3.2

3.2

3.2

3.2

3.2

6.4 5.0

4

:

, :

Fuente: Contrato BOOT de Concesión del Sistema de Distribución de GN por Red de Ductos en el Departamento de Ica I

0 A2

B

C

GNV

D

E

GE


1.6 1.0

2

3.2

0 A1

3.0 2.2

0.4 1.0 3.2

6

1.8

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

Precio de Gas

Transporte

8

1.0

1.0

1.0

1.0

0.9

1.1

1.1

1.1

A

B

C(GNV)

D

1.8

E(GE)



principal, mediante el mecanismo los usuarios aportan la diferencia entre los ingresos garanzados anuales y los ingresos reales por la prestación del servicio tanto de transporte y de distribución de GN por la Red Principal. Este úlmo se obene por la aplicación de las tarifas y el volumen realmente transportado. Conforme se incrementa la demanda de GN, la GRP se reduce hasta resultar igual a cero, tal como ha ocurrido cuando la red principal alcanzó a transportar un volumen superior a la capacidad garanzada.

Aplicación de la GRP

Los concesionarios de la red principal de GN, ante el requerimiento por parte del Estado de una infraestructura de transporte con una capacidad mínima, podían opmizar el diseño y no preocuparse de la evolución de la demanda de GN, ya que esto estaba garanzado por la GRP. Esto hacía posible que el negocio fuera de bajo riesgo, donde los ingresos no dependían del ujo de gas a transportar en función a la demanda requerida, sino más bien de las capacidades garanzadas establecidas en los contratos de concesión. Lo anterior implicaba que se debía tener cuidado al establecer las condiciones de calidad del servicio y cumplimiento de capacidades mínimas en los contratos, antes de la licitación internacional.

• El resultado del cálculo anterior se resta del ingreso anual garanzado. esta diferencia viene a ser la grp anual que recibirán las empresas concesionarias.

Mientras estuvo vigente el cálculo de la GRP, el mecanismo operaba de la siguiente manera: • Anualmente se calculaba el consumo de gas a transportar por el gasoducto con el n de esmar los ingresos de los concesionarios de transporte y distribución de la red principal.

• El valor de la GRP se transformaba en peaje eléctrico al dividir su monto entre la demanda eléctrica vendida a los consumidores eléctricos. • Este peaje por GRP se agrega al peaje por conexión a la Red Principal de Transmisión Eléctrica. • Lo recaudado es depositado a una cuenta administrada por una duciaria, que se encargaba de efectuar el reparto de los montos involucrados.

• Si por algún movoalgún generador no depositaba partedel fondo de transporte a través de la red principal también se incrementaron, de la GRP, la duciaria ejecutaba el fondo de garana de PERUPETRO por lo que el peaje por GRP fue disminuyendo cada año hasta resultar y usaba ese monto para pagar a los Concesionarios (TGP y Cálidda) ser igual a cero en el sexto año de cálculo. por ser tulares de la red principal de GN de Camisea. La GRP fue igual a cero desde el 1 de mayo de 2009 en adelante, Se debe señalar que a la fecha ya no se calcula la GRP por haberse exnguiéndose en el 2012, de acuerdo a lo señalado en el numeral exnguido denivamente en el 2012, después de cumplir el requisito 12.4, del Arculo 12° del Reglamento de la Ley de Promoción de la de tener un valor nulo durante tres años consecuvos. Industria del GN31. Es importante mencionar que para evitar un salto abrupto en las tarifas eléctricas, se empezó a realizar el pago adelantado de la GRP antes de la puesta en operación comercial de la red principal (denominado PAT)30 . Dichos pagos por peaje adelantados se traducen en ajustes en las tarifas de transporte de GN a través de un factor de descuento (FD). A la fecha, aun cuando el mecanismo de la GRP se exnguió las tarifas de transporte en la red principal están afectas al factor de descuento.

Benecios de la GRP y su impacto en la tarifa eléctrica 32

Desde noviembre de 2002 hasta febrero de 2009 la GRP ha recaudado US$ 434 millones, de los cuales US$ 403 millones correspondieron a TGP y US$ 31 millones a Cálidda.

• Ha facilitado el desarrollo del gasoducto que transporta GN de Camisea a Lima, con un esquema de bajo riesgo para el inversionista, que a su vez permite a los usuarios eléctricos beneciarse de la reducción de las tarifas eléctricas, y al resto de usuarios de GN mediante tarifas compevas, acorde con el bajo riesgo del negocio.

Cabe resaltar que a medida que se incrementaron los volúmenes de GN transportados por la Red Principal, los ingresos reales del sistema

El establecimiento de la GRP ha hecho posible el desarrollo del proyecto Camisea, generando benecios que no solo se encuentran referidos a su impacto en el sector eléctrico, en cuanto a costos, tarifas y capacidad de generación, sino también a la acvidad económica del país, abarcando, entre otros aspectos, los siguientes:


Cuadro N° 5-5: Margen de Comercialización y Distribución – Concesión de Ica Margen de Comercialización Variable

US$/(m /día)

US$/(Mil m )

U S$/ (m / dí a)

1

1

3

Fijo 3

2

12


Fijo

Categoría

Gráco N° 5-5: Estructura del precio del GN, julio 2014

Escenario

1

2

3

3

A B C D E F

0.06

0.03

0.03

29.08 22.20 22.49 0.41

6.58

1.30

0.96

20.83 5.83

4.26

2

b) En Ica 10

Distribución

Variable

Transporte

Distribución

Precio de Gas

10

U S$ /( Mi l m )

3

a) En Lima y Callao

3

1

2

3

0.31 0.32

190.46

206.27

205.61

43.10 12.05 8.81

136.46

54.13

38.93

0.06

0.01

0.01

12.79 4.07

2.96

0.39

0.12 0.09

83.78

37.84

27.08

0.04

0.01

0.01

9.04

3.16

2.29

0.28

0.10 0.07

59.24

29.35

20.92

0.03

0.01

0.01

6.74

2.55

1.83

0.21

0.08 0.06

44.17

23.66

16.68

-

0.01

0.01

-

2.14

1.57

-

0.07 0.05

-

19.83

14.31

U T B M M / $ S U

U T B M M / $ S U

8 5.8

6

4.1 2.3

4

2

1.0

1.0

1.0

1.2

1.0

0.9

0.5

1.0

1.0

1.0

1.0

3.2

3.2

3.2

3.2

3.2

6.4 5.0

4

, :

Fuente: Contrato BOOT de Concesión del Sistema de Distribución de GN por Red de Ductos en el Departamento de Ica I

0 A2

B

C

GNV

D

E

GE


1.6 1.0

2

3.2

0 A1

3.0 2.2

0.4 1.0 3.2

6

1.8

:

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

Precio de Gas

Transporte

8

3

1.0

1.0

1.0

1.0

0.9

1.1

1.1

1.1

A

B

C(GNV)

D

1.8

E(GE)



principal, mediante el mecanismo los usuarios aportan la diferencia entre los ingresos garanzados anuales y los ingresos reales por la prestación del servicio tanto de transporte y de distribución de GN por la Red Principal. Este úlmo se obene por la aplicación de las tarifas y el volumen realmente transportado. Conforme se incrementa la demanda de GN, la GRP se reduce hasta resultar igual a cero, tal como ha ocurrido cuando la red principal alcanzó a transportar un volumen superior a la capacidad garanzada.

Aplicación de la GRP

Los concesionarios de la red principal de GN, ante el requerimiento por parte del Estado de una infraestructura de transporte con una capacidad mínima, podían opmizar el diseño y no preocuparse de la evolución de la demanda de GN, ya que esto estaba garanzado por la GRP. Esto hacía posible que el negocio fuera de bajo riesgo, donde los ingresos no dependían del ujo de gas a transportar en función a la demanda requerida, sino más bien de las capacidades garanzadas establecidas en los contratos de concesión. Lo anterior implicaba que se debía tener cuidado al establecer las condiciones de calidad del servicio y cumplimiento de capacidades mínimas en los contratos, antes de la licitación internacional.

• El resultado del cálculo anterior se resta del ingreso anual garanzado. esta diferencia viene a ser la grp anual que recibirán las empresas concesionarias.

Mientras estuvo vigente el cálculo de la GRP, el mecanismo operaba de la siguiente manera: • Anualmente se calculaba el consumo de gas a transportar por el gasoducto con el n de esmar los ingresos de los concesionarios de transporte y distribución de la red principal.

• El valor de la GRP se transformaba en peaje eléctrico al dividir su monto entre la demanda eléctrica vendida a los consumidores eléctricos. • Este peaje por GRP se agrega al peaje por conexión a la Red Principal de Transmisión Eléctrica. • Lo recaudado es depositado a una cuenta administrada por una duciaria, que se encargaba de efectuar el reparto de los montos involucrados.

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• Si por algún movoalgún generador no depositaba partedel fondo de transporte a través de la red principal también se incrementaron, de la GRP, la duciaria ejecutaba el fondo de garana de PERUPETRO por lo que el peaje por GRP fue disminuyendo cada año hasta resultar y usaba ese monto para pagar a los Concesionarios (TGP y Cálidda) ser igual a cero en el sexto año de cálculo. por ser tulares de la red principal de GN de Camisea. La GRP fue igual a cero desde el 1 de mayo de 2009 en adelante, Se debe señalar que a la fecha ya no se calcula la GRP por haberse exnguiéndose en el 2012, de acuerdo a lo señalado en el numeral exnguido denivamente en el 2012, después de cumplir el requisito 12.4, del Arculo 12° del Reglamento de la Ley de Promoción de la de tener un valor nulo durante tres años consecuvos. Industria del GN31. Es importante mencionar que para evitar un salto abrupto en las tarifas eléctricas, se empezó a realizar el pago adelantado de la GRP antes de la puesta en operación comercial de la red principal (denominado PAT)30 . Dichos pagos por peaje adelantados se traducen en ajustes en las tarifas de transporte de GN a través de un factor de descuento (FD). A la fecha, aun cuando el mecanismo de la GRP se exnguió las tarifas de transporte en la red principal están afectas al factor de descuento.

Benecios de la GRP y su impacto en la tarifa eléctrica 32

Desde noviembre de 2002 hasta febrero de 2009 la GRP ha recaudado US$ 434 millones, de los cuales US$ 403 millones correspondieron a TGP y US$ 31 millones a Cálidda.

• Ha facilitado el desarrollo del gasoducto que transporta GN de Camisea a Lima, con un esquema de bajo riesgo para el inversionista, que a su vez permite a los usuarios eléctricos beneciarse de la reducción de las tarifas eléctricas, y al resto de usuarios de GN mediante tarifas compevas, acorde con el bajo riesgo del negocio.

Cabe resaltar que a medida que se incrementaron los volúmenes de GN transportados por la Red Principal, los ingresos reales del sistema

El establecimiento de la GRP ha hecho posible el desarrollo del proyecto Camisea, generando benecios que no solo se encuentran referidos a su impacto en el sector eléctrico, en cuanto a costos, tarifas y capacidad de generación, sino también a la acvidad económica del país, abarcando, entre otros aspectos, los siguientes:

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Ilustración N°5-6: Funcionamiento de la GRP Sector Gas

SectorElectricidad Cliente Regulado

D

G

Solo transfiere lo correspondiente a la GRP

T

D

P R G

GRP

T Distribuidor

Generador

G

T

Transmisor

GRP

FIDUCIARIO

G R P

T Fondo deContigencia

Cliente Libre


• Ha evitado el uso de recursos del Tesoro Público para el desarrollo en operación comercial. Este adelanto fue capitalizado a una tasa de de la infraestructura de transporte del GN, por lo que se ha liberado 12% anual a favor de los usuarios de la red principal, dando lugar a un fondos para la implementación de programas sociales. factor de descuento aplicable a las tarifas desde la puesta en operación comercial hasta el n del periodo de recuperación. • Ha disminuido el consumo del petróleo diésel 2, residuales y otros combusbles líquidos demandados por las generadoras eléctricas, El establecimiento de un conveniente marco jurídico y regulatorio que industrias y otros consumidores, disminuyendo el décit de la conlleve al adecuado desarrollo de la industria del GN supone aspectos Balanza Comercial de Hidrocarburos del país. que superan la jación de las tarifas. Este debe contener una serie de normas y pautas del accionar que deben ser adoptados por cada uno Además, se debe resaltar que el empo de funcionamiento de la GRP de los agentes en las diferentes acvidades de la cadena producva a ha sido en la realidad menor que el previsto inicialmente debido al n de garanzar seguridad y calidad del suministro a los consumidores. rápido crecimiento de la demanda de GN por parte de las generadoras Si bien el marco regulatorio ha sido el reejo del cumplimiento de una eléctricas y el resto del mercado. de las funciones entregadas a Osinergmin, este Órgano regulador también ene a su cargo las funciones de supervisión, scalización y Asimismo, la decisión de adelantar la recaudación de la GRP dos años atención de reclamos. El siguiente capítulo aborda la manera en que antes de la puesta en operación del ducto de transporte permió Osinergmin ha cumplido estas funciones, en parcular cuáles han sido atenuar el incremento en las tarifas que se hubiese producido de los mecanismos usados y sus resultados. haberse aplicado la recaudación de la GRP recién en la fecha de puesta


Ilustración N°5-6: Funcionamiento de la GRP Sector Gas

SectorElectricidad Cliente Regulado

D

G

Solo transfiere lo correspondiente a la GRP

T

D

P R G

GRP

T Distribuidor

Generador

G

T

Transmisor

GRP

FIDUCIARIO

G R P

T Fondo deContigencia

Cliente Libre


• Ha evitado el uso de recursos del Tesoro Público para el desarrollo en operación comercial. Este adelanto fue capitalizado a una tasa de de la infraestructura de transporte del GN, por lo que se ha liberado 12% anual a favor de los usuarios de la red principal, dando lugar a un fondos para la implementación de programas sociales. factor de descuento aplicable a las tarifas desde la puesta en operación comercial hasta el n del periodo de recuperación. • Ha disminuido el consumo del petróleo diésel 2, residuales y otros combusbles líquidos demandados por las generadoras eléctricas, El establecimiento de un conveniente marco jurídico y regulatorio que industrias y otros consumidores, disminuyendo el décit de la conlleve al adecuado desarrollo de la industria del GN supone aspectos Balanza Comercial de Hidrocarburos del país. que superan la jación de las tarifas. Este debe contener una serie de normas y pautas del accionar que deben ser adoptados por cada uno Además, se debe resaltar que el empo de funcionamiento de la GRP de los agentes en las diferentes acvidades de la cadena producva a ha sido en la realidad menor que el previsto inicialmente debido al n de garanzar seguridad y calidad del suministro a los consumidores. rápido crecimiento de la demanda de GN por parte de las generadoras Si bien el marco regulatorio ha sido el reejo del cumplimiento de una eléctricas y el resto del mercado. de las funciones entregadas a Osinergmin, este Órgano regulador también ene a su cargo las funciones de supervisión, scalización y Asimismo, la decisión de adelantar la recaudación de la GRP dos años atención de reclamos. El siguiente capítulo aborda la manera en que antes de la puesta en operación del ducto de transporte permió Osinergmin ha cumplido estas funciones, en parcular cuáles han sido atenuar el incremento en las tarifas que se hubiese producido de los mecanismos usados y sus resultados. haberse aplicado la recaudación de la GRP recién en la fecha de puesta

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EN

BUSCA EQUILIBRIO DEL

SUPERVISIÓN Y FISCALIZACIÓN DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Y LA ATENCIÓN DE LOS RECLAMOS DE USUARIOS


EN

BUSCA EQUILIBRIO DEL

SUPERVISIÓN Y FISCALIZACIÓN DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Y LA ATENCIÓN DE LOS RECLAMOS DE USUARIOS

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Ilustración N°6-1: Equilibrio del Crecimiento de la Infraestructura del Gas Natural

Ilustración N°6-2: Normava General de la Supervisión en la Industria de Gas Natural Constitución Política del Perú

Calidad del Servicio y Producto

Protección al Medio Ambiente

Seguridad y Salud Ocupacional

Seguridad de la Infraestructura

Ley Orgánica de Hidrocarburos - Ley N° 26221

Ley General del Ambiente - Ley N° 28611

Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo Ley N° 29783

Crecimiento de la infraestructura de Gas Natural Reglamentos por actividades (técnicos y de seguridad)

C

6.1 La supervisión en la industria de gas natural En ese sendo, la supervisión de la industria de GN involucra la vericación del cumplimiento de las obligaciones requeridas a los agentes del sector. Estas obligaciones están contenidas en la normava de carácter general, en los contratos de licencia, servicio, concesión u otra modalidad contractual, según corresponda, y aquellas emidas en virtud de medidas administravas y/o mandatos de carácter parcular. Es decir, la función supervisora se ejerce a n de lograr que la industria de GN se desarrolle permiendo el equilibrio en el crecimiento de una infraestructura, bajo

Reglamento de la Ley N° 29783 - Decreto Supremo N° 005-2012-TR

Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: GFGN-Osinergmin

Elaboración: GFGN-Osinergmin

omo se ha mencionado, la industria del GN está compuesta por un conjunto de acvidades: (i) exploración y explotación, (ii) procesamiento, (iii) transporte y (iv) distribución y comercialización de GN. La supervisión de cada una de éstas ene como nalidad que los actores involucrados en el mercado -inversionistas (proveedores) y clientes (consumidores)- posean la seguridad y conanza necesaria para realizar transacciones. En efecto, mientras que los inversionistas buscan un ambiente conable para tomar sus decisiones de inversión de manera segura, los consumidores, por su parte, buscan bienes y servicios que posean un acceso oportuno y de manera connua.

Reglamento de protección ambiental en las actividades de Hidrocarburos - Decreto Supremo N° 015-2006-EM

el cumplimiento de las normas de seguridad y de calidad del servicio y producto. Véase laIlustración N°6-1. De manera general, las obligaciones contenidas en la normava de carácter general pueden ser clasicadas según la materia que regulan: (i) normas técnicas y de seguridad de la infraestructura, (ii) normas relavas a la protección del medio ambiente y (iii) normas relavas a la seguridad y salud en el trabajo. Estas categorías están sustentadas en la normava general del Perú. VéaseIlustración N°6-2. Es preciso señalar que hasta el año 2011, la supervisión y scalización de la normava relava a la protección ambiental, a la seguridad y salud en el trabajo, y la seguridad de las instalaciones eran competencias directas de Osinergmin; sin embargo, a parr de ese año las competencias en materia de protección ambiental fueron asumidas por el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental del Ministerio del Ambiente (OEFA)33, y la competencia para supervisar y scalizar los aspectos relavos a la seguridad y salud en el trabajo se trasladó al Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo (MINTRA)34. Los aspectos relacionados a la seguridad de la infraestructura se mantuvieron bajo la labor de Osinergmin.

Los aspectos técnicos y de seguridad de la infraestructura en la industria de GN se han desarrollado bajo el marco de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley N° 26221, estableciendo los parámetros desde la exploración y explotación hasta la comercialización. Véasela Ilustración N°6-3. De acuerdo a este marco normavo, cada agente de la industria de GN debe contar con un determinado tulo habilitante, según la acvidad que realice. Véase el Cuadro N° 6-1. De esta manera, los tulos habilitantes pueden ser de dos pos: contractual o a través del Registro de Hidrocarburos. A nivel contractual, dada la parcularidad de la industria de GN, en donde conuyen acvidades relacionadas con la disposición de recursos naturales así como de servicios, la competencia para la supervisión y scalización ha sido establecida según el Cuadro N° 6-2. De acuerdo a lo señalado, la supervisión y scalización se determina según el tulo habilitante requerido. En efecto, en el caso especíco de la supervisión que ha venido realizando Osinergmin, para las acvidades de exploración, explotación, transporte y distribución, el Contrato precede a la intervención de Osinergmin durante la fase construcva del proyecto, mientras que en el caso de la acvidad de comercialización y procesamiento, la supervisión de la construcción por parte de Osinergmin precede a la inscripción en el Registro de Hidrocarburos.

Lo anterior ha tenido como consecuencia que Osinergmin diseñe la supervisión de manera parcular según la oportunidad de obtención del tulo habilitante. Asimismo, la supervisión y  scalización de las acvidades construcvas de cada proyecto han sido desarrolladas de manera disnta a las acvidades operavas. En contraste, en la etapa construcva se realizan la mayoría de las acvidades objeto de supervisión: transporte de material, procesos de soldadura, tendido de redes, apertura de zanjas, entre otros.

6.2 La supervisión en el proyecto Camisea En relación con el proyecto Camisea, el descubrimiento de los yacimientos de gas en los lotes 56 y 88 signicó uno de los mayores retos asumidos en las acvidades de supervisión de la industria de GN, dado que la supervisión del proyecto involucró la adopción y puesta en marcha de mecanismos de supervisión que permiesen vericar el cumplimiento de los disposivos técnicos y legales de manera eciente y oportuna teniendo en cuenta las especiales caracteríscas de la industria del GN. Para el proyecto Camisea, la supervisión del cumplimiento de la normava de carácter general ha vericado las labores construcvas y operavas de las instalaciones


Ilustración N°6-1: Equilibrio del Crecimiento de la Infraestructura del Gas Natural

Ilustración N°6-2: Normava General de la Supervisión en la Industria de Gas Natural Constitución Política del Perú

Calidad del Servicio y Producto

Protección al Medio Ambiente

Seguridad y Salud Ocupacional

Seguridad de la Infraestructura

Ley General del Ambiente - Ley N° 28611

Ley Orgánica de Hidrocarburos - Ley N° 26221

Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo Ley N° 29783

Crecimiento de la infraestructura de Gas Natural Reglamentos por actividades (técnicos y de seguridad)

Reglamento de protección ambiental en las actividades de Hidrocarburos - Decreto Supremo N° 015-2006-EM

Reglamento de la Ley N° 29783 - Decreto Supremo N° 005-2012-TR


Elaboración: GFGN-Osinergmin

C

omo se ha mencionado, la industria del GN está compuesta por un conjunto de acvidades: (i) exploración y explotación, (ii) procesamiento, (iii) transporte y (iv) distribución y comercialización de GN. La supervisión de cada una de éstas ene como nalidad que los actores involucrados en el mercado -inversionistas (proveedores) y clientes (consumidores)- posean la seguridad y conanza necesaria para realizar transacciones. En efecto, mientras que los inversionistas buscan un ambiente conable para tomar sus decisiones de inversión de manera segura, los consumidores, por su parte, buscan bienes y servicios que posean un acceso oportuno y de manera connua.

6.1 La supervisión en la industria de gas natural En ese sendo, la supervisión de la industria de GN involucra la vericación del cumplimiento de las obligaciones requeridas a los agentes del sector. Estas obligaciones están contenidas en la normava de carácter general, en los contratos de licencia, servicio, concesión u otra modalidad contractual, según corresponda, y aquellas emidas en virtud de medidas administravas y/o mandatos de carácter parcular. Es decir, la función supervisora se ejerce a n de lograr que la industria de GN se desarrolle permiendo el equilibrio en el crecimiento de una infraestructura, bajo

el cumplimiento de las normas de seguridad y de calidad del servicio y producto. Véase laIlustración N°6-1. De manera general, las obligaciones contenidas en la normava de carácter general pueden ser clasicadas según la materia que regulan: (i) normas técnicas y de seguridad de la infraestructura, (ii) normas relavas a la protección del medio ambiente y (iii) normas relavas a la seguridad y salud en el trabajo. Estas categorías están sustentadas en la normava general del Perú. VéaseIlustración N°6-2. Es preciso señalar que hasta el año 2011, la supervisión y scalización de la normava relava a la protección ambiental, a la seguridad y salud en el trabajo, y la seguridad de las instalaciones eran competencias directas de Osinergmin; sin embargo, a parr de ese año las competencias en materia de protección ambiental fueron asumidas por el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental del Ministerio del Ambiente (OEFA)33, y la competencia para supervisar y scalizar los aspectos relavos a la seguridad y salud en el trabajo se trasladó al Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo (MINTRA)34. Los aspectos relacionados a la seguridad de la infraestructura se mantuvieron bajo la labor de Osinergmin.

Los aspectos técnicos y de seguridad de la infraestructura en la industria de GN se han desarrollado bajo el marco de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley N° 26221, estableciendo los parámetros desde la exploración y explotación hasta la comercialización. Véasela Ilustración N°6-3. De acuerdo a este marco normavo, cada agente de la industria de GN debe contar con un determinado tulo habilitante, según la acvidad que realice. Véase el Cuadro N° 6-1. De esta manera, los tulos habilitantes pueden ser de dos pos: contractual o a través del Registro de Hidrocarburos. A nivel contractual, dada la parcularidad de la industria de GN, en donde conuyen acvidades relacionadas con la disposición de recursos naturales así como de servicios, la competencia para la supervisión y scalización ha sido establecida según el Cuadro N° 6-2. De acuerdo a lo señalado, la supervisión y scalización se determina según el tulo habilitante requerido. En efecto, en el caso especíco de la supervisión que ha venido realizando Osinergmin, para las acvidades de exploración, explotación, transporte y distribución, el Contrato precede a la intervención de Osinergmin durante la fase construcva del proyecto, mientras que en el caso de la acvidad de comercialización y procesamiento, la supervisión de la construcción por parte de Osinergmin precede a la inscripción en el Registro de Hidrocarburos.

Lo anterior ha tenido como consecuencia que Osinergmin diseñe la supervisión de manera parcular según la oportunidad de obtención del tulo habilitante. Asimismo, la supervisión y  scalización de las acvidades construcvas de cada proyecto han sido desarrolladas de manera disnta a las acvidades operavas. En contraste, en la etapa construcva se realizan la mayoría de las acvidades objeto de supervisión: transporte de material, procesos de soldadura, tendido de redes, apertura de zanjas, entre otros.

6.2 La supervisión en el proyecto Camisea En relación con el proyecto Camisea, el descubrimiento de los yacimientos de gas en los lotes 56 y 88 signicó uno de los mayores retos asumidos en las acvidades de supervisión de la industria de GN, dado que la supervisión del proyecto involucró la adopción y puesta en marcha de mecanismos de supervisión que permiesen vericar el cumplimiento de los disposivos técnicos y legales de manera eciente y oportuna teniendo en cuenta las especiales caracteríscas de la industria del GN. Para el proyecto Camisea, la supervisión del cumplimiento de la normava de carácter general ha vericado las labores construcvas y operavas de las instalaciones

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Ilustración N°6-3: Marco normavo según las acvidades de la Industria de Gas Natural Reglamento de las actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos-Decreto Supremo N° 032-2004-EM.


Cuadro N° 6-2: Endades competentes para la supervisión y scalización contractual Entidad Actividad

Supervisió n

Exploración y Explotación Reglamento para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo N° 051-93-EM.

Procesamiento

Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos - Decreto Supremo N° 081-2007-EM.

Transporte por ductos

Comercialización de GNV

Reglamento para la Instalación y Operación de Establecimientos de Venta al Público de GNV - Decreto Supremo N° 006-2005-EM

Comercialización de GNC - GNL

Reglamento para actividad de comercialización de Gas Natural Comprimido (GNC) y Gas Natural Licuefactado (GNL) - Decreto Supremo N°057-2008-EM.


Cuadro N° 6-1: Títulos habilitantes según acvidad Actividad

T ít ul o Ha bi li ta nt e

E nt id ad ot or ga nt e


Contrato de Licencia Contrato de Servicio

PERUPETRO

Procesamiento

Registro de Hidrocarburos

Osinergmin


Contrato de Concesión

MINEM

Distribución por red de ductos


MINEM

Comercialización de GNC, GNC y/o GNL


Osinergmin

i


Osinergmin

MINEM


Osinergmin

MINEM

Fuente: GFGN-Osinergmin : i

i

Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos - Decreto Supremo N° 042-99-EM.


:

Fiscali zación

PERUPETRO

i

Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: i : i iGFGN-Osinergmin

A la fecha, las instalaciones relacionadas al proyecto Camisea han tenido cambios signicavos en su capacidad de procesamiento, fraccionamiento o transporte, según sea el caso. Véase el Cuadro N° 6-3.

Sin perjuicio de ello, teniendo en cuenta las especiales caracteríscas de las acvidades vinculadas a la industria del GN, una industria nueva en el país, y ante el crecimiento progresivo de los agentes a supervisar, la industria de GN ha requerido medidas para el fortalecimiento de la En atención a la complejidad de este proyecto, para la supervisión se seguridad en el desarrollo de las citadas acvidades, las cuales debían han aplicado diversos mecanismos de supervisión, considerando el orientarse a la implementación de mecanismos complementarios a las desarrollo de la industria y los aspectos que debían vericarse. De esta acvidades de supervisión directa que realiza el organismo supervisor; manera, el primero de ellos es el mecanismo tradicional, en donde de esta manera, se ha venido impulsando dos pos de supervisión el Estado controla y vigila de manera directa el cumplimiento de la complementarios: supervisión a través de terceros y la supervisión normava vigente. En este nivel, es el Estado el que interviene sobre la propia de cada agente. autonomía privada; no obstante, en el caso especíco de Osinergmin, dicha intervención es realizada a través de empresas supervisoras35, En este orden de ideas, el esquema de supervisión que se ha venido quienes desarrollan la tarea mediante una supervisión por medio aplicando, se encuentra basado en uno mulcapa, cuyo principal de visitas directas, a n de vericar el estricto cumplimiento de las objevo es lograr una eciente intervención del organismo regulador, condiciones de seguridad y con el marco normavo vigente. apostando por la ulización de terceros altamente calicados como una herramienta para el desarrollo de sus labores de supervisión. El mecanismo de supervisión directa ha sido empleado en las etapas construcva y operava de todos los hitos del proyecto Camisea. Dicho Supervisión a través de terceros mecanismo ha ido de la mano con el establecimiento de indicadores previamente idencados, los cuales han permido la supervisión en Este mecanismo de supervisión es considerado de segundo nivel, en campo de los aspectos fundamentales e indispensables para que las el cual intervienen personas naturales y jurídicas altamente calicadas acvidades se desarrollen con seguridad, en resguardo de la vida y en las acvidades de la industria del GN, las cuales deben contar con salud de las personas. una acreditación emida por el Servicio Nacional de Acreditación del


Ilustración N°6-3: Marco normavo según las acvidades de la Industria de Gas Natural

Cuadro N° 6-2: Endades competentes para la supervisión y scalización contractual Entidad

Reglamento de las actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos-Decreto Supremo N° 032-2004-EM.


Actividad

Supervisió n

Exploración y Explotación Reglamento para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo N° 051-93-EM.

Procesamiento

Comercialización de GNV

Reglamento para la Instalación y Operación de Establecimientos de Venta al Público de GNV - Decreto Supremo N° 006-2005-EM

Comercialización de GNC - GNL

Reglamento para actividad de comercialización de Gas Natural Comprimido (GNC) y Gas Natural Licuefactado (GNL) - Decreto Supremo N°057-2008-EM.

MINEM

Osinergmin

MINEM

i

A la fecha, las instalaciones relacionadas al proyecto Camisea han tenido cambios signicavos en su capacidad de procesamiento, fraccionamiento o transporte, según sea el caso. Véase el Cuadro N° 6-3.

Sin perjuicio de ello, teniendo en cuenta las especiales caracteríscas de las acvidades vinculadas a la industria del GN, una industria nueva en el país, y ante el crecimiento progresivo de los agentes a supervisar, la industria de GN ha requerido medidas para el fortalecimiento de la En atención a la complejidad de este proyecto, para la supervisión se seguridad en el desarrollo de las citadas acvidades, las cuales debían han aplicado diversos mecanismos de supervisión, considerando el orientarse a la implementación de mecanismos complementarios a las desarrollo de la industria y los aspectos que debían vericarse. De esta acvidades de supervisión directa que realiza el organismo supervisor; manera, el primero de ellos es el mecanismo tradicional, en donde de esta manera, se ha venido impulsando dos pos de supervisión el Estado controla y vigila de manera directa el cumplimiento de la complementarios: supervisión a través de terceros y la supervisión normava vigente. En este nivel, es el Estado el que interviene sobre la propia de cada agente. autonomía privada; no obstante, en el caso especíco de Osinergmin, dicha intervención es realizada a través de empresas supervisoras35, En este orden de ideas, el esquema de supervisión que se ha venido quienes desarrollan la tarea mediante una supervisión por medio aplicando, se encuentra basado en uno mulcapa, cuyo principal de visitas directas, a n de vericar el estricto cumplimiento de las objevo es lograr una eciente intervención del organismo regulador, condiciones de seguridad y con el marco normavo vigente. apostando por la ulización de terceros altamente calicados como una herramienta para el desarrollo de sus labores de supervisión. El mecanismo de supervisión directa ha sido empleado en las etapas construcva y operava de todos los hitos del proyecto Camisea. Dicho Supervisión a través de terceros mecanismo ha ido de la mano con el establecimiento de indicadores previamente idencados, los cuales han permido la supervisión en Este mecanismo de supervisión es considerado de segundo nivel, en campo de los aspectos fundamentales e indispensables para que las el cual intervienen personas naturales y jurídicas altamente calicadas acvidades se desarrollen con seguridad, en resguardo de la vida y en las acvidades de la industria del GN, las cuales deben contar con salud de las personas. una acreditación emida por el Servicio Nacional de Acreditación del


Cuadro N° 6-1: Títulos habilitantes según acvidad Actividad

T ít ul o Ha bi li ta nt e

E nt id ad ot or ga nt e


Contrato de Licencia Contrato de Servicio

PERUPETRO

Procesamiento


Osinergmin



MINEM



MINEM

Comercialización de GNC, GNC y/o GNL


Osinergmin

i

Osinergmin


Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos - Decreto Supremo N° 042-99-EM.


:


Fuente: GFGN-Osinergmin : i

Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos - Decreto Supremo N° 081-2007-EM.


Fiscali zación

PERUPETRO

i

Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: i : i iGFGN-Osinergmin

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-117-


Cuadro N° 6-3: Infraestructura de Procesamiento, Transporte y Distribución

Infraestructura

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

440

440

1,160

1,160

1,160

1,160

1,680

1,680

314

314

314

380

450

530

610

610

50

50

70

85

88

88

110

130

255

255

255

255

255

255

255

420

50

85

85

85

85

85

120

Plantas de Procesamiento de GN (MMPCD) Malvinas

440

440

Ducto de Transporte de GN (MMPCD) TGP

314

314

Ducto de Transporte de LGN (MBPD) TGP

50

50

Ducto de Distribución de GN (MMPCD) Cálidda

255

255

Planta de Fraccionamiento de LGN (MBPD) Pisco – Camisea

50

50

50

: i i GFGN-Osinergmin Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: i

:

i

i

Instuto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi) o por un organismo homólogo. Para implementar este mecanismo de supervisión, se consideró el esquema de la acreditación, lo que implica contar con una evaluación integral de los procesos de cada acvidad, las personas que intervienen y de los productos que se ulizan. De esta forma, Osinergmin en coordinación con Indecopi, como integrantes del Sistema Supervisor de la Energía36, implementaron un mecanismo de supervisión basado en la acreditación, a través de dos grandes áreas. La primera es el Régimen de Supervisión a través de Organismos de Inspección, conformado por empresas especializadas en vericar que las instalaciones de GN cumplan con las normas técnicas y de seguridad establecidas en el marco normavo vigente. Para ello, se han creado a las Empresas Supervisoras Acreditadas de Nivel A y B para acvidades de GN, las cuales deberán contar con una acreditación vigente, otorgada por el SNA-Indecopi o por un organismo extranjero de acreditación, u homólogo a éste, signatario de alguno de los Acuerdos de Reconocimiento Mutuo de la Internaonal Accreditaon Forum (IAF, Foro Internacional de Acreditación), la Internaonal Laboratory

Accreditaon Corporaon (ILAC, Cooperación Internacional de Acreditación de Laboratorios) o la InterAmerican Accreditaon Cooperaon (IAAC, Cooperación InterAmericana de Acreditación), que acredite la capacidad para inspeccionar las acvidades vinculadas a la industria de GN. Gracias a la reglamentación aprobada, se logró la cercación de la construcción de uno de los proyectos de inversión más grandes realizados en el país, esto es, la construcción de la Planta de GNL de Pampa Melchorita y del ducto principal desde el cual se abastece a dicha planta con GN. Asimismo,sehaulizadoala cercaciónenlasupervisiónpreoperava de las etapas de diseño y construcción de los establecimientos de venta al público de GNV en el país. Estas cercaciones han permido contar con mecanismos adicionales que garancen, no sólo al Osinergmin y a los inversionistas sino también a la ciudadanía, que dichas instalaciones fueron diseñadas y construidas en cumplimiento de la normava técnica y de seguridad establecida en el marco jurídico vigente. La segunda se reere al Régimen de Organismos de Cercación de Personas, conformado por empresas especializadas en evaluar los conocimientos y competencia técnica de los profesionales que

parcipan en las acvidades de GN. En aplicación de ello, se han jurídicas, que deseen realizar acvidades de construcción, reparación creado: el “Registro de Profesionales Expertos en Elaborar Estudios y mantenimiento de instalaciones internas de GN. Para la inscripción de Riesgos y Planes de Conngencia” y el “Registro de Instaladores de en dicho registro, los interesados deberán presentar un Cercado GN”. de Competencia Técnica emido por un Organismo de Cercación de Personas acreditado por el SNA-Indecopi en la especialidad de Respecto al primero, se inscriben los ingenieros colegiados interesados “Instaladores de GN.” Al respecto, a la fecha Osinergmin cuenta con en elaborar estudios de riesgos y planes de conngencia requeridos más de cuatrocientas personas naturales y cien empresas registradas para las siguientes acvidades de hidrocarburos como exploración, como instaladores de GN. explotación, procesamiento, renación y petroquímica, transporte de hidrocarburos por ductos, distribución de GN por redes, plantas de La supervisión es resumida de la siguiente manera: la cercación abastecimiento,plantasde abastecimientoen aeropuertos,terminales puede ser otorgada por Organismos de Inspección o de Cercación y transporte acuáco. Para ello, se debe contar con un Cercado de Personas, siendo los primeros relevantes para el producto, proceso de Competencia Técnica, emido por un Organismo de Cercación o servicio a inspeccionar, mientras que los segundos son relacionados de Personas acreditado por el SNA-Indecopi en la especialidad de a alguna especialidad. Con la implementación de la supervisión basada “Profesionales Expertos en elaborar Estudios de Riesgos y Planes en la acreditación, la industria del GN se ha converdo en una industria de Conngencia para Acvidades de Hidrocarburos.” A la fecha, se pionera en la incorporación de la cercación como un mecanismo cuenta con alrededor de veinte personas naturales registradas en las desnado al fortalecimiento de la seguridad, lo cual contribuye con el tres categorías (hidrocarburos, seguridad industrial y evaluación de ejercicio de la función supervisora de Osinergmin. riesgos) como expertos en elaborar estudios de riesgos y planes de conngencia. Supervisión realizada por cada agente De igual modo, Osinergmin creó también el Registro de Instaladores de GN, en el cual se deben inscribir todas las personas, naturales o

Asimismo, la GFGN de Osinergmin ha implementado un procedimiento de declaraciones juradas (PDJ) para la supervisión de los aspectos de


Cuadro N° 6-3: Infraestructura de Procesamiento, Transporte y Distribución

Infraestructura

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

440

440

1,160

1,160

1,160

1,160

1,680

1,680

314

314

314

380

450

530

610

610

50

50

70

85

88

88

110

130

255

255

255

255

255

255

255

420

50

85

85

85

85

85

120

Plantas de Procesamiento de GN (MMPCD) Malvinas

440

440

Ducto de Transporte de GN (MMPCD) TGP

314

314

Ducto de Transporte de LGN (MBPD) TGP

50

50

Ducto de Distribución de GN (MMPCD) Cálidda

255

255

Planta de Fraccionamiento de LGN (MBPD) Pisco – Camisea

50

50

50

: i i GFGN-Osinergmin Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: i

:

i

i

Instuto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi) o por un organismo homólogo. Para implementar este mecanismo de supervisión, se consideró el esquema de la acreditación, lo que implica contar con una evaluación integral de los procesos de cada acvidad, las personas que intervienen y de los productos que se ulizan. De esta forma, Osinergmin en coordinación con Indecopi, como integrantes del Sistema Supervisor de la Energía36, implementaron un mecanismo de supervisión basado en la acreditación, a través de dos grandes áreas. La primera es el Régimen de Supervisión a través de Organismos de Inspección, conformado por empresas especializadas en vericar que las instalaciones de GN cumplan con las normas técnicas y de seguridad establecidas en el marco normavo vigente. Para ello, se han creado a las Empresas Supervisoras Acreditadas de Nivel A y B para acvidades de GN, las cuales deberán contar con una acreditación vigente, otorgada por el SNA-Indecopi o por un organismo extranjero de acreditación, u homólogo a éste, signatario de alguno de los Acuerdos de Reconocimiento Mutuo de la Internaonal Accreditaon Forum (IAF, Foro Internacional de Acreditación), la Internaonal Laboratory

Accreditaon Corporaon (ILAC, Cooperación Internacional de Acreditación de Laboratorios) o la InterAmerican Accreditaon Cooperaon (IAAC, Cooperación InterAmericana de Acreditación), que acredite la capacidad para inspeccionar las acvidades vinculadas a la industria de GN. Gracias a la reglamentación aprobada, se logró la cercación de la construcción de uno de los proyectos de inversión más grandes realizados en el país, esto es, la construcción de la Planta de GNL de Pampa Melchorita y del ducto principal desde el cual se abastece a dicha planta con GN. Asimismo,sehaulizadoala cercaciónenlasupervisiónpreoperava de las etapas de diseño y construcción de los establecimientos de venta al público de GNV en el país. Estas cercaciones han permido contar con mecanismos adicionales que garancen, no sólo al Osinergmin y a los inversionistas sino también a la ciudadanía, que dichas instalaciones fueron diseñadas y construidas en cumplimiento de la normava técnica y de seguridad establecida en el marco jurídico vigente. La segunda se reere al Régimen de Organismos de Cercación de Personas, conformado por empresas especializadas en evaluar los conocimientos y competencia técnica de los profesionales que

parcipan en las acvidades de GN. En aplicación de ello, se han jurídicas, que deseen realizar acvidades de construcción, reparación creado: el “Registro de Profesionales Expertos en Elaborar Estudios y mantenimiento de instalaciones internas de GN. Para la inscripción de Riesgos y Planes de Conngencia” y el “Registro de Instaladores de en dicho registro, los interesados deberán presentar un Cercado GN”. de Competencia Técnica emido por un Organismo de Cercación de Personas acreditado por el SNA-Indecopi en la especialidad de Respecto al primero, se inscriben los ingenieros colegiados interesados “Instaladores de GN.” Al respecto, a la fecha Osinergmin cuenta con en elaborar estudios de riesgos y planes de conngencia requeridos más de cuatrocientas personas naturales y cien empresas registradas para las siguientes acvidades de hidrocarburos como exploración, como instaladores de GN. explotación, procesamiento, renación y petroquímica, transporte de hidrocarburos por ductos, distribución de GN por redes, plantas de La supervisión es resumida de la siguiente manera: la cercación abastecimiento,plantasde abastecimientoen aeropuertos,terminales puede ser otorgada por Organismos de Inspección o de Cercación y transporte acuáco. Para ello, se debe contar con un Cercado de Personas, siendo los primeros relevantes para el producto, proceso de Competencia Técnica, emido por un Organismo de Cercación o servicio a inspeccionar, mientras que los segundos son relacionados de Personas acreditado por el SNA-Indecopi en la especialidad de a alguna especialidad. Con la implementación de la supervisión basada “Profesionales Expertos en elaborar Estudios de Riesgos y Planes en la acreditación, la industria del GN se ha converdo en una industria de Conngencia para Acvidades de Hidrocarburos.” A la fecha, se pionera en la incorporación de la cercación como un mecanismo cuenta con alrededor de veinte personas naturales registradas en las desnado al fortalecimiento de la seguridad, lo cual contribuye con el tres categorías (hidrocarburos, seguridad industrial y evaluación de ejercicio de la función supervisora de Osinergmin. riesgos) como expertos en elaborar estudios de riesgos y planes de conngencia. Supervisión realizada por cada agente De igual modo, Osinergmin creó también el Registro de Instaladores de GN, en el cual se deben inscribir todas las personas, naturales o

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Asimismo, la GFGN de Osinergmin ha implementado un procedimiento de declaraciones juradas (PDJ) para la supervisión de los aspectos de -119-


Gráco N° 6-1: Apelaciones de los usuarios del servicio de gas natural atendidas por la JARU 160 146 140 120 99

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Fuente: JARU

seguridad y funcionamiento operavo, siendo los propios agentes quienes auto-supervisan sus acvidades y adoptan las medidas necesarias y oportunas, antes que se genere cualquier riesgo a la infraestructura o a la población, promoviendo de esta manera una cultura de prevención de daños. De esta manera, hasta la fecha se viene aplicando la supervisión realizada por cada agente, para las plantas de procesamiento, los ductos desnados al transporte de GN por ducto mayores a 20 bar y para los Establecimiento de Venta al Público de GNV. Las funciones encargadas a Osinergmin posibilitan actuar en cada una de las acvidades de la industria. La función reguladora permite la jación de tarifas que garancen el equilibrio económico-nanciero en el transporte y la distribución. La función de supervisión y scalización garanza que la infraestructura usada por las empresas desde la exploración hasta la distribución y comercialización conlleve a un producto seguro y conable. No obstante, la rápida evolución del mercado y la necesidad de que un GN sea un bien de servicio público ininterrumpido y de consumo masivo requiere vericar que las condiciones de entrega del producto a los clientes nales sean ópmas. Esto muchas veces podría no cumplirse, debido a que las empresas pueden aprovechar su condición de operador único y

deteriorar el servicio que ofrecen. Ante ello, los usuarios enen el derecho de presentar sus reclamos ante acciones contraproducentes de la empresa operadora. Osinergmin ene a cargo la atención del reclamo, el cual es explicado a connuación.

6.3 La atención de reclamos de usuarios residenciales de gas natural Una de las funciones encomendadas a Osinergmin dentro del marco de competencia establecido por las normas legales del sector energía es la función de solución de reclamos de usuarios de servicio público37. Dicha función, en el ámbito de los subsectores de electricidad y distribución de GN, es ejercida por las endades que desarrollan acvidades relacionadas a dichos subsectores, en primera instancia administrava, y en vía de apelación por la Junta de Apelaciones de Reclamos de Usuarios (JARU), en segunda y úlma instancia administrava. Para ello, la JARU cuenta con una Direcva de Reclamos 38, norma que establece un procedimiento de reclamo claro y expedivo para los administrados en general, y puedan observar sus derechos y obligaciones. A la fecha, mediante el Reglamento de los Órganos Resoluvos de Osinergmin, aprobado por la Resolución de Consejo Direcvo N° 067-

2008-OS/CD y sus modicatorias, se regula la actuación de la JARU, estableciéndose su competencia a nivel nacional y sus funciones, dentro de las cuales se encuentra la de conocer y resolver en calidad de tribunal de segunda y úlma instancia administrava, los recursos de apelación, así como las quejas y medidas cautelares formuladas por los usuarios de los servicios públicos de electricidad y GN que sean de su competencia. Además, se encuentra la de actuar como órgano resoluvo sancionador de primera instancia en el marco de los procedimientos administravos sancionadores que se inicien como efecto del incumplimiento de las concesionarias a lo dispuesto por la JARU en sus resoluciones. En tal sendo, cuando exista una controversia o conicto derivado de la prestación del servicio público de electricidad o de distribución de GN, entre una persona (que puede ser tular de un suministro, o usuario del servicio o tercero con legímo interés) y la empresa concesionaria que presta el servicio público, la primera no se verá desamparada ante tal situación, en la medida que se encontrará en posibilidad de interponer un reclamo en vía administrava ante la concesionaria, y si no está de acuerdo con lo que resuelva ésta, podrá interponer un recurso de apelación. En este caso la JARU asume competencia para evaluar la materia en disputa, a n de emir una resolución en segunda y úlma instancia administrava, con lo cual queda agotada esta vía.

Por otra parte, cabe indicar que en caso la empresa concesionaria no cumpla con la medida correcva ordenada por la JARU, la Secretaría Técnica de los Órganos Resoluvos (STOR), en su rol de órgano instructor, conforme a lo previsto en el Reglamento del Procedimiento Administravo Sancionador de Osinergmin,39 estará en condiciones de iniciar un procedimiento administravo sancionador que podría culminar con la imposición de una multa por parte de la JARU a la concesionaria. En caso persisese la situación de incumplimiento, la JARU podrá imponer de manera sucesiva multas coercivas a la concesionaria, duplicando, inclusive, en cada oportunidad el importe de la multa. De esta manera, la función que ha venido desempeñando la JARU dentro del subsector de distribución de GN ha sido importante para la sociedad, en tanto que, en su calidad de tribunal administravo, actúa como autoridad40 de úlma instancia vericando que las partes cumplan con lo previsto en el ordenamiento jurídico de los sectores bajo el ámbito de competencia. Así, los usuarios del servicio de GN no se han visto desprotegidos ante las eventuales infracciones a la norma que puedan haber incurrido las concesionarias a la evolución del sector GN. El Gráco N 6-1 se muestra que la atención de las apelaciones por la JARU, ha ido en constante aumento acorde de la educación del sector GB.


Gráco N° 6-1: Apelaciones de los usuarios del servicio de gas natural atendidas por la JARU 160 146 140 120 99

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Fuente: JARU

seguridad y funcionamiento operavo, siendo los propios agentes quienes auto-supervisan sus acvidades y adoptan las medidas necesarias y oportunas, antes que se genere cualquier riesgo a la infraestructura o a la población, promoviendo de esta manera una cultura de prevención de daños. De esta manera, hasta la fecha se viene aplicando la supervisión realizada por cada agente, para las plantas de procesamiento, los ductos desnados al transporte de GN por ducto mayores a 20 bar y para los Establecimiento de Venta al Público de GNV. Las funciones encargadas a Osinergmin posibilitan actuar en cada una de las acvidades de la industria. La función reguladora permite la jación de tarifas que garancen el equilibrio económico-nanciero en el transporte y la distribución. La función de supervisión y scalización garanza que la infraestructura usada por las empresas desde la exploración hasta la distribución y comercialización conlleve a un producto seguro y conable. No obstante, la rápida evolución del mercado y la necesidad de que un GN sea un bien de servicio público ininterrumpido y de consumo masivo requiere vericar que las condiciones de entrega del producto a los clientes nales sean ópmas. Esto muchas veces podría no cumplirse, debido a que las empresas pueden aprovechar su condición de operador único y -120-

deteriorar el servicio que ofrecen. Ante ello, los usuarios enen el derecho de presentar sus reclamos ante acciones contraproducentes de la empresa operadora. Osinergmin ene a cargo la atención del reclamo, el cual es explicado a connuación.

6.3 La atención de reclamos de usuarios residenciales de gas natural Una de las funciones encomendadas a Osinergmin dentro del marco de competencia establecido por las normas legales del sector energía es la función de solución de reclamos de usuarios de servicio público37. Dicha función, en el ámbito de los subsectores de electricidad y distribución de GN, es ejercida por las endades que desarrollan acvidades relacionadas a dichos subsectores, en primera instancia administrava, y en vía de apelación por la Junta de Apelaciones de Reclamos de Usuarios (JARU), en segunda y úlma instancia administrava. Para ello, la JARU cuenta con una Direcva de Reclamos 38, norma que establece un procedimiento de reclamo claro y expedivo para los administrados en general, y puedan observar sus derechos y obligaciones. A la fecha, mediante el Reglamento de los Órganos Resoluvos de Osinergmin, aprobado por la Resolución de Consejo Direcvo N° 067-

2008-OS/CD y sus modicatorias, se regula la actuación de la JARU, estableciéndose su competencia a nivel nacional y sus funciones, dentro de las cuales se encuentra la de conocer y resolver en calidad de tribunal de segunda y úlma instancia administrava, los recursos de apelación, así como las quejas y medidas cautelares formuladas por los usuarios de los servicios públicos de electricidad y GN que sean de su competencia. Además, se encuentra la de actuar como órgano resoluvo sancionador de primera instancia en el marco de los procedimientos administravos sancionadores que se inicien como efecto del incumplimiento de las concesionarias a lo dispuesto por la JARU en sus resoluciones. En tal sendo, cuando exista una controversia o conicto derivado de la prestación del servicio público de electricidad o de distribución de GN, entre una persona (que puede ser tular de un suministro, o usuario del servicio o tercero con legímo interés) y la empresa concesionaria que presta el servicio público, la primera no se verá desamparada ante tal situación, en la medida que se encontrará en posibilidad de interponer un reclamo en vía administrava ante la concesionaria, y si no está de acuerdo con lo que resuelva ésta, podrá interponer un recurso de apelación. En este caso la JARU asume competencia para evaluar la materia en disputa, a n de emir una resolución en segunda y úlma instancia administrava, con lo cual queda agotada esta vía.

Por otra parte, cabe indicar que en caso la empresa concesionaria no cumpla con la medida correcva ordenada por la JARU, la Secretaría Técnica de los Órganos Resoluvos (STOR), en su rol de órgano instructor, conforme a lo previsto en el Reglamento del Procedimiento Administravo Sancionador de Osinergmin,39 estará en condiciones de iniciar un procedimiento administravo sancionador que podría culminar con la imposición de una multa por parte de la JARU a la concesionaria. En caso persisese la situación de incumplimiento, la JARU podrá imponer de manera sucesiva multas coercivas a la concesionaria, duplicando, inclusive, en cada oportunidad el importe de la multa. De esta manera, la función que ha venido desempeñando la JARU dentro del subsector de distribución de GN ha sido importante para la sociedad, en tanto que, en su calidad de tribunal administravo, actúa como autoridad40 de úlma instancia vericando que las partes cumplan con lo previsto en el ordenamiento jurídico de los sectores bajo el ámbito de competencia. Así, los usuarios del servicio de GN no se han visto desprotegidos ante las eventuales infracciones a la norma que puedan haber incurrido las concesionarias a la evolución del sector GN. El Gráco N 6-1 se muestra que la atención de las apelaciones por la JARU, ha ido en constante aumento acorde de la educación del sector GB.

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El adecuado marco regulatorio, las mejoras en el entorno macroeconómico macroeconómic o del país así como el contexto internacional internacional que beneció el uso del GN frente a otros combusbles han logrado que en la úlma década la industria del GN en el Perú experimente un crecimiento importante. Estas condiciones han permido que las empresas privadas encuentren un ambiente estable para las inversiones en el sector. Asimismo, la demanda en el país se ha visto impulsada por las nuevas metas energécas de acceso al GN y por las ventajas comparavas en costos que ofrece dicho combusble en su nal: generación eléctrica y a nivel de los clientes vehiculares, residenciales, es, comercialese industriales. es. En los siguientes capítulos se describen la evolución del mercado interno del GN (Capítulo 7), los mecanismos y proyectos de ampliación del consumo de GN en el resto de ciudades del país (Capítulo 8) y la reconformación ón del consorcio exportador de GNL (Capítulo 9).


El adecuado marco regulatorio, las mejoras en el entorno macroeconómico macroeconómic o del país así como el contexto internacional internacional que beneció el uso del GN frente a otros combusbles han logrado que en la úlma década la industria del GN en el Perú experimente un crecimiento importante. Estas condiciones han permido que las empresas privadas encuentren un ambiente estable para las inversiones en el sector. Asimismo, la demanda en el país se ha visto impulsada por las nuevas metas energécas de acceso al GN y por las ventajas comparavas en costos que ofrece dicho combusble en su nal: generación eléctrica y a nivel de los clientes vehiculares, residenciales, es, comercialese industriales. es. En los siguientes capítulos se describen la evolución del mercado interno del GN (Capítulo 7), los mecanismos y proyectos de ampliación del consumo de GN en el resto de ciudades del país (Capítulo 8) y la reconformación ón del consorcio exportador de GNL (Capítulo 9).

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RESPUESTA MERCADO DEL

EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE GAS NATURAL EN EL PERÚ


RESPUESTA MERCADO DEL

EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE GAS NATURAL EN EL PERÚ

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Gráco N° 7-1: Evolución del número de clientes del mercado de GN según categoría tarifaria (2004- abril 2014) 1600

a)GNV, Comerciales, Industriales y Residenciales

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0 2 00 4 2 00 5 2 00 6 2 00 7 2 00 8 2 00 9 2 01 0 2 01 1 2 01 2 2 01 3 a br br -14

GNV

Comercial es

Industriales

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Se proyecta que el crecimiento económico del país se mantenga de forma moderada en los próximos años, lo que a su vez se traduciría en un signicavo requerimiento del consumo de GN en los sectores de electricidad y de transportes; posteriormente en los proyectos petroquímicos siendo el insumo esencial, en la expansión del GN a las grandes ciudades de provincias y en el sector industrial. En este escenario se podrá observar la importancia del proyecto Camisea, que permirá registrar una signicav signicavaa reducción del décit comercial por concepto de sustución de importaciones del petróleo.

y l

a 2.0 i c

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Residencia les

Según el informe “Situación Energéca del Perú” (PUCP 2013), en la úlma década, la economía peruana ha experimentado uno de sus mejores ciclos económicos originando una mayor demanda de energía que ha podido ser abastecida de manera oportuna gracias a la producción de GN procedente de Camisea41.

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7.1 Evolución de la demanda por po de cliente

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b) Generadores Eléctricos

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Gráco N° 7-2: Volumen de gas natural distribuido por categoría tarifaria, 2004-2013 350

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Gas Natural Vehicular

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Residencial

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Comercial


A pesar que los clientes residenciales concentran la mayor candad de usuarios, su volumen consumido es mucho menor al de todas las categorías tarifarias. tarifarias. Por su parte, los generadores eléctricos muestran un comportamiento totalmente opuesto, al ser los principales demandantes de GN en el país debido a la intensidad de uso. Según el Gráco N° 7-2 a 7-2 a diciembre del 2013 se registró un volumen distribuido distribuido de 304 MMPCD para la categoría de generadores eléctricos, 64 MMPCD para los clientes de GNV, 122 MMPCD para la categoría industrial, 3 MMPCD para la categoría comercial y 3 MMPCD para los clientes residenciales. es.

Respecto a los principales clientes de GN, Perú LNG se ha constuido como el cliente más importante de GN concentrando cerca del 54% de toda la producción de GN de Camisea del 2013. Luego se ene a los generadores eléctricos que ostentan un signicavo consumo del total de GN producido, aproximadamente el 30%. Asimismo, mismo, los clientes industriales, grupo conformado principalmente por empresas dedicadas a la industria de cerámicas, aceros y cemento consumen alrededor del 3.8% Respecto a lo anterior, el Gráco N° 7-1 muestra 7-1 muestra la importancia que ha del total mientras que las empresas dedicadas a la distribución de GN, mostrado el proyecto Camisea a través de una considerable expansión Contugas y Cálidda, han ulizado el 13% del total producido en el 2013. del uso del GN en las diferentes categorías tarifarias, resaltando el caso Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presente capítulo. de los clientes residenciales (categoría A) quienes a abril del año 2014 totalizaron 198,474 usuarios. Por su parte, las generadoras eléctricas que ulizan este combusble han totalizado 17 clientes.

7.2 Evolución de la demanda de gas natural vehicular

En el año 2013 la demanda de las estaciones de servicio registró un consumo de 1,567 mil m3 por día (55.4 MMPCD), lo cual representó el En el segmento vehicular, el GN se uliza bajo la forma de GN vehicular (GNV), 12% de la demanda total de GN en el país. que no es más que el mismo gas comprimido a presiones de aproximadamente 200 bar y expendido en estaciones de servicio o gasocentros. Con respecto al consumo de GNV en la región Ica, en el año 2012 se instalaron dos estaciones de venta de GNV. Posteriormente En los úlmos años su uso se ha difundido notablemente, principalmente en el año 2013 dicha candad se incrementó a cinco estaciones. debido a sus ventajas económicas con respecto a las gasolinas y el GLP. A Dichos gasocentros aenden a la creciente demanda de GNV que la fecha el servicio público de transporte (buses y taxis) uliza en una gran se ha generado a parr de la conversión de vehículos, que en el año parte del suministro de GNV como combusble. 2013 alcanzó la cifra de 1,926 vehículos. En el año 2012 había dos gasocentros, y en el 2013 había 5. Respecto a la evolución de vehículos Se debe señalar que una gran proporción de los vehículos que operan converdos, éstos han totalizado 1,926 unidades en el 2013. a GNV no fueron originalmente diseñados para funcionar con este combusble, sino que fueron converdos para aprovechar las ventajas 7.3 Evolución de la demanda del gas natural a nivel residencial económicas del GNV. El Gráco N° 7-3 muestra 7-3 muestra la evolución que ha seguido el número de vehículos acvos a GNV, que comprenden los Como se ha mencionado en secciones anteriores, la categoría de vehículos converdos y nuevos durante el periodo 2005-2013. clientes residenciales agrupa la mayor candad de demandantes ulizando el GN para la cocción de sus alimentos y para calefacción. Siguiendo la misma tendencia del crecimiento del número de vehículos converdos a GNV también se ha incrementado el número A la fecha, existen dos empresas que distribuyen el GN a nivel de estaciones de servicio de GNV o gasocentros. Es así que en el año residencial: Cálidda en Lima y Callao, desde el 2004; y Contugas, en el 2013 se tenían operando 210 gasocentros, número signicav signicavamente amente departamento de Ica, desde el 2014. superior a los 4 gasocentros que se habían instalado en el 2006.


Gráco N° 7-1: Evolución del número de clientes del mercado de GN según categoría tarifaria (2004- abril 2014) 1600

a)GNV, Comerciales, Industriales y Residenciales

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b) Generadores Eléctricos

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Gráco N° 7-2: Volumen de gas natural distribuido por categoría tarifaria, 2004-2013 350

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Comercial


7.1 Evolución de la demanda por po de cliente Según el informe “Situación Energéca del Perú” (PUCP 2013), en la úlma década, la economía peruana ha experimentado uno de sus mejores ciclos económicos originando una mayor demanda de energía que ha podido ser abastecida de manera oportuna gracias a la producción de GN procedente de Camisea41. Se proyecta que el crecimiento económico del país se mantenga de forma moderada en los próximos años, lo que a su vez se traduciría en un signicavo requerimiento del consumo de GN en los sectores de electricidad y de transportes; posteriormente en los proyectos petroquímicos siendo el insumo esencial, en la expansión del GN a las grandes ciudades de provincias y en el sector industrial. En este escenario se podrá observar la importancia del proyecto Camisea, que permirá registrar una signicav signicavaa reducción del décit comercial por concepto de sustución de importaciones del petróleo.

A pesar que los clientes residenciales concentran la mayor candad de usuarios, su volumen consumido es mucho menor al de todas las categorías tarifarias. tarifarias. Por su parte, los generadores eléctricos muestran un comportamiento totalmente opuesto, al ser los principales demandantes de GN en el país debido a la intensidad de uso. Según el Gráco N° 7-2 a 7-2 a diciembre del 2013 se registró un volumen distribuido distribuido de 304 MMPCD para la categoría de generadores eléctricos, 64 MMPCD para los clientes de GNV, 122 MMPCD para la categoría industrial, 3 MMPCD para la categoría comercial y 3 MMPCD para los clientes residenciales. es.

Respecto a los principales clientes de GN, Perú LNG se ha constuido como el cliente más importante de GN concentrando cerca del 54% de toda la producción de GN de Camisea del 2013. Luego se ene a los generadores eléctricos que ostentan un signicavo consumo del total de GN producido, aproximadamente el 30%. Asimismo, mismo, los clientes industriales, grupo conformado principalmente por empresas dedicadas a la industria de cerámicas, aceros y cemento consumen alrededor del 3.8% Respecto a lo anterior, el Gráco N° 7-1 muestra 7-1 muestra la importancia que ha del total mientras que las empresas dedicadas a la distribución de GN, mostrado el proyecto Camisea a través de una considerable expansión Contugas y Cálidda, han ulizado el 13% del total producido en el 2013. del uso del GN en las diferentes categorías tarifarias, resaltando el caso Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presente capítulo. de los clientes residenciales (categoría A) quienes a abril del año 2014 totalizaron 198,474 usuarios. Por su parte, las generadoras eléctricas que ulizan este combusble han totalizado 17 clientes.

7.2 Evolución de la demanda de gas natural vehicular

En el año 2013 la demanda de las estaciones de servicio registró un consumo de 1,567 mil m3 por día (55.4 MMPCD), lo cual representó el 12% de la demanda total de GN en el país.

En el segmento vehicular, el GN se uliza bajo la forma de GN vehicular (GNV), que no es más que el mismo gas comprimido a presiones de aproximadamente 200 bar y expendido en estaciones de servicio o gasocentros. Con respecto al consumo de GNV en la región Ica, en el año 2012 se instalaron dos estaciones de venta de GNV. Posteriormente En los úlmos años su uso se ha difundido notablemente, principalmente en el año 2013 dicha candad se incrementó a cinco estaciones. debido a sus ventajas económicas con respecto a las gasolinas y el GLP. A Dichos gasocentros aenden a la creciente demanda de GNV que la fecha el servicio público de transporte (buses y taxis) uliza en una gran se ha generado a parr de la conversión de vehículos, que en el año parte del suministro de GNV como combusble. 2013 alcanzó la cifra de 1,926 vehículos. En el año 2012 había dos gasocentros, y en el 2013 había 5. Respecto a la evolución de vehículos Se debe señalar que una gran proporción de los vehículos que operan converdos, éstos han totalizado 1,926 unidades en el 2013. a GNV no fueron originalmente diseñados para funcionar con este combusble, sino que fueron converdos para aprovechar las ventajas 7.3 Evolución de la demanda del gas natural a nivel residencial económicas del GNV. El Gráco N° 7-3 muestra 7-3 muestra la evolución que ha seguido el número de vehículos acvos a GNV, que comprenden los Como se ha mencionado en secciones anteriores, la categoría de vehículos converdos y nuevos durante el periodo 2005-2013. clientes residenciales agrupa la mayor candad de demandantes ulizando el GN para la cocción de sus alimentos y para calefacción. Siguiendo la misma tendencia del crecimiento del número de vehículos converdos a GNV también se ha incrementado el número A la fecha, existen dos empresas que distribuyen el GN a nivel de estaciones de servicio de GNV o gasocentros. Es así que en el año residencial: Cálidda en Lima y Callao, desde el 2004; y Contugas, en el 2013 se tenían operando 210 gasocentros, número signicav signicavamente amente departamento de Ica, desde el 2014. superior a los 4 gasocentros que se habían instalado en el 2006.

-126-

-127-


Gráco N° 7-3: Evolución del número de establecimientos de GNV y Vehículos acvos a GNV, 2005-2013 a)Vehículos activos a GNV

199 200

s o t n e i m i c 150 e l b a t s e e 100 d o r e m ú N 50

127

120

104

100

s e l i M 80

81 57

60 40 20

24 0

5

176

210

s o l u c í h 1,500 e v e d s o r 1,000 e m ú N

137 95

1,187

500

256

57 22

0

4

2 0 1 1

0

0

1,926

2,000

250

171 152

140

2,500

b)Establecimientos de GNV

180 160

Gráco N° 7-5: Vehículos converdos en la región Ica, 2011 – 2013

-

2 0 1 2

2 0 1 3

Fuente: Infogas. Elaboración: GART-Osinergmin


Sistema de distribución de gas natural en Lima y Callao

La empresa Cálidda42 es la encargada de realizar el servicio de distribució n de GN en Lima y Callao, a través de una red de ductos concesionada por un periodo de 33 años.

Gráco N° 7-4: Evolución del consumo de GNV, 2006-2013 1,800

1,567

1,600

1,395

s 1,400 o i r a i d 1,200 s o c i b 1,000 ú c s o 800 r t e m e 600 d s e l 400 i M

1,135

903

En los úlmos años, el número de usuarios residenciales aumentó de manera signicava, debido a que desde el año 2008 se vienen implementando normas que promueven la expansión del consumo del GN a través del mecanismo de promoción, y a la próxima ampliación de los servicios de Cálidda, que en el 2013 anunció la prestación de sus servicios en trece nuevos distritos de Lima y Callao mediante una inversión de alrededor de US$ 500 millones para el periodo 2014-2018.

678

362

94

200 8 0 200 6

200 7

200 8

Fuente: GART – Osinergmin. Elaboración: GART-Osinergmin

20 09

201 0

20 11

201 2

20 13

En tal sendo, en el 2013 los representantes de Cálidda manifestaron que la empresa se había enfocado en la ampliación del uso residencial del GN en distritos con potencial, entre los que resaltaba San Juan de Lurigancho, donde existen aproximadamente 178 mil hogares ulizando GLP como principal combusble domé sco. En el centro de Lima existen 177 mil. Y en la zona sur, hay 353 mil clientes con GLP. Es preciso señalar que el esquema de inserción debió orientarse a las zonas norte y sur; sin embargo, Cálidda se orientó a San Juan de Lurigancho porque con este distrito podría cumplir sus compromisos contractuales.

Hasta nes del 2013 han sido catorce distritos de Lima Metropolitana los abastecidos por Cálidda: El Agusno, San Miguel, Surco, Jesús María, Magdalena, Pueblo Libre, Cercado de Lima, Los Olivos, San Marn de Porres, San Juan de Miraores, Villa María del Triunfo, San Juan de Lurigancho, Villa El Salvador y Comas. Se instalado 135 mil conexiones domiciliarias beneciando alrededor de 700 mil personas. Para el año 2014 se espera que el GN sea distribuido a los distritos de Independencia, Puente Piedra y toda la zona norte de Lima y Callao, así como a las provincias de Cañete, Imperial, Chancay, Huaral 43. En relación a lo anterior, el Gráco N° 7-6 se muestra la creciente evolución de los usuarios residenciales en Lima y Callao, totalizando a marzo de 2014 una candad de 184,043 usuarios representando un incremento de 13% respecto al acumulado hasta el 2013. El crecimiento en el sector residencial se asocia también a la expansión de las redes de distribución en Lima y Callao, las cuales aumentaron de 2,468 Km en diciembre del 2012 a 3,404 Km en el 2013. Esto representa un aumento de 37.9% con respecto al año anterior. En cuanto a la ganancia de economías de escala en la distribución de GN debido al incremento de la demanda de GN, de acuerdo alGráco N° 7-7 se observa que el incremento del número de clientes junto al incremento de la red de distribución ha logrado que la magnitud de


Gráco N° 7-3: Evolución del número de establecimientos de GNV y Vehículos acvos a GNV, 2005-2013 a)Vehículos activos a GNV

152

199 200

s o t n e i m i c 150 e l b a t s e e 100 d o r e m ú N 50

127 104

100

s e l i

81

M 80

57

60 40

24

20

s o l u c í h 1,500 e v e d s o r 1,000 e m ú N

210

176

137 95

1,187

500

256

57 22

5

0

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2,000

250

171

160

120

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b)Establecimientos de GNV

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Gráco N° 7-5: Vehículos converdos en la región Ica, 2011 – 2013

-

0

4

2 0 1 1

0

0

2 0 1 2

2 0 1 3



Sistema de distribución de gas natural en Lima y Callao

La empresa Cálidda es la encargada de realizar el servicio de distribució n de GN en Lima y Callao, a través de una red de ductos concesionada por un periodo de 33 años. 42

Gráco N° 7-4: Evolución del consumo de GNV, 2006-2013 1,800

1,567

1,600

En los úlmos años, el número de usuarios residenciales aumentó de manera signicava, debido a que desde el año 2008 se vienen implementando normas que promueven la expansión del consumo del GN a través del mecanismo de promoción, y a la próxima ampliación de los servicios de Cálidda, que en el 2013 anunció la prestación de sus servicios en trece nuevos distritos de Lima y Callao mediante una inversión de alrededor de US$ 500 millones para el periodo 2014-2018.

1,395

s 1,400 o i r a i d 1,200 s o c i b 1,000 ú c s o 800 r t e m e 600 d s e l 400 i M

1,135

903

678

En tal sendo, en el 2013 los representantes de Cálidda manifestaron que la empresa se había enfocado en la ampliación del uso residencial del GN en distritos con potencial, entre los que resaltaba San Juan de Lurigancho, donde existen aproximadamente 178 mil hogares ulizando GLP como principal combusble domé sco. En el centro de Lima existen 177 mil. Y en la zona sur, hay 353 mil clientes con GLP. Es preciso señalar que el esquema de inserción debió orientarse a las zonas norte y sur; sin embargo, Cálidda se orientó a San Juan de Lurigancho porque con este distrito podría cumplir sus compromisos contractuales.

362

94

200 8 0 200 6

200 7

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20 09

201 0

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201 2

20 13

Fuente: GART – Osinergmin. Elaboración: GART-Osinergmin

Hasta nes del 2013 han sido catorce distritos de Lima Metropolitana los abastecidos por Cálidda: El Agusno, San Miguel, Surco, Jesús María, Magdalena, Pueblo Libre, Cercado de Lima, Los Olivos, San Marn de Porres, San Juan de Miraores, Villa María del Triunfo, San Juan de Lurigancho, Villa El Salvador y Comas. Se instalado 135 mil conexiones domiciliarias beneciando alrededor de 700 mil personas. Para el año 2014 se espera que el GN sea distribuido a los distritos de Independencia, Puente Piedra y toda la zona norte de Lima y Callao, así como a las provincias de Cañete, Imperial, Chancay, Huaral 43. En relación a lo anterior, el Gráco N° 7-6 se muestra la creciente evolución de los usuarios residenciales en Lima y Callao, totalizando a marzo de 2014 una candad de 184,043 usuarios representando un incremento de 13% respecto al acumulado hasta el 2013. El crecimiento en el sector residencial se asocia también a la expansión de las redes de distribución en Lima y Callao, las cuales aumentaron de 2,468 Km en diciembre del 2012 a 3,404 Km en el 2013. Esto representa un aumento de 37.9% con respecto al año anterior. En cuanto a la ganancia de economías de escala en la distribución de GN debido al incremento de la demanda de GN, de acuerdo alGráco N° 7-7 se observa que el incremento del número de clientes junto al incremento de la red de distribución ha logrado que la magnitud de

-128-

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A diez años del proyecto Camisea -

-

Gráco N° 7-6: Número de usuarios residencia les y expansión de Redes de GN en Lima y Callao, 2005- 2014

Gráco N° 7-7: Longitud de red por cliente, 2005- 2014 160

a)Usuarios residenciales

200,000 180,000

184,043

b)Redes de GN

4,000

140 3,382

3,500

162,141

s 120 e t n e i l c 100 e d o r 80 e m ú N 60 / s o r t e 40 M

2,982

160,000

3,000

s o i r 140,000 a u s u 120,000 e d o r 100,000 e m ú 80,000 N

s o r 2,500 t e m ó l 2,000 i K

102,375

62,886

2,109

1,403

1,500

60,000 35,013

40,000 20,000 1,472

4,891

7,781

11,449

1,000

18.399 500

0

963 639 446 310 357 267 209 142 158275 184 78

338

359

422

20

425

0

0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

mar-14

2005

2006

2007

2008

Kilómetros (acero)

2009

2010

2011

2012

2013

2005

abr-14

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

abr-14

Fuente: GFGN-Osinergmin.Elaboración: OEE-Osinergmin

Kilómetros (polietileno)


Gráco N° 7-8: Usuarios residenciales y expansión de Redes de GN en Ica, 2011- abril 2014 metros de red de distribución por cliente sea cada vez más baja; es decir, si en diciembre del 2005 se tenía un cliente por cada 150 metros de red de distribución, en el 2013 se ene un cliente por cada 21 metros de red. Este cambio toma importancia debido a la reducción de costos de distribución que los clientes deben pagar puesto que cuando se diseña la tarifa se asigna una longitud de red que debe ser pagada por cada cliente44. Sistema de distribución de gas natural en el departamento de Ica

Como resultado de la políca de inserción de la industria del GN, se viene impulsando la descentralización de este energéco. El departamento de Ica es otro de los beneciados del proyecto Camisea. Para ello, se adjudicó la distribución y comercialización de GN a la empresa Contugas, consorcio conformado por la Empresa Transportadora de Gas del Interior (TGI) y la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), las cuales forman parte del Grupo Energía de Bogotá. El Estado peruano entregó la concesión a Contugas a través de la rma de un Contrato BOOT45 , por un período de 30 años. Así, Contugas prestará el servicio de distribución de GN a las ciudades de Pisco, Chincha, Ica, Nazca y Marcona, las cuales contarán con redes de distribución de GN de alta presión con una prolongación de 180 km.

Tras haber realizado una inversión aproximada de US$ 250 millones, Contugas entró en operación comercial parcial en la ciudad de Pisco en diciembre de 201146. Sin embargo, a parr del 7 de junio de 2014, se dio el inicio de la operación comercial total en el departamento de Ica, incluyendo las ciudades de Chincha, Ica, Nazca y Marcona, además de Pisco. En la actualidad, acumula un total de 14,431 usuarios residenciales. Esta rápida evolución se asocia a la expansión de las redes de Contugas apoyada en las polícas promocionadas por el Estado. En diciembre del 2013 se registró un total de 990 km (683 km de polieleno y 307 km de acero) mientras que en el abril de 2014 sumaron en total 1,154 Km (843 km de polieleno y 311 km de acero). Véase el Gráco N° 7-8.


843

14,431 800

14,000 s o i r 12,000 a u s u e 10,000 d o r e m 8,000 ú N 6,000

700 s o r t e

8,238

500

m o l i K 400

307

311

300

4,000

200

146

1,600

2,000

100

0

Contugas ene el compromiso de alcanzar en menos de un año las primeras 31,625 familias beneciadas con el servicio de GN. A nivel industrial ya se han dado las primeras conexiones en las ciudades de Pisco, Chincha e Ica.

683

600

1

El 7 de junio del 2014 se inauguró el Gasoducto Regional de Ica que incluye todas las ciudades compromedas, a diferencia de la puesta en operación parcial de diciembre del 2011, que sólo ocurrió en Pisco. A parr de dicha inauguración se supervisará a más detalle el número de los usuarios habilitados, los compromisos de inversión, entre otros.

b)Redes de GN

900

16,000

70

38

89

0 2011

2012

2013

abr-14

2010

2011

K il óm et ro s (a ce ro )

2012

2013

abr-14

K il óm et ro s (P ol iet il en o)

Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

Como se ha visto en el presente capítulo, la demanda por GN ha crecido de manera importante en los úlmos años desde la entrada en operación de Camisea, en especial en los generadores eléctricos. Asimismo, se ha mostrado que los clientes residenciales y vehiculares han tenido un crecimiento signicavo tanto en niveles de consumo como en número de usuarios. Esta situación ha sido resultado de las

ventajas comparavas del GN en materia de costos frente a otros combusbles y de los mecanismos adoptados para promover su uso. De esta forma, el consumo residencial del GN se ha visto impulsado en los hogares más pobres en las zonas concesionadas. En el capítulo 7 se describen las principales medidas de promoción para fomentar el uso de dicho combusble en el país

A diez años del proyecto Camisea -

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Gráco N° 7-6: Número de usuarios residencia les y expansión de Redes de GN en Lima y Callao, 2005- 2014

Gráco N° 7-7: Longitud de red por cliente, 2005- 2014 160


200,000 180,000

184,043

b)Redes de GN

4,000

140 3,382

3,500

162,141

s 120 e t n e i l c 100 e d o r 80 e m ú N / 60 s o r t e 40 M

2,982

160,000

3,000

s o i r 140,000 a u s u 120,000 e d o r 100,000 e m ú 80,000 N

s o 2,500 r t e m ó l 2,000 i K

102,375

62,886

2,109

1,403

1,500

60,000 35,013

40,000 20,000 1,472

4,891

7,781

11,449

1,000

18.399 500

0

963 639 446 310 357 267 209 142 158275 184 78

338

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422

20

425

0

0 2005

2006

2007

2008

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Kilómetros (acero)

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2009

2010

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Fuente: GFGN-Osinergmin.Elaboración: OEE-Osinergmin

Kilómetros (polietileno)


Gráco N° 7-8: Usuarios residenciales y expansión de Redes de GN en Ica, 2011- abril 2014 metros de red de distribución por cliente sea cada vez más baja; es decir, si en diciembre del 2005 se tenía un cliente por cada 150 metros de red de distribución, en el 2013 se ene un cliente por cada 21 metros de red. Este cambio toma importancia debido a la reducción de costos de distribución que los clientes deben pagar puesto que cuando se diseña la tarifa se asigna una longitud de red que debe ser pagada por cada cliente44. Sistema de distribución de gas natural en el departamento de Ica

Como resultado de la políca de inserción de la industria del GN, se viene impulsando la descentralización de este energéco. El departamento de Ica es otro de los beneciados del proyecto Camisea. Para ello, se adjudicó la distribución y comercialización de GN a la empresa Contugas, consorcio conformado por la Empresa Transportadora de Gas del Interior (TGI) y la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), las cuales forman parte del Grupo Energía de Bogotá. El Estado peruano entregó la concesión a Contugas a través de la rma de un Contrato BOOT45 , por un período de 30 años. Así, Contugas prestará el servicio de distribución de GN a las ciudades de Pisco, Chincha, Ica, Nazca y Marcona, las cuales contarán con redes de distribución de GN de alta presión con una prolongación de 180 km. -130-

Tras haber realizado una inversión aproximada de US$ 250 millones, Contugas entró en operación comercial parcial en la ciudad de Pisco en diciembre de 201146. Sin embargo, a parr del 7 de junio de 2014, se dio el inicio de la operación comercial total en el departamento de Ica, incluyendo las ciudades de Chincha, Ica, Nazca y Marcona, además de Pisco. En la actualidad, acumula un total de 14,431 usuarios residenciales. Esta rápida evolución se asocia a la expansión de las redes de Contugas apoyada en las polícas promocionadas por el Estado. En diciembre del 2013 se registró un total de 990 km (683 km de polieleno y 307 km de acero) mientras que en el abril de 2014 sumaron en total 1,154 Km (843 km de polieleno y 311 km de acero). Véase el Gráco N° 7-8.


843

14,431 800

14,000 s o i r 12,000 a u s u e 10,000 d o r e m 8,000 ú N 6,000

700

8,238

307

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300

4,000

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1,600

2,000

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Contugas ene el compromiso de alcanzar en menos de un año las primeras 31,625 familias beneciadas con el servicio de GN. A nivel industrial ya se han dado las primeras conexiones en las ciudades de Pisco, Chincha e Ica.

683

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s o r t e 500 m o l i K 400

1

El 7 de junio del 2014 se inauguró el Gasoducto Regional de Ica que incluye todas las ciudades compromedas, a diferencia de la puesta en operación parcial de diciembre del 2011, que sólo ocurrió en Pisco. A parr de dicha inauguración se supervisará a más detalle el número de los usuarios habilitados, los compromisos de inversión, entre otros.

b)Redes de GN

900

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2012

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K il óm et ro s (a ce ro )

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K il óm et ro s (P ol iet il en o)


Como se ha visto en el presente capítulo, la demanda por GN ha crecido de manera importante en los úlmos años desde la entrada en operación de Camisea, en especial en los generadores eléctricos. Asimismo, se ha mostrado que los clientes residenciales y vehiculares han tenido un crecimiento signicavo tanto en niveles de consumo como en número de usuarios. Esta situación ha sido resultado de las

ventajas comparavas del GN en materia de costos frente a otros combusbles y de los mecanismos adoptados para promover su uso. De esta forma, el consumo residencial del GN se ha visto impulsado en los hogares más pobres en las zonas concesionadas. En el capítulo 7 se describen las principales medidas de promoción para fomentar el uso de dicho combusble en el país -131-


UN

TESORO EXPANSIÓN EN

EXPANSIÓN DEL CONSUMO DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ


UN

TESORO EXPANSIÓN EN

EXPANSIÓN DEL CONSUMO DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ

-134-

-135-


C

omo se ha mencionado en el capítulo 1, los diferentes usos del GN permiten que el GN se convierta en un energéco altamente ventajoso frente a los tradicionales combusbles, ya que no solamente representa un ahorro de precio sino que también agrega impactos favorables en la salud y seguridad de los usuarios y ayuda al cuidado del medio ambiente. Debido a estas caracteríscas del GN, en el Perú se han realizado los esfuerzos necesarios para que sea posible que los hogares más vulnerables en las zonas concesionadas tengan acceso a este producto y puedan gozar de sus benecios. Asimismo se ha concesionado proyectos que expanden el consumo del GN en otras ciudades del país, adicionales a los ya existentes en los departamentos de Lima e Ica. No obstante, para la concrezación de estos lineamientos ha sido necesaria la inclusión de un marco normavo que permita llevar a cabo los proyectos requeridos. Este capítulo aborda el marco normavo y los mecanismos ulizados para la expansión del consumo de GN en las zonas ya distribuidas así como los proyectos de gasoductos virtuales (transporte terrestre) que abastecerán la zona norte, sur y alto andina del Perú.

8.1 Medidas para la expansión del consumo del gas natural La inserción del GN es una políca de Estado, la cual más que alcanzar grandes volúmenes de consumo de gas se reere a llevar este recurso a un mayor número de consumidores. A la fecha, en el Perú la base energéca de las familias es el GLP, cuyo precio, al ser derivado del petróleo, genera una gran vulnerabilidad en las familias por las grandes uctuaciones de este precio en el mercado internacional. Otra fuente energéca a nivel residencial, especialmente por el ámbito rural, es la leña, que presenta efectos negavos en la salud de las personas y en el medio ambiente por su combusón ineciente. Por estas razones, el GN es a la fecha el combusble que hace posible alcanzar el objevo que se ha trazado el gobierno de dar acceso a la población a una energía limpia y económica que pueda reducir la dependencia del petróleo y sus derivados A lo largo de los años se han desarrollado una serie de polícas que van a permir la inserción del GN en diferentes puntos del país. A connuación en el Cuadro N° 8-1 se expone la cronología del marco normavo que acompaña al proceso de expansión del consumo del GN en el Perú.

“El Proyecto Camisea contribuyó a la atención oportuna de la creciente demanda de energía eléctrica consecuente con el sostenido crecimiento económico del país en los últimos diez años. Pero su impacto también es percibido en los hogares peruanos. El principal beneficio ha sido el ahorro producto de la instalación de redes de gas natural residencial, a través de un mecanismo de promoción que permite el financiamiento de los costos de instalación interna domiciliaria y por derechos de conexión para los hogares de ingreso medio, medio bajo y bajo. Finalmente, hay que mencionar la comodidad del suministro continuo para quienes antes usaban balones de gas licuado de petróleo, cuya reposición era frecuente, y ahora ya no requieren mayor esfuerzo para disponer de gas en casa”.

Ing. Carlos Federico Barreda Tamayo Miembro del Consejo Directivo de Osinergmin


C

8.1 Medidas para la expansión del consumo del gas natural

omo se ha mencionado en el capítulo 1, los diferentes usos del GN permiten que el GN se convierta en un energéco altamente ventajoso frente a los tradicionales combusbles, ya que no solamente representa un ahorro de precio sino que también agrega impactos favorables en la salud y seguridad de los usuarios y ayuda al cuidado del medio ambiente. Debido a estas caracteríscas del GN, en el Perú se han realizado los esfuerzos necesarios para que sea posible que los hogares más vulnerables en las zonas concesionadas tengan acceso a este producto y puedan gozar de sus benecios. Asimismo se ha concesionado proyectos que expanden el consumo del GN en otras ciudades del país, adicionales a los ya existentes en los departamentos de Lima e Ica. No obstante, para la concrezación de estos lineamientos ha sido necesaria la inclusión de un marco normavo que permita llevar a cabo los proyectos requeridos. Este capítulo aborda el marco normavo y los mecanismos ulizados para la expansión del consumo de GN en las zonas ya distribuidas así como los proyectos de gasoductos virtuales (transporte terrestre) que abastecerán la zona norte, sur y alto andina del Perú.

La inserción del GN es una políca de Estado, la cual más que alcanzar grandes volúmenes de consumo de gas se reere a llevar este recurso a un mayor número de consumidores. A la fecha, en el Perú la base energéca de las familias es el GLP, cuyo precio, al ser derivado del petróleo, genera una gran vulnerabilidad en las familias por las grandes uctuaciones de este precio en el mercado internacional. Otra fuente energéca a nivel residencial, especialmente por el ámbito rural, es la leña, que presenta efectos negavos en la salud de las personas y en el medio ambiente por su combusón ineciente.

“El Proyecto Camisea contribuyó a la atención oportuna de la creciente demanda de energía eléctrica consecuente con el sostenido crecimiento económico del país en los últimos diez años. Pero su impacto también es percibido en los hogares peruanos. El principal beneficio ha sido el ahorro producto de la instalación de redes de gas natural residencial, a través de un mecanismo de promoción que permite el financiamiento de los costos de instalación interna domiciliaria y por derechos de conexión para los hogares de ingreso medio, medio bajo y bajo. Finalmente, hay que mencionar la comodidad del suministro continuo para quienes antes usaban balones de gas licuado de petróleo, cuya reposición era frecuente, y ahora ya no requieren mayor esfuerzo para disponer de gas en casa”.

Ing. Carlos Federico Barreda Tamayo Miembro del Consejo Directivo de Osinergmin

Por estas razones, el GN es a la fecha el combusble que hace posible alcanzar el objevo que se ha trazado el gobierno de dar acceso a la población a una energía limpia y económica que pueda reducir la dependencia del petróleo y sus derivados A lo largo de los años se han desarrollado una serie de polícas que van a permir la inserción del GN en diferentes puntos del país. A connuación en el Cuadro N° 8-1 se expone la cronología del marco normavo que acompaña al proceso de expansión del consumo del GN en el Perú.

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: Cuadro N° 8-1: Cronología dei Leyes que promueven la expansión del consumo del GN en el Perú Ley

Fecha

N° 28849 Ley de descentralización del acceso al consumo de gas natural

6 0 0 2 / 7 0 / 7 2

Objeto Incentivarel consumode gasnaturalen lasdiversascircunscripcionesterritoriales delpaís,

N°29496 Ley de creación de empresas

suministro de gas natural por red de ductos en el ámbito de las municipalidades distritales y

Resolución/ Decreto Supremo

Resolución N° 261-2009-OS/CD


municipales encargadas de la prestación del servicio público de

Cuadro N° 8-2: Cronología de normas que promueven la expansión del GN a través del mecanismo de promoción

0 1 0 2 / 1 0 / 3 1

Autorizar la creación de empresas municipales, con personería de derecho públi co o privado, encargadas de la p re st ac ió n d el s er vi ci o p úb li co d e suministr o de gas natural por red de ductosen laslocalidadesque puedanser abastecidasde gasnatural.

Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético

2 1 0 2 / 4 0 / 3 1

Obte nerrecursos media nteun Cargo Tarifario S IS E, a pl ic ab le a l as r ed es d e d uc to s y a l suministro dederivados dehidrocarburos,para dotarde infraestructuraque brindeseguridadal sistema energétic o. Así también, obtener recursos aun fondo FISE,medianteun recargo en la facturación de los usuarios libres de electricidad,de a l red deductosy delsuministro de derivados de hidrocarburos; como un mecanismode compensaciónsocialy promoción paraelaccesoal gasnatural,GLPyelectrificación ruraldelos sectoresvulnerables.

N° 29969

Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del GN

2 1 0 2 / 2 1 / 2 2

Promoverlamasificacióndel gasnaturala través del desarroll o de siste mas de transporte por ductosyde transportede gasnaturalcomprimido y gas natural licuado, a fin de acelerar la transformaciónprioritaria del sectorresidencial, l os p eq ue ño s c on su mi do re s, a sí c om o e l transportevehicularen lasregionesdelpaís.

:

-

Al mismo empo que se ha desarrollado un marco legal favorable GART (2008), todo este proceso implica un costo que va entre los 500 y para lograr la expansión del consumo de GN, el Estado también ha 800 dólares lo cual hace que el precio de GN no sea compevo frente desarrollado programas o mecanismos económicos para dar impulso al GLP ya que con los gastos de instalación tendría un precio superior. a este objevo en el país, los mismos que se describen a connuación. Con el objevo de hacer más compevo al GN, se estableció el Mecanismo de Promoción, el cual es un disposivo normado por Mecanismo de promoción de conexiones residenciales. el MINEM de descuentos sobre parte o totalidad del costo total de Si bien el GN ene una ventaja económica frente al GLP comparado la conexión de GN, para consumidores residenciales ubicados en en unidades energécas, el precio del GN no incluye todos los costos determinadas zonas geográcas de la concesión o de determinados que el consumidor debe asumir para poder disfrutar de este servicio niveles socioeconómicos, principalmente aquellos bajos. Los recursos en sus hogares. Debido a que el usuario debe adecuar su casa, éste del Mecanismo de Promoción se recaudan a través de un recargo que debe realizar los gastos para la instalación de la acomeda y conexión se efectúa a las tarifas que pagan todos los consumidores de GN y son de ésta a la red pública del distribuidor, instalación de la red interna administrados por la empresa concesionaria de distribución de GN. según los aparatos a conectar y converr dichos aparatos al GN. Según

2 1 0 2 / 5 0 / 5 0

Objeto Osinergmin aprueba55 802clientes para beneficiarsedelgastode promoción. Osinergminconsideróampliarcomobeneficiariosde la promociónhasta58 502clientesduranteel periodotarifario encurso (2700 clientesadicionalesconrespectoal 2009). Incorporaelartículo112a alReglamentode Distribución,y establecelosiguiente: Elconceptoy loscriteriosaplicablesal Mecanismode Promoción. ElConcesionariopresentaráaOsinergminsu plande conexionesdeclientesbeneficiadoscon elMecanismode Promoción. Siel descuentodePromociónincluye lasinstalaciones internas,Osinergminregularáloscostosunitarios de materiales,equiposymano deobra, através delicitaciones quellevea caboel Concesionario. ElConcesionarioadministraráunacuenta depromociones.

2 1 0 2 / 5 0 / 5 0

·

·

·


Decreto Supremo N° 045-2012-EM




Fuente: GART-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin : -

9 0 0 2 / 5 0 / 8 0

·


provinciales N° 29852

Fecha

2 1 0 2 / 5 0 / 7 1 2 1 0 2 / 1 1 / 1 2 3 1 0 2 / 8 0 / 1 0

Osinergminaprueba18817 clientesadicionalesa lo establecidoenla Resolución091-2012-OS/CDpara beneficiarseconel descuentodePromoción. ElMINEMamplía laaplicacióndel gastode promocióna razónde5 000clientespormescomomáximo. ElMINEMamplía laaplicacióndel gastode promocióna razónde10 000clientespormescomomáximo.

4 1 0 2 / 5 0 / 6 0

OsinergminapruebaelPlan QuinquenaldeInversióny el Plande Promocióndeconexionesresidencialesa ser beneficiadasconel MecanismodePromoción.

4 1 0 2 / 5 0 / 6 0

OsinergminapruebaelProcedimientode Licitacionesde InstalacionesInternasde GasNaturalsegún Mecanismode PromociónTarifaria.

Fuente: GART-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin : :

En el Cuadro N° 8-2 se detallará la normava que promueve el clientes residenciales beneciarios del descuento de promoción sobre mecanismo de promoción en el Perú a través de Cálidda. redes existentes, en la relación al potencial existente en zonas con factor de penetración menor a 70%, (iii) los factores de penetración Para ello, se determina un Plan de Promoción47, que ene como a alcanzar año a año hasta obtener un 70% de penetración en zonas objevo establecer las condiciones para la conexión de nuevos clientes beneciarias con la promoción y iv) determinación del descuento de residenciales beneciarios del Mecanismo de Promoción, de modo que promoción. En resumen, el Plan de Promoción reduce la desventaja de se logre reducir el costo total en las concesiones de distribución de GN no poseer la conexión de red interna de GN. por red de ductos (derecho de conexión, acomeda e instalación interna). Para el proceso de regulación de la TUD del período 2010 – 2014, la Mediante la aprobación del Plan de Promoción se establece lo empresa concesionaria Cálidda propuso beneciar con el descuento siguiente: (i) la candad de clientes residenciales beneciarios del de promoción48 a 15 mil clientes residenciales; sin embargo, el descuento de promoción sobre redes nuevas de expansión en relación Osinergmin aprobó beneciar con el descuento de promoción de US$ al Plan Quinquenal de Inversiones del Concesionario, (ii) la candad de 315 por cliente a un total de 55,802 clientes para el período tarifario


: Cuadro N° 8-1: Cronología dei Leyes que promueven la expansión del consumo del GN en el Perú Ley

Fecha

N° 28849 Ley de descentralización del acceso al consumo de gas natural

Cuadro N° 8-2: Cronología de normas que promueven la expansión del GN a través del mecanismo de promoción

Objeto

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Resolución/ Decreto Supremo

Incentivarel consumode gasnaturalen lasdiversascircunscripcionesterritoriales delpaís,


N°29496 Ley de creación de empresas

Resolución N° 091-2012-OS/CD Autorizar la creación de empresas municipales, con personería de derecho públi co o privado, encargadas de la p re st ac ió n d el s er vi ci o p úb li co d e suministr o de gas natural por red de ductosen laslocalidadesque puedanser abastecidasde gasnatural.

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

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Obte nerrecursos media nteun Cargo Tarifario S IS E, a pl ic ab le a l as r ed es d e d uc to s y a l suministro dederivados dehidrocarburos,para dotarde infraestructuraque brindeseguridadal sistema energétic o. Así también, obtener recursos aun fondo FISE,medianteun recargo en la facturación de los usuarios libres de electricidad,de a l red deductosy delsuministro de derivados de hidrocarburos; como un mecanismode compensaciónsocialy promoción paraelaccesoal gasnatural,GLPyelectrificación ruraldelos sectoresvulnerables.

Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético

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Promoverlamasificacióndel gasnaturala través del desarroll o de siste mas de transporte por ductosyde transportede gasnaturalcomprimido y gas natural licuado, a fin de acelerar la transformaciónprioritaria del sectorresidencial, l os p eq ue ño s c on su mi do re s, a sí c om o e l transportevehicularen lasregionesdelpaís.



Fuente: GART-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin : :

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Objeto Osinergmin aprueba55 802clientes para beneficiarsedelgastode promoción. Osinergminconsideróampliarcomobeneficiariosde la promociónhasta58 502clientesduranteel periodotarifario encurso (2700 clientesadicionalesconrespectoal 2009). Incorporaelartículo112a alReglamentode Distribución,y establecelosiguiente: Elconceptoy loscriteriosaplicablesal Mecanismode Promoción. ElConcesionariopresentaráaOsinergminsu plande conexionesdeclientesbeneficiadoscon elMecanismode Promoción. Siel descuentodePromociónincluye lasinstalaciones internas,Osinergminregularáloscostosunitarios de materiales,equiposymano deobra, através delicitaciones quellevea caboel Concesionario. ElConcesionarioadministraráunacuenta depromociones.

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N° 29969

Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del GN

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provinciales N° 29852

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Osinergminaprueba18817 clientesadicionalesa lo establecidoenla Resolución091-2012-OS/CDpara beneficiarseconel descuentodePromoción. ElMINEMamplía laaplicacióndel gastode promocióna razónde5 000clientespormescomomáximo. ElMINEMamplía laaplicacióndel gastode promocióna razónde10 000clientespormescomomáximo.

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OsinergminapruebaelPlan QuinquenaldeInversióny el Plande Promocióndeconexionesresidencialesa ser beneficiadasconel MecanismodePromoción.

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OsinergminapruebaelProcedimientode Licitacionesde InstalacionesInternasde GasNaturalsegún Mecanismode PromociónTarifaria.

Fuente: GART-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin :

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Al mismo empo que se ha desarrollado un marco legal favorable GART (2008), todo este proceso implica un costo que va entre los 500 y para lograr la expansión del consumo de GN, el Estado también ha 800 dólares lo cual hace que el precio de GN no sea compevo frente desarrollado programas o mecanismos económicos para dar impulso al GLP ya que con los gastos de instalación tendría un precio superior. a este objevo en el país, los mismos que se describen a connuación. Con el objevo de hacer más compevo al GN, se estableció el Mecanismo de Promoción, el cual es un disposivo normado por Mecanismo de promoción de conexiones residenciales. el MINEM de descuentos sobre parte o totalidad del costo total de Si bien el GN ene una ventaja económica frente al GLP comparado la conexión de GN, para consumidores residenciales ubicados en en unidades energécas, el precio del GN no incluye todos los costos determinadas zonas geográcas de la concesión o de determinados que el consumidor debe asumir para poder disfrutar de este servicio niveles socioeconómicos, principalmente aquellos bajos. Los recursos en sus hogares. Debido a que el usuario debe adecuar su casa, éste del Mecanismo de Promoción se recaudan a través de un recargo que debe realizar los gastos para la instalación de la acomeda y conexión se efectúa a las tarifas que pagan todos los consumidores de GN y son de ésta a la red pública del distribuidor, instalación de la red interna administrados por la empresa concesionaria de distribución de GN. según los aparatos a conectar y converr dichos aparatos al GN. Según

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En el Cuadro N° 8-2 se detallará la normava que promueve el clientes residenciales beneciarios del descuento de promoción sobre mecanismo de promoción en el Perú a través de Cálidda. redes existentes, en la relación al potencial existente en zonas con factor de penetración menor a 70%, (iii) los factores de penetración Para ello, se determina un Plan de Promoción47, que ene como a alcanzar año a año hasta obtener un 70% de penetración en zonas objevo establecer las condiciones para la conexión de nuevos clientes beneciarias con la promoción y iv) determinación del descuento de residenciales beneciarios del Mecanismo de Promoción, de modo que promoción. En resumen, el Plan de Promoción reduce la desventaja de se logre reducir el costo total en las concesiones de distribución de GN no poseer la conexión de red interna de GN. por red de ductos (derecho de conexión, acomeda e instalación interna). Para el proceso de regulación de la TUD del período 2010 – 2014, la Mediante la aprobación del Plan de Promoción se establece lo empresa concesionaria Cálidda propuso beneciar con el descuento siguiente: (i) la candad de clientes residenciales beneciarios del de promoción48 a 15 mil clientes residenciales; sin embargo, el descuento de promoción sobre redes nuevas de expansión en relación Osinergmin aprobó beneciar con el descuento de promoción de US$ al Plan Quinquenal de Inversiones del Concesionario, (ii) la candad de 315 por cliente a un total de 55,802 clientes para el período tarifario

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Gráco N° 8-1: Acumulado y Proyección de clientes por Mecanismo de Promoción (2010-2018) a)Acumulado 2000-2013

b)Proyectado 2014-2018 400000

140,000

119,814

371,389

357,991

350000 120,000

100,000

s e t n e i l c 80,000

66,381

e d ` N 60,000

55,804 33,621

40,000

20,000

0

15,615

40,720

s o d a t c e y o r p s e t n e i l C

300000 259,083

250000

265,725

El Plan de Promoción es aprobado cada cuatro años conjuntamente con el Plan Tarifario y Plan de Inversiones de la empresa Cálidda.

200000 183,309

175,427

Cálidda

150000 Osinerming

100000 84223

28,897

80601

50000

10,082 0 2010

2011

Aprobadas

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Otorgadas


2010-2014. La implementación de este Mecanismo de Promoción resultó importante para el objevo del Estado puesto que las metas aprobadas por Osinergmin para el referido período de cuatro años se alcanzaron en menos de tres años. El Gráco N° 8-1 a) muestra el número de conexiones aprobadas según la regulación tarifaria del Osinergmin y las conexiones otorgadas por Cálidda. El ritmo de otorgamiento de conexiones tuvo que ser regulado por el MINEM el cual mediante Decreto Supremo N° 045-2012-EM, estableció que el descuento de promoción se connúe aplicando a los clientes beneciados a razón de 5,000 clientes por mes como máximo, y, posteriormente, mediante Decreto Supremo N° 029-2013-EM, se incrementó a razón de 10,000 clientes por mes. Esta disposición se encuentra vigente hasta que se apruebe el nuevo Plan de Promoción aplicable en el periodo 2014-2018. A nales del 2013 se registraron 119,814 clientes que fueron beneciados con el Descuento de Promoción, cifra que representa más del doble de la que fue aprobada por el Osinergmin para dicho periodo. El Plan de Promoción es aprobado cada cuatro años conjuntamente con el Plan Tarifario y Plan de Inversiones de la empresa Cálidda. Así, el úlmo Plan de Promoción ha sido el establecido para los años 2014-2018. En dicha aprobación, el descuento de promoción establecido por el Osinergmin para el periodo 2014-2018 es US$ 322, el cual permió al cliente residencial

obtener un ahorro promedio de 20% respecto al GLP (sustuto más cercano). El benecio del descuento de promoción se aplicará a cada cliente independientemente del po 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 GN. Según el Plan de Promoción aprobado por Osinergmin, a nales del periodo 2014-2018 se habrá logrado un total 371,389 clientes que hayan recibido dicho descuento50. En el Gráco N° 8 1 b), se puede apreciar la comparación de las candades acumuladas año por año de las propuestas de Cálidda y de Osinergmin, en donde las mismas guardan mucha relación respecto al total de descuentos de promoción proyectadas a otorgar. Al mismo empo Osinergmin es el encargado de la regulación de costos unitarios de materiales, mano de obra y equipos para los trabajos de instalación interna dentro del Procedimiento de Licitaciones para instalaciones internas con Mecanismo de Promoción, el cual será explicado a connuación. Procedimiento de licitaciones para instalaciones internas con Mecanismo de Promoción

El Decreto Supremo N° 009-2012-EM incorporó el Arculo 112a en el TUO del Reglamento de Distribución de GN, estableciendo que

cuando el Mecanismo de Promoción incluye la instalación interna, del concesionario, establece el precio tope para la licitación del Osinergmin regulará los costos unitarios de materiales, mano de obra servicio de mano de obra y equipos, y supervisa el proceso de licitaciones del concesionario. y equipos que se empleen para lo cual se ulizarán los resultados de las licitaciones realizadas por el concesionario. Por ello, en cumplimiento del literal b) del citado arculo 112a, el • El criterio para la adjudicación de los materiales directos serealizará 05 de mayo del 2014, mediante la Resolución N° 087-2014-OS/ al menor precio ofertado para cada familia de materiales, cuidando CD, Osinergmin aprobó la norma “Procedimiento para Licitaciones que se cumplan las especicaciones técnicas y de seguridad vigentes. Asimismo, los criterios para la adjudicación de la mano de Instalaciones Internas de GN según Mecanismo de Promoción Tarifaria”. Esta norma dene la metodología, criterios y procedimientos de obra y equipos considera otorgar la Buena Pro a los postores en que debe seguir la empresa concesionaria (licitante) y el Osinergmin orden de mérito de menor a mayor precio. para adjudicar la buena pro de las licitaciones de materiales y mano de obra a las empresas que ejecutarán las instalaciones internas • En la licitación de equipos y mano de obra, la adjudicación de aprobadas en el Plan de Promoción. A connuación, se describen los la candad de instalaciones se realiza tomando en cuenta la aspectos más relevantes de la mencionada Norma: capacidad construcva de cada uno de los postores cuyas ofertas de precios son menores al precio tope, hasta cubrir la candad de instalaciones internas licitadas. • Se realizarán dos procesos: el primer proceso permirá adjudicar el suministrodematerialesdirectos(tuberías,accesoriosde conexión, válvulas, entre otros) y el segundo proceso permirá adjudicar el • Se establece que con los resultados de las licitaciones, Osinergmin servicio de mano de obra y equipos necesarios para la ejecución de jará los precios unitarios de las instalaciones internas que las instalaciones internas. Los procesos de licitación serán llevados empleará para las liquidaciones. a cabo cada dos años por el concesionario de distribución. • En cuanto a los criterios para asignar las instalaciones remanentes • Osinergmin aprueba las bases y modelos de contrato a propuesta del proceso de licitación de la mano de obra y equipos en caso


Gráco N° 8-1: Acumulado y Proyección de clientes por Mecanismo de Promoción (2010-2018) a)Acumulado 2000-2013

b)Proyectado 2014-2018 400000

140,000

119,814

371,389

357,991

350000 120,000

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s e t n e i l 80,000 c e d ` N 60,000

66,381 55,804 33,621

40,000

20,000

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15,615

40,720

s o d a t c e y o r p s e t n e i l C

300000 259,083

265,725

250000

El Plan de Promoción es aprobado cada cuatro años conjuntamente con el Plan Tarifario y Plan de Inversiones de la empresa Cálidda.

200000 183,309

175,427

Cálidda

150000 Osinerming

100000 84223

28,897

80601

50000

10,082 0 2010

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Aprobadas

2012

2013

2014

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2016

2017

Otorgadas


2010-2014. La implementación de este Mecanismo de Promoción resultó importante para el objevo del Estado puesto que las metas aprobadas por Osinergmin para el referido período de cuatro años se alcanzaron en menos de tres años. El Gráco N° 8-1 a) muestra el número de conexiones aprobadas según la regulación tarifaria del Osinergmin y las conexiones otorgadas por Cálidda. El ritmo de otorgamiento de conexiones tuvo que ser regulado por el MINEM el cual mediante Decreto Supremo N° 045-2012-EM, estableció que el descuento de promoción se connúe aplicando a los clientes beneciados a razón de 5,000 clientes por mes como máximo, y, posteriormente, mediante Decreto Supremo N° 029-2013-EM, se incrementó a razón de 10,000 clientes por mes. Esta disposición se encuentra vigente hasta que se apruebe el nuevo Plan de Promoción aplicable en el periodo 2014-2018. A nales del 2013 se registraron 119,814 clientes que fueron beneciados con el Descuento de Promoción, cifra que representa más del doble de la que fue aprobada por el Osinergmin para dicho periodo. El Plan de Promoción es aprobado cada cuatro años conjuntamente con el Plan Tarifario y Plan de Inversiones de la empresa Cálidda. Así, el úlmo Plan de Promoción ha sido el establecido para los años 2014-2018. En dicha aprobación, el descuento de promoción establecido por el Osinergmin para el periodo 2014-2018 es US$ 322, el cual permió al cliente residencial

obtener un ahorro promedio de 20% respecto al GLP (sustuto más cercano). El benecio del descuento de promoción se aplicará a cada cliente independientemente del po 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 GN. Según el Plan de Promoción aprobado por Osinergmin, a nales del periodo 2014-2018 se habrá logrado un total 371,389 clientes que hayan recibido dicho descuento50. En el Gráco N° 8 1 b), se puede apreciar la comparación de las candades acumuladas año por año de las propuestas de Cálidda y de Osinergmin, en donde las mismas guardan mucha relación respecto al total de descuentos de promoción proyectadas a otorgar. Al mismo empo Osinergmin es el encargado de la regulación de costos unitarios de materiales, mano de obra y equipos para los trabajos de instalación interna dentro del Procedimiento de Licitaciones para instalaciones internas con Mecanismo de Promoción, el cual será explicado a connuación. Procedimiento de licitaciones para instalaciones internas con Mecanismo de Promoción

El Decreto Supremo N° 009-2012-EM incorporó el Arculo 112a en el TUO del Reglamento de Distribución de GN, estableciendo que

cuando el Mecanismo de Promoción incluye la instalación interna, del concesionario, establece el precio tope para la licitación del Osinergmin regulará los costos unitarios de materiales, mano de obra servicio de mano de obra y equipos, y supervisa el proceso de licitaciones del concesionario. y equipos que se empleen para lo cual se ulizarán los resultados de las licitaciones realizadas por el concesionario. Por ello, en cumplimiento del literal b) del citado arculo 112a, el • El criterio para la adjudicación de los materiales directos serealizará 05 de mayo del 2014, mediante la Resolución N° 087-2014-OS/ al menor precio ofertado para cada familia de materiales, cuidando CD, Osinergmin aprobó la norma “Procedimiento para Licitaciones que se cumplan las especicaciones técnicas y de seguridad vigentes. Asimismo, los criterios para la adjudicación de la mano de Instalaciones Internas de GN según Mecanismo de Promoción Tarifaria”. Esta norma dene la metodología, criterios y procedimientos de obra y equipos considera otorgar la Buena Pro a los postores en que debe seguir la empresa concesionaria (licitante) y el Osinergmin orden de mérito de menor a mayor precio. para adjudicar la buena pro de las licitaciones de materiales y mano de obra a las empresas que ejecutarán las instalaciones internas • En la licitación de equipos y mano de obra, la adjudicación de aprobadas en el Plan de Promoción. A connuación, se describen los la candad de instalaciones se realiza tomando en cuenta la aspectos más relevantes de la mencionada Norma: capacidad construcva de cada uno de los postores cuyas ofertas de precios son menores al precio tope, hasta cubrir la candad de instalaciones internas licitadas. • Se realizarán dos procesos: el primer proceso permirá adjudicar el suministrodematerialesdirectos(tuberías,accesoriosde conexión, válvulas, entre otros) y el segundo proceso permirá adjudicar el • Se establece que con los resultados de las licitaciones, Osinergmin servicio de mano de obra y equipos necesarios para la ejecución de jará los precios unitarios de las instalaciones internas que las instalaciones internas. Los procesos de licitación serán llevados empleará para las liquidaciones. a cabo cada dos años por el concesionario de distribución. • En cuanto a los criterios para asignar las instalaciones remanentes • Osinergmin aprueba las bases y modelos de contrato a propuesta del proceso de licitación de la mano de obra y equipos en caso

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Ilustración N° 8-1: Aplicación del descuento de Promoción

Gráco N° 8-2: Uso de combusbles para cocción según pobreza de los hogares, 2012

1. INSTALACIÓN INTERNA

GABINETE

VÁLVULA DE CORTE DELSERVICIO

2%

23%

8% 20%

2. ACOMETIDA

15%

Solo Gas Gas y Otro

REJILLADEVENTILACIÓN

Hogares Pobres

Lena 22% Bosta

3. TUBERÍA DE CONEXIÓN TUBERÍADE PEALPE YACCESORIOS

44%

ASIGNACIÓNDE DESCUENTO

67% 3. DERECHO DE CONEXIÓN

2. ACOMETI DA

1. INSTALACIÓN INTERNA Fuente: INEI, ENAHO 2012. Elaboración: FISE-Osinergmin

Fuente: GART-Osinergmin. Elaboración: GART-Osinergmin

no se adjudique la totalidad de las instalaciones internas: para la contratación de las instalaciones no adjudicadas (remanentes), el adjudicatario solicitará al licitante la ampliación de instalaciones adicionales, y éste úlmo enviará dicha solicitud a Osinergmin para la aprobación. Una vez aprobado, el licitante otorga las instalaciones remanentes al adjudicatario.

de expandir el uso residencial y vehicular del GN en los sectores más vulnerables, ampliar la frontera energéca a través de energ ías renovables y promover el acceso al GLPen los sectores urbanos y rurales más pobres del país51. El nanciamiento del FISE se realiza a través del aporte de los grandes consumidores de electricidad, de hidrocarburos y de GN.

Acceso universal a la energía • El descuento de promoción se asignará en el siguiente orden de prelación: costo unitario de la instalación interna, costo de la De acuerdo al Banco Interamericano de Desarrollo (BID)52, en América acomeda y costo del derecho de conexión. Véase la IlustraciónN°8-1. Lana y el Caribe alrededor de 85 millones de personas no logran disponer de combusbles modernos y limpios para cocinar sus Adicionalmente al Mecanismo de Promoción el FISE otorga incenvos alimentos.EnelPerúesta realidadnoesajena,ya queaproximadamente para la expansión del consumo de GN y GNV priorizando los sectores 7.7 millones de personas se encuentran en estas condiciones (INEI poblacionales más vulnerables del Perú. En la siguiente sección se 2013). Esta situación impacta negavamente en la calidad de vida de expondrá la parcipación de este fondo en la inserción de GN, así los pobladores, con especial perjuicio a su salud debido a la inhalación como su parcipación en los proyectos de inserción de GN en el norte de humo tóxico (auentes de la leña y bosta), que causa enfermedades y sur del Perú. pulmonares y muerte entre mujeres, ancianos y niños.

8.2 El FISE y su contribución al acceso de energía de las En relación a este tema, la Organización de las Naciones Unidas (ONU) ha propuesto garanzar el acceso universal de todos los habitantes poblaciones El Fondo de Inclusión Social Energéco (FISE)50 fue creado por el Estado Peruano mediante Ley N° 29852 en abril del 2012, con la nalidad

Hogares Pobres Extremos

del planeta a las energías modernas para el año 2030. De acuerdo con ello, brindar acceso universal a la energía permite lograr dos objevos estratégicos. El primero es lograr el 100% de acceso a la electricidad,

concerniente a la iluminación, comunicación y servicios comunitarios. El segundo objevo se reere a lograr el 100% de acceso a tecnologías/ combusbles para cocinar y calentar: cocinas mejoradas, GLP, GN, biogás (biodigestores), entre otros. De acuerdo a la ONU, para erradicar la pobreza en el mundo es indispensable proporcionar fuentes de energías modernas a los cerca de 3,000 millones de personas que carecen de ellas o que, en su defecto, ulizan energías primarias contaminantes. Se necesitarían inversiones en un rango de 35 mil a 40 mil millones de dólares para asegurar un acceso universal a las energías modernas en el mundo. Ante esta situación, el Estado peruano ha internalizado los esfuerzos y compromisos mundiales, y se ha planteado como meta el logro del acceso universal a la energía para los hogares más vulnerables del país. Esta se asocia al mejoramiento de condiciones de educación, salud, comunicaciones, seguridad y acvidades producvas53. Sin embargo, para alcanzar la meta planteada es necesario considerar las caracteríscas parculares que presentan los hogares vulnerables: lejanía y poca accesibilidad, limitado poder adquisivo y reducido consumo per cápita, alta dispersión geográca54.

Tal como se aprecia en el Gráco N° 8-2, tanto los hogares pobres y pobres extremos ulizan como primer combusble para cocción la leña -44% y 67% respecvamente-. También se observa que el gas es un combusble poco ulizado por los hogares, agudizándose esta situación en los hogares de pobreza extrema (10%). La pobreza energéca, la escalera energéca y el Plan de Acceso a la Energía

La pobreza energéca se dene como la incapacidad que posee un hogar para obtener una candad adecuada de servicios de energía por el 10% de su renta disponible (Boardman 1991). Este implica que los gastos para el consumo de energía de los hogares no superan el 10% de sus ingresos. Aunque la pobreza energéca se asocia a la energía para calefacción, deben considerarse otros usos. Por ejemplo, la energía para el funcionamiento de electrodoméscos como el frigoríco, la cocina, el agua caliente, entre otros. En lugares muy cálidos como la costa o selva, puede considerarse también la necesidad de mantener una temperatura adecuada en verano55. En tal sendo, a medida que se logre el acceso a la energía de la población, ésta irá accediendo a energécos más ecientes que le permitan mejorar sus condiciones de vida. Teniendo en cuenta la


Ilustración N° 8-1: Aplicación del descuento de Promoción

Gráco N° 8-2: Uso de combusbles para cocción según pobreza de los hogares, 2012


GABINETE

VÁLVULA DE CORTE DELSERVICIO

2%

23%

8% 20%

2. ACOMETIDA

15%

Solo Gas Gas y Otro

REJILLADEVENTILACIÓN

Hogares Pobres

Lena 22% Bosta

3. TUBERÍA DE CONEXIÓN TUBERÍADE PEALPE YACCESORIOS

44%

ASIGNACIÓNDE DESCUENTO

67% 3. DERECHO DE CONEXIÓN

2. ACOMETI DA


Hogares Pobres Extremos

Fuente: INEI, ENAHO 2012. Elaboración: FISE-Osinergmin

Fuente: GART-Osinergmin. Elaboración: GART-Osinergmin

no se adjudique la totalidad de las instalaciones internas: para la contratación de las instalaciones no adjudicadas (remanentes), el adjudicatario solicitará al licitante la ampliación de instalaciones adicionales, y éste úlmo enviará dicha solicitud a Osinergmin para la aprobación. Una vez aprobado, el licitante otorga las instalaciones remanentes al adjudicatario.

de expandir el uso residencial y vehicular del GN en los sectores más vulnerables, ampliar la frontera energéca a través de energ ías renovables y promover el acceso al GLPen los sectores urbanos y rurales más pobres del país51. El nanciamiento del FISE se realiza a través del aporte de los grandes consumidores de electricidad, de hidrocarburos y de GN. Acceso universal a la energía

• El descuento de promoción se asignará en el siguiente orden de prelación: costo unitario de la instalación interna, costo de la De acuerdo al Banco Interamericano de Desarrollo (BID)52, en América acomeda y costo del derecho de conexión. Véase la IlustraciónN°8-1. Lana y el Caribe alrededor de 85 millones de personas no logran disponer de combusbles modernos y limpios para cocinar sus Adicionalmente al Mecanismo de Promoción el FISE otorga incenvos alimentos.EnelPerúesta realidadnoesajena,ya queaproximadamente para la expansión del consumo de GN y GNV priorizando los sectores 7.7 millones de personas se encuentran en estas condiciones (INEI poblacionales más vulnerables del Perú. En la siguiente sección se 2013). Esta situación impacta negavamente en la calidad de vida de expondrá la parcipación de este fondo en la inserción de GN, así los pobladores, con especial perjuicio a su salud debido a la inhalación como su parcipación en los proyectos de inserción de GN en el norte de humo tóxico (auentes de la leña y bosta), que causa enfermedades y sur del Perú. pulmonares y muerte entre mujeres, ancianos y niños.

8.2 El FISE y su contribución al acceso de energía de las En relación a este tema, la Organización de las Naciones Unidas (ONU) ha propuesto garanzar el acceso universal de todos los habitantes poblaciones El Fondo de Inclusión Social Energéco (FISE)50 fue creado por el Estado Peruano mediante Ley N° 29852 en abril del 2012, con la nalidad

del planeta a las energías modernas para el año 2030. De acuerdo con ello, brindar acceso universal a la energía permite lograr dos objevos estratégicos. El primero es lograr el 100% de acceso a la electricidad,

concerniente a la iluminación, comunicación y servicios comunitarios. El segundo objevo se reere a lograr el 100% de acceso a tecnologías/ combusbles para cocinar y calentar: cocinas mejoradas, GLP, GN, biogás (biodigestores), entre otros. De acuerdo a la ONU, para erradicar la pobreza en el mundo es indispensable proporcionar fuentes de energías modernas a los cerca de 3,000 millones de personas que carecen de ellas o que, en su defecto, ulizan energías primarias contaminantes. Se necesitarían inversiones en un rango de 35 mil a 40 mil millones de dólares para asegurar un acceso universal a las energías modernas en el mundo. Ante esta situación, el Estado peruano ha internalizado los esfuerzos y compromisos mundiales, y se ha planteado como meta el logro del acceso universal a la energía para los hogares más vulnerables del país. Esta se asocia al mejoramiento de condiciones de educación, salud, comunicaciones, seguridad y acvidades producvas53. Sin embargo, para alcanzar la meta planteada es necesario considerar las caracteríscas parculares que presentan los hogares vulnerables: lejanía y poca accesibilidad, limitado poder adquisivo y reducido consumo per cápita, alta dispersión geográca54.

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Tal como se aprecia en el Gráco N° 8-2, tanto los hogares pobres y pobres extremos ulizan como primer combusble para cocción la leña -44% y 67% respecvamente-. También se observa que el gas es un combusble poco ulizado por los hogares, agudizándose esta situación en los hogares de pobreza extrema (10%). La pobreza energéca, la escalera energéca y el Plan de Acceso a la Energía

La pobreza energéca se dene como la incapacidad que posee un hogar para obtener una candad adecuada de servicios de energía por el 10% de su renta disponible (Boardman 1991). Este implica que los gastos para el consumo de energía de los hogares no superan el 10% de sus ingresos. Aunque la pobreza energéca se asocia a la energía para calefacción, deben considerarse otros usos. Por ejemplo, la energía para el funcionamiento de electrodoméscos como el frigoríco, la cocina, el agua caliente, entre otros. En lugares muy cálidos como la costa o selva, puede considerarse también la necesidad de mantener una temperatura adecuada en verano55. En tal sendo, a medida que se logre el acceso a la energía de la población, ésta irá accediendo a energécos más ecientes que le permitan mejorar sus condiciones de vida. Teniendo en cuenta la -143-


Ilustración N°8-2: Etapas de la Escalera Energéca Ingresos muy bajos

Ingresos bajos

Ingresos medianos

Ingresos altos

Electricidad Gas Natural s e l b i t s u b

m o C e d a i c n e i c i f E

Gas Licuado de Petróleo Etanol, metanol Combustibles no sólidos

Kerosene Carbón

Combustibles sólidos

Carbón de leña Leña

Residuos de cultivos, estiércol

Creciente prosperidad y desarrollo

Fuente: OMS (2007). Elaboración: FISE-Osinergmin

escalera energéca56, esto signica que los hogares cambian de forma gradual la costumbre en el uso de combusbles. Debido a sus limitaciones, empiezan con el uso de la biomasa tradicional (leña, carbón y bosta) y pasan progresivamente a otros combusbles como GLP, GN y al nal con la electricidad. La evidencia recogida por la Organización Mundial de la Salud (OMS) muestra que las familias consumen un conjunto de recursos energécos, conocido como canasta o combo energéco, en el cual se engloba al menos dos o tres de las etapas de la escalera energéca. Véase la Ilustración N°8-2. En el año 2013, a través de la RM N° 203-2013-MEM/DM, se aprobó el “Plan de Acceso Universal a la Energía 2013–2022”, que ene como objevo promover, desde el ámbito energéco, un desarrollo económico eciente, sustentable con el medio ambiente y con equidad. El plan contempla implementar proyectos que permitan ampliar el acceso universal al suministro energéco, orientados a generar una mayor y mejor calidad de vida de las poblaciones de menores recursos en el país. El FISE y los proyectos de expansión del consumo del gas natural en el Perú

Uno de los nes del FISE es lograr la masicación del uso del GN en los sectores residencial y vehicular; para ello, acorde a la normava vigente57,

el FISE ene previsto el nanciamiento de proyectos que promuevan el acceso a la energía de las poblaciones vulnerables para sasfacer sus necesidades básicas energécas -iluminación, cocción, calefacción y comunicación- señaladas en el Plan de Acceso Universal a la Energía. Dicho plan, elaborado por el MINEM, considera el uso del energéco disponible y el uso de tecnologías más ecientes para cada necesidad idencada. Asimismo se ha previsto dos proyectos para expandir el uso de este energéco en las modalidades de GNC y GNL a diferentes zonas del país. Estos proyectos serán explicados con mayor detalle en el Capítulo 11. A connuación se detalla la parcipación del FISE con el objevo de impulsar estos proyectos de expansión de consumo del GN en el Perú. Véase el formato digital del anexo del presente capítulo para una explicación gráca de la distribución vía GNC. Parcipación del FISE en el proyecto de expansión del consumo del gas natural ulizando GNC

De acuerdo a lo normava vigente a la suscripción del Contrato, el ingreso por FISE cubrirá la diferencia entre el volumen mínimo y volumen real, para pagar los costos jos ; así como para cubrir la diferencia entre el precio de venta ofertado y el precio venta del GNV

que se establezca, por el volumen real. Es decir, el FISE contribuirá para que la población de estas ciudades tenga acceso con bajo precio al gas natural para uso residencial y vehicular. Parcipación del FISE en el proyecto de expansión del consumo del gas natural ulizando GNL

Según el contrato de concesión rmado58, los recursos del FISE podrán emplearse con la nalidad de ampliar el número de conexiones residenciales. Las conexiones con los recursos del FISE deberán realizarse para poblaciones vulnerables y donde no sea viable económicamente para el concesionario la ampliación de las redes externas. Los gobiernos regionales pueden parcipar en el tendido de la red en las zonas donde el concesionario no tenga cobertura. Como se ha podido observar en la presente sección, el FISE, en cumplimiento de los lineamientos de su creación, parcipa de los proyectos que buscan expandir el uso de GN en las diferentes zonas del país. Esta parcipación consiste principalmente en ulizar los recursos necesarios para viabilizar los proyectos y con ello lograr el acceso universal a la energía pero logrando también la disponibilidad del GN para los hogares bajo condición de pobreza del país

Como el lector pudo apreciar, la demanda interna de GN ha sido abastecida sasfactoriamente por el gas proveniente de Camisea. De igual manera, el dinamismo del comercio mundial de GN y en parcular del GNL, dado su mayor nivel de compevidad frente a otros energécos como el petróleo, ofreció una oportunidad para dinamizar el desarrollo del mercado de GN en nuestro país, incenvando su producción a mayor escala. Bajo este contexto, se fue desarrollando el Proyecto de Exportación de GNL, el cual a la fecha exporta a México, Japón, Corea del Sur y España. El siguiente capítulo aborda la exportación de GNL en el contexto internacional y la reconformación del consorcio de exportación en el Perú.


Ilustración N°8-2: Etapas de la Escalera Energéca Ingresos muy bajos

Ingresos bajos

Ingresos medianos

Ingresos altos

Electricidad Gas Natural s e l b i t s u b m o C e d a i c n e i c i f E

Gas Licuado de Petróleo Etanol, metanol Combustibles no sólidos

Kerosene Carbón

Combustibles sólidos

Carbón de leña Leña

Residuos de cultivos, estiércol

Creciente prosperidad y desarrollo

Fuente: OMS (2007). Elaboración: FISE-Osinergmin

escalera energéca56, esto signica que los hogares cambian de forma gradual la costumbre en el uso de combusbles. Debido a sus limitaciones, empiezan con el uso de la biomasa tradicional (leña, carbón y bosta) y pasan progresivamente a otros combusbles como GLP, GN y al nal con la electricidad. La evidencia recogida por la Organización Mundial de la Salud (OMS) muestra que las familias consumen un conjunto de recursos energécos, conocido como canasta o combo energéco, en el cual se engloba al menos dos o tres de las etapas de la escalera energéca. Véase la Ilustración N°8-2. En el año 2013, a través de la RM N° 203-2013-MEM/DM, se aprobó el “Plan de Acceso Universal a la Energía 2013–2022”, que ene como objevo promover, desde el ámbito energéco, un desarrollo económico eciente, sustentable con el medio ambiente y con equidad. El plan contempla implementar proyectos que permitan ampliar el acceso universal al suministro energéco, orientados a generar una mayor y mejor calidad de vida de las poblaciones de menores recursos en el país. El FISE y los proyectos de expansión del consumo del gas natural en el Perú

Uno de los nes del FISE es lograr la masicación del uso del GN en los sectores residencial y vehicular; para ello, acorde a la normava vigente57,

el FISE ene previsto el nanciamiento de proyectos que promuevan el acceso a la energía de las poblaciones vulnerables para sasfacer sus necesidades básicas energécas -iluminación, cocción, calefacción y comunicación- señaladas en el Plan de Acceso Universal a la Energía. Dicho plan, elaborado por el MINEM, considera el uso del energéco disponible y el uso de tecnologías más ecientes para cada necesidad idencada. Asimismo se ha previsto dos proyectos para expandir el uso de este energéco en las modalidades de GNC y GNL a diferentes zonas del país. Estos proyectos serán explicados con mayor detalle en el Capítulo 11. A connuación se detalla la parcipación del FISE con el objevo de impulsar estos proyectos de expansión de consumo del GN en el Perú. Véase el formato digital del anexo del presente capítulo para una explicación gráca de la distribución vía GNC. Parcipación del FISE en el proyecto de expansión del consumo del gas natural ulizando GNC

De acuerdo a lo normava vigente a la suscripción del Contrato, el ingreso por FISE cubrirá la diferencia entre el volumen mínimo y volumen real, para pagar los costos jos ; así como para cubrir la diferencia entre el precio de venta ofertado y el precio venta del GNV

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que se establezca, por el volumen real. Es decir, el FISE contribuirá para que la población de estas ciudades tenga acceso con bajo precio al gas natural para uso residencial y vehicular. Parcipación del FISE en el proyecto de expansión del consumo del gas natural ulizando GNL

Según el contrato de concesión rmado58, los recursos del FISE podrán emplearse con la nalidad de ampliar el número de conexiones residenciales. Las conexiones con los recursos del FISE deberán realizarse para poblaciones vulnerables y donde no sea viable económicamente para el concesionario la ampliación de las redes externas. Los gobiernos regionales pueden parcipar en el tendido de la red en las zonas donde el concesionario no tenga cobertura.

Como el lector pudo apreciar, la demanda interna de GN ha sido abastecida sasfactoriamente por el gas proveniente de Camisea. De igual manera, el dinamismo del comercio mundial de GN y en parcular del GNL, dado su mayor nivel de compevidad frente a otros energécos como el petróleo, ofreció una oportunidad para dinamizar el desarrollo del mercado de GN en nuestro país, incenvando su producción a mayor escala. Bajo este contexto, se fue desarrollando el Proyecto de Exportación de GNL, el cual a la fecha exporta a México, Japón, Corea del Sur y España. El siguiente capítulo aborda la exportación de GNL en el contexto internacional y la reconformación del consorcio de exportación en el Perú.

Como se ha podido observar en la presente sección, el FISE, en cumplimiento de los lineamientos de su creación, parcipa de los proyectos que buscan expandir el uso de GN en las diferentes zonas del país. Esta parcipación consiste principalmente en ulizar los recursos necesarios para viabilizar los proyectos y con ello lograr el acceso universal a la energía pero logrando también la disponibilidad del GN para los hogares bajo condición de pobreza del país

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GESTIÓN ABUNDANCIA DE LA

EL PROYECTO DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUEFACTADO


GESTIÓN ABUNDANCIA DE LA

EL PROYECTO DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUEFACTADO

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N Ó I C A C I F I S A G E R . 4 E T R O P S

R O L A V E D A N E D

N A R T . 3 . N Ó I C C A F E U C I L . 2

A C

L

Los países desarrollados y en desarrollo requieren cada vez de más energía, y sobre todo de energía barata y poco contaminante como el GNL, uno de los productos energécos que viene incrementando su dinámica comercial en el mundo. El GNL ha traído consigo la expansión del mercado de GN a través de canales alternavos a los tradicionales ductos.

9.1 El mercado mundial de GNL: exportaciones e importaciones

En el mundo existen tres importantes mercados regionales de GNL: Asia (Japón y Corea del Sur), Europa y Estados Unidos. Los principales demandantes de GNL están ubicados en Asia, debido a que dependen completamente de las importaciones de GNL, a diferencia de la Unión Europea y EE.UU. que cuentan además con gasoductos sicos internacionales para importar GN, tales como los gasoductos entre Rusia y Europa y los gasoductos entre Canadá y EE. UU.

A connuación se expondrá los principales movimientos comerciales de GNL en el mundo, expresados en las exportaciones e importaciones a nivel mundial.

Como se ha mencionado en el Capítulo 2, el comercio mediante GNL representa cerca del 30% del comercio mundial de GN, constuyéndose en los úlmos años como una tendencia a desarrollar en la industria gasífera en los diferentes países. Véase la Ilustración N° 9-2 para los ujos comerciales entre los países a nivel mundial en el año 2013.

L N G l e d s a c  s í r e t c a r a c y s e c n a c l A : 1 9 ° N n ó i c a r t s u l I


T E K R A M

N Ó I C C U D O R P . 1

N Ó I C I S O P M O C

% 5 9 O N A T E M

% 5 S O R T O

O L D A A R T U C T A A F N E S U A C I G L

o n o n o e g o a n ó p t a r n o t a r u i t E P B N - - - -

Exportaciones de GNL a nivel mundial

Las exportaciones del GNL han seguido una tendencia al alza tanto en volumen exportado como en número de países involucrados. De En la región de Asia la industria del GNL se desarrolló desde los años acuerdo a Brish Petroleum (2014), a nales del 2013 el número de 70. Ésta es la región más dinámica en cuanto al comercio del GNL, países exportadores de GNL oscilaba alrededor de 20, totalizando un encontrándose aquí el principal importador y el principal exportador volumen exportado de 31,477 MMPCD; sin embargo, tuvo un leve de GNL a nivel mundial, Japón y Qatar, respecvamente. deceso de 0.8% con respecto al año anterior. Para más detalle véase el formato digital del anexo del presente capítulo. Con la nalidad de ver los alcances y caracteríscas del GNL se muestra la siguiente Ilustración N° 9-1.

S A C I T S Í R E T C A R A C

o c i x ó t C ° o n 1 s , e o 6 c 1 v - e i : v s n 0 o r ó 0 r i s 6 r : o c e n i v e t n m n o u a , c l o e o r o d V l a e o r d c u n I n t a i ó , r c o e c r p u o d d m e e o n T R I

u C t C B J , M P B M r N o , p b u $ H S U y r N : n Ó n e I ó C i I c H : D c s a E s i o M n c a e r r T p e e d d s d e a c d i i n d n U Í

n i m g r e n i s O E E O : n ó i c a r o b a l E . n i m g r e n i s O N G F G : e t n e u F

N Ó I C A C I F I S A G E R . 4


T E K R A M

E T R

O P S N A R T . 3 . N Ó I C C A F E U C I L . 2

R O L A V E D A N E D A C

L

Los países desarrollados y en desarrollo requieren cada vez de más energía, y sobre todo de energía barata y poco contaminante como el GNL, uno de los productos energécos que viene incrementando su dinámica comercial en el mundo. El GNL ha traído consigo la expansión del mercado de GN a través de canales alternavos a los tradicionales ductos.

9.1 El mercado mundial de GNL: exportaciones e importaciones

En el mundo existen tres importantes mercados regionales de GNL: Asia (Japón y Corea del Sur), Europa y Estados Unidos. Los principales demandantes de GNL están ubicados en Asia, debido a que dependen completamente de las importaciones de GNL, a diferencia de la Unión Europea y EE.UU. que cuentan además con gasoductos sicos internacionales para importar GN, tales como los gasoductos entre Rusia y Europa y los gasoductos entre Canadá y EE. UU.

A connuación se expondrá los principales movimientos comerciales de GNL en el mundo, expresados en las exportaciones e importaciones a nivel mundial.

Como se ha mencionado en el Capítulo 2, el comercio mediante GNL representa cerca del 30% del comercio mundial de GN, constuyéndose en los úlmos años como una tendencia a desarrollar en la industria gasífera en los diferentes países. Véase la Ilustración N° 9-2 para los ujos comerciales entre los países a nivel mundial en el año 2013.

L N G l e d s a c  s í r e t c a r a c y s e c n a c l A : 1 9 ° N n ó i c a r t s u l I

N Ó I C C U D O R P . 1

N Ó I C I S O P M O C

% 5 9 O N A T E M

% 5 S O R T O

C u t C B J , M P

O L D A A R T U C T A A F N E S U A C I G L

o n o n o e g o a n ó a r n p o t t a r u i t E P B N - - - -

Exportaciones de GNL a nivel mundial

Las exportaciones del GNL han seguido una tendencia al alza tanto en volumen exportado como en número de países involucrados. De En la región de Asia la industria del GNL se desarrolló desde los años acuerdo a Brish Petroleum (2014), a nales del 2013 el número de 70. Ésta es la región más dinámica en cuanto al comercio del GNL, países exportadores de GNL oscilaba alrededor de 20, totalizando un encontrándose aquí el principal importador y el principal exportador volumen exportado de 31,477 MMPCD; sin embargo, tuvo un leve de GNL a nivel mundial, Japón y Qatar, respecvamente. deceso de 0.8% con respecto al año anterior. Para más detalle véase el formato digital del anexo del presente capítulo. Con la nalidad de ver los alcances y caracteríscas del GNL se muestra la siguiente Ilustración N° 9-1.

S A C I T S Í R E T C A R A C

B M r N o , p b u $ H S U y N : r n Ó n e I ó C i I c H : D c a s E s o i M n c a e r r p T e e d d d s a e c d i i n d n U Í

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A diez años del proyecto Camisea 8 . 5 3

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El principal exportador de GNL a nivel mundial fue Qatar al comercializar 10,220 MMPCD en el 2013, lo que representó el 32.5% del total exportado. Debemos resaltar que el principal país exportador en el connente americano fue Trinidad y Tobago al exportar cerca del 6.1% del total, conviréndolo en el sexto país más importante en cuanto a exportaciones de GNL en el 2013. Por otro lado Perú, que se integró al mercado en el año 2010, representó el 1.73% de las exportaciones de GNL en el mundo a nales del 2013.

país relevante fue Corea del Sur al importar el 16,6% del total mundial Asimismo los cinco principales países han sido del connente asiáco, representando el 71.5% del total. Para mayor detalle véase en el formato digital del anexo del presente capítulo.

Respecto a los países europeos que exportan GNL resalta el caso de Noruega; siendo este el máximo contribuyente de este connente representando el 1.43% del total mundial.

Considerando las reservas de GN con las que cuenta el Perú, volumen superior al consumido internamente, y a la demanda existente en el exterior se puso en marcha el proyecto de exportación de GNL, o también llamado PERÚ LNG. El consorcio Perú LNG SRL se constuyó en marzo del 2003, cuya parcipación accionaria está conformado por: (i) Perú LNG Partner Company LLC (0.5%) y ii) Perú LNG Company LLC (99.5%), donde ésta úlma ene el 100% de las acciones de Perú LNG Partner Company LLC.

Importaciones de GNL a nivel mundial

9.2 El proyecto de exportación de Perú LNG Descripción y condiciones del proyecto

Respecto a las importaciones mundiales de GNL, el número de países importadores en el mundo fue 26 en el año 2013. De este grupo de países, los principales importadores del mundo son Japón, Corea del Sur, China, entre otros países que presentan condiciones geográcas Asimismo la relación entre los miembros del Consorcio Perú LNG no aptas para el comercio tradicional (gasoductos) de GN. Company LLC se regula a través de Limited Liability Company Agreement (contrato LLC)59 que establece las obligaciones y derechos El principal importador fue Japón al comprar 11,513 MPCD, lo que de sus integrantes. La parcipación de los miembros de Perú LNG representó el 36.6% del total importado a nivel mundial. El segundo Company LLC está conformada por Perú Hunt LNG Funding Company

A diez años del proyecto Camisea 8 . 5 3

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El principal exportador de GNL a nivel mundial fue Qatar al comercializar 10,220 MMPCD en el 2013, lo que representó el 32.5% del total exportado. Debemos resaltar que el principal país exportador en el connente americano fue Trinidad y Tobago al exportar cerca del 6.1% del total, conviréndolo en el sexto país más importante en cuanto a exportaciones de GNL en el 2013. Por otro lado Perú, que se integró al mercado en el año 2010, representó el 1.73% de las exportaciones de GNL en el mundo a nales del 2013.

país relevante fue Corea del Sur al importar el 16,6% del total mundial Asimismo los cinco principales países han sido del connente asiáco, representando el 71.5% del total. Para mayor detalle véase en el formato digital del anexo del presente capítulo.

Respecto a los países europeos que exportan GNL resalta el caso de Noruega; siendo este el máximo contribuyente de este connente representando el 1.43% del total mundial.

Considerando las reservas de GN con las que cuenta el Perú, volumen superior al consumido internamente, y a la demanda existente en el exterior se puso en marcha el proyecto de exportación de GNL, o también llamado PERÚ LNG. El consorcio Perú LNG SRL se constuyó en marzo del 2003, cuya parcipación accionaria está conformado por: (i) Perú LNG Partner Company LLC (0.5%) y ii) Perú LNG Company LLC (99.5%), donde ésta úlma ene el 100% de las acciones de Perú LNG Partner Company LLC.

Importaciones de GNL a nivel mundial

9.2 El proyecto de exportación de Perú LNG Descripción y condiciones del proyecto

Respecto a las importaciones mundiales de GNL, el número de países importadores en el mundo fue 26 en el año 2013. De este grupo de países, los principales importadores del mundo son Japón, Corea del Sur, China, entre otros países que presentan condiciones geográcas Asimismo la relación entre los miembros del Consorcio Perú LNG no aptas para el comercio tradicional (gasoductos) de GN. Company LLC se regula a través de Limited Liability Company Agreement (contrato LLC)59 que establece las obligaciones y derechos El principal importador fue Japón al comprar 11,513 MPCD, lo que de sus integrantes. La parcipación de los miembros de Perú LNG representó el 36.6% del total importado a nivel mundial. El segundo Company LLC está conformada por Perú Hunt LNG Funding Company

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A diez años del proyecto Camisea Cuadro N° 9-1: Principales contratos del proyecto de exportación Perú LNG Contrato

Alcances Contr atosuscrito el 12deenerodel2006entrePerúLNGyel EstadoPeruano. Tambiénsecelebró unconveniocon rangodeContrato Leyque prohíbealgobiernoperuanomodificar oenmendarlos términos delmismode maneraunilateral. Lavigenciadelconvenioesde40 añospermitiendoaPerú LNG:instalar,poseery operarunaplanta deLNG, asícomo exportar;yotorgara losaccionistasciertasgarantíasde estabilidadtributaria. ElBCRPintervinootorgandola estabilidadenel tipode cambio asícomo tambiénasegurandolalibre disposicióndelas divisas generadastantoexternascomointernas. 





InvestmentAgreement



Suscritoel29 deJulio de2005entre RepsolComercializadorade Gas(alafechaShell) y PerúLNG. Shellestáobligadoa adquirir0.2TCF (4.2MMTMA)bajo la modalidadde“takeor pay”. Elperío doesde18añosdesdesuentradaenoperación comercial. 

LNG Sale and Purchase Agreement(SPA)





Suscritoel01 deJulio del2011entre RepsolComercializadora deGas(alafechaShell)yPerúLNG. Seacordóqueel preciodeventadeGNLy elprecio decompra deGNseindexaránalmismomarcadorsegúneldestinoalque seaenviadoel GNL. 

Amended and Restated LNG Sale and Purchase Agreement



:

Fuente: Equilibrium Clasicadora de Riesgo. Elaboración: OEE-Osinergmin : (40%), SK Innovaon (20%), Shell Gas BV (20%), Camisea LNG (Holding) Company (10%) y Marubeni LNG Development B.V (10% ).

para recibir buques tanque con una capacidad mínima de 90,000 m3 y una capacidad máxima de 173,400 m3 de GNL.

De acuerdo a DAR (2012), la empresa Repsol CG fue la encargada de comercializar el 100% del GNL que produzca el proyecto (4.2 MMTMA60 o 0.20 TCF) hasta el año 201361, mediante Take or Pay en el contrato Sales and Purchase Agreement.

• Un gasoducto, de 34 pulgadas de diámetro y 408 km de longitud, que conecta la planta de GNL con el gasoducto de TGP, al nal de su tramo selva. El gasoducto ene una capacidad de transporte de 745 MMPCD (+/- 10%) de GN seco y transporta el GN desde este punto de conexión, ubicado en la localidad de Chiquinrca (región de Ayacucho), hasta la planta de GNL ubicada en la localidad de Melchorita (costa sur de la región Lima).

En enero del 2006, el MINEM rmó un convenio de inversión con el consorcio Perú LNG para que inicie la construcción del proyecto que demandó un total de US$ 3,791.4 millones los cuales se desnaron a la siguiente infraestructura: • Una planta de GNL con capacidad instalada para la producción de 4.5 MMTMA, que procesa 620 MMPCD. La planta se ubica en Pampa Melchorita entre la ciudad de San Vicente de Cañete y Chincha, aproximadamente a 169 Km al sur de Lima, en un terreno de 521 hectáreas de extensión.

El nanciamiento para el proyecto se efectuó con préstamos de organismos mullaterales como el BlD, IFC, agencias de fomento de exportación como US-EXIM, SACE-Italia, K-EXIM-Corea, el mercado de capitales peruano a través de bonos corporavos que en conjunto sumaron US$ 2,250 millones, y el nanciamiento efectuado directamente por los socios de Perú LNG, evidenciando un alto nivel de capitalización para este po de emprendimientos.

• Instalaciones marímas de 1.4 km de muelle y plataforma, un Normava relacionada a la Exportación de GNL canal de navegación dragado para el ingreso y salida de los buques, remolcadores y un rompeolas de 0.8 km de largo alineado en Las acvidades de hidrocarburos se encuentran reguladas paralelo a la línea costera, con las instalaciones correspondientes principalmente por en Texto Único Ordenado-TUO de la Ley Orgánica

de Hidrocarburos y la Ley de Promoción de la Inversión de Plantas de Procesamiento de GN y su reglamento, en los que están establecidos los derechos, obligaciones y garanas a los que están sujetos las empresas. Los principales contratos se detallan en elCuadro N° 9-1. Adicionalmente se han suscrito otros contratos como el Gas Transportaon Agreement (GTA) con TGP y el Operator Services Agreement (OSA) con Compañía Operadora de LNG del Perú S.A.C.

al puerto de Manzanillo unos 420 MMPCD a un precio equivalente al 91% del Henry Hub. La construcción del proyecto culminó en el primer trimestre de 2010. En los meses de marzo y junio de ese año Osinergmin emió el informe técnico favorable que permió el inicio de las operaciones del gasoducto y la Planta de GNL, respecvamente. El primer embarque se registró en junio de 2010. En marzo del 2012, el Consorcio Camisea envió una carta al MINEM precisando que sustuirán el “compromiso de reserva” del Lote 88 para la exportación por un volumen igual procedente de otros lotes u otros mecanismos que se acuerden entre las partes. En abril del 2012 se rmó el Decreto Supremo Nº 008-2012-EM, por el cual se desna la producción de este lote a la demanda interna. Cabe recalcar que a la fecha, se ha ocializado que estas reservas decir están disponibles sólo para sasfacer la demanda del mercado interno.

Debe destacarse que, el proyecto de exportación requiere 4.2 TCF de GN para los 18 años que dura el contrato; sin embargo, las reservas probadas del Lote 56 son de 2.5 lo cual implica que no existen sucientes para garanzar el cumplimiento del contrato de exportación62. En ese sendo, con el objevo de que el nanciamiento del proyecto sea viable, parte de las reservas del Lote 88 (cuyas reservas probadas son de 8.4 TCF) se incluyero n como disponibles en caso de ser necesario, a manera de cobertura de riesgo, modicándose Situación actual de las exportaciones de GNL en el Perú el contrato de ese lote en diciembre del 2005 a través del Decreto Supremo N° 050-2005-EM, que permite renegociar el contrato del Lote 88 para poder El inicio de las exportaciones de GNL del Perú se realizó en un contexto exportar sus reservas. donde el precio del GN en Estados Unidos presentaba una drásca caída en su cozación en comparación con lo reportado en los años anteriores63. En febrero del 2006, se rmó un contrato de venta de GNL entre la Comisión Lo anterior fue como consecuencia de la recesión económica en EE. UU., la Federal de Electricidad de México (CFE) y la empresa Repsol durante un reducción de la demanda y el descubrimiento de cuanosas reservas de shale periodo de 15 años. De acuerdo al contrato con México, Repsol debía exportar gas.

A diez años del proyecto Camisea Cuadro N° 9-1: Principales contratos del proyecto de exportación Perú LNG Contrato

Alcances Contr atosuscrito el 12deenerodel2006entrePerúLNGyel EstadoPeruano. Tambiénsecelebró unconveniocon rangodeContrato Leyque prohíbealgobiernoperuanomodificar oenmendarlos términos delmismode maneraunilateral. Lavigenciadelconvenioesde40 añospermitiendoaPerú LNG:instalar,poseery operarunaplanta deLNG, asícomo exportar;yotorgara losaccionistasciertasgarantíasde estabilidadtributaria. ElBCRPintervinootorgandola estabilidadenel tipode cambio asícomo tambiénasegurandolalibre disposicióndelas divisas generadastantoexternascomointernas. 

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Suscritoel29 deJulio de2005entre RepsolComercializadorade Gas(alafechaShell) y PerúLNG. Shellestáobligadoa adquirir0.2TCF (4.2MMTMA)bajo la modalidadde“takeor pay”. Elperío doesde18añosdesdesuentradaenoperación comercial. 

LNG Sale and Purchase Agreement(SPA)

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Suscritoel01 deJulio del2011entre RepsolComercializadora deGas(alafechaShell)yPerúLNG. Seacordóqueel preciodeventadeGNLy elprecio decompra deGNseindexaránalmismomarcadorsegúneldestinoalque seaenviadoel GNL. 

Amended and Restated LNG Sale and Purchase Agreement

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Fuente: Equilibrium Clasicadora de Riesgo. Elaboración: OEE-Osinergmin : (40%), SK Innovaon (20%), Shell Gas BV (20%), Camisea LNG (Holding) Company (10%) y Marubeni LNG Development B.V (10% ).

para recibir buques tanque con una capacidad mínima de 90,000 m3 y una capacidad máxima de 173,400 m3 de GNL.

De acuerdo a DAR (2012), la empresa Repsol CG fue la encargada de comercializar el 100% del GNL que produzca el proyecto (4.2 MMTMA60 o 0.20 TCF) hasta el año 201361, mediante Take or Pay en el contrato Sales and Purchase Agreement.

• Un gasoducto, de 34 pulgadas de diámetro y 408 km de longitud, que conecta la planta de GNL con el gasoducto de TGP, al nal de su tramo selva. El gasoducto ene una capacidad de transporte de 745 MMPCD (+/- 10%) de GN seco y transporta el GN desde este punto de conexión, ubicado en la localidad de Chiquinrca (región de Ayacucho), hasta la planta de GNL ubicada en la localidad de Melchorita (costa sur de la región Lima).

En enero del 2006, el MINEM rmó un convenio de inversión con el consorcio Perú LNG para que inicie la construcción del proyecto que demandó un total de US$ 3,791.4 millones los cuales se desnaron a la siguiente infraestructura: • Una planta de GNL con capacidad instalada para la producción de 4.5 MMTMA, que procesa 620 MMPCD. La planta se ubica en Pampa Melchorita entre la ciudad de San Vicente de Cañete y Chincha, aproximadamente a 169 Km al sur de Lima, en un terreno de 521 hectáreas de extensión.

El nanciamiento para el proyecto se efectuó con préstamos de organismos mullaterales como el BlD, IFC, agencias de fomento de exportación como US-EXIM, SACE-Italia, K-EXIM-Corea, el mercado de capitales peruano a través de bonos corporavos que en conjunto sumaron US$ 2,250 millones, y el nanciamiento efectuado directamente por los socios de Perú LNG, evidenciando un alto nivel de capitalización para este po de emprendimientos.

• Instalaciones marímas de 1.4 km de muelle y plataforma, un Normava relacionada a la Exportación de GNL canal de navegación dragado para el ingreso y salida de los buques, remolcadores y un rompeolas de 0.8 km de largo alineado en Las acvidades de hidrocarburos se encuentran reguladas paralelo a la línea costera, con las instalaciones correspondientes principalmente por en Texto Único Ordenado-TUO de la Ley Orgánica

de Hidrocarburos y la Ley de Promoción de la Inversión de Plantas de Procesamiento de GN y su reglamento, en los que están establecidos los derechos, obligaciones y garanas a los que están sujetos las empresas. Los principales contratos se detallan en elCuadro N° 9-1. Adicionalmente se han suscrito otros contratos como el Gas Transportaon Agreement (GTA) con TGP y el Operator Services Agreement (OSA) con Compañía Operadora de LNG del Perú S.A.C.

al puerto de Manzanillo unos 420 MMPCD a un precio equivalente al 91% del Henry Hub. La construcción del proyecto culminó en el primer trimestre de 2010. En los meses de marzo y junio de ese año Osinergmin emió el informe técnico favorable que permió el inicio de las operaciones del gasoducto y la Planta de GNL, respecvamente. El primer embarque se registró en junio de 2010. En marzo del 2012, el Consorcio Camisea envió una carta al MINEM precisando que sustuirán el “compromiso de reserva” del Lote 88 para la exportación por un volumen igual procedente de otros lotes u otros mecanismos que se acuerden entre las partes. En abril del 2012 se rmó el Decreto Supremo Nº 008-2012-EM, por el cual se desna la producción de este lote a la demanda interna. Cabe recalcar que a la fecha, se ha ocializado que estas reservas decir están disponibles sólo para sasfacer la demanda del mercado interno.

Debe destacarse que, el proyecto de exportación requiere 4.2 TCF de GN para los 18 años que dura el contrato; sin embargo, las reservas probadas del Lote 56 son de 2.5 lo cual implica que no existen sucientes para garanzar el cumplimiento del contrato de exportación62. En ese sendo, con el objevo de que el nanciamiento del proyecto sea viable, parte de las reservas del Lote 88 (cuyas reservas probadas son de 8.4 TCF) se incluyero n como disponibles en caso de ser necesario, a manera de cobertura de riesgo, modicándose Situación actual de las exportaciones de GNL en el Perú el contrato de ese lote en diciembre del 2005 a través del Decreto Supremo N° 050-2005-EM, que permite renegociar el contrato del Lote 88 para poder El inicio de las exportaciones de GNL del Perú se realizó en un contexto exportar sus reservas. donde el precio del GN en Estados Unidos presentaba una drásca caída en su cozación en comparación con lo reportado en los años anteriores63. En febrero del 2006, se rmó un contrato de venta de GNL entre la Comisión Lo anterior fue como consecuencia de la recesión económica en EE. UU., la Federal de Electricidad de México (CFE) y la empresa Repsol durante un reducción de la demanda y el descubrimiento de cuanosas reservas de shale periodo de 15 años. De acuerdo al contrato con México, Repsol debía exportar gas.

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- N° 9-2: Parcipación porcentual del GNL en la exportación de Hidrocarburos, 2013 Gráco

Gráco N° 9-1: Parcipación porcentual de los volúmenes exportados de GNL a los principales desnos de exportación, 2010-2013

a) Corea del Sur

31%

5%

México

11%

31%

17%

11%

2010

8%

Brasil

27%

2013

5%

62% 8%

Combustiblesresiduales

China

Otros

En seembre de 2007 se adjudicó a Repsol CG (actual Shell Gas BV) un contrato de suministro de gas por un plazo de quince años de GNL a una planta de regasicación en el Puerto de Manzanillo en México. Los volúmenes comprados a Perú LNG por Shell Gas BV serán vendidos principalmente a la CFE. El contrato contempla un incremento en volúmenes durante los primeros años de la puesta en marcha, hasta llegar a entregas estables a parr del año 2014. En el Gráco N° 9-1 se muestra la parcipación porcentual de cada mercado desno, así como los desnos alternavos del año 2010 debido a que la planta de Manzanillo en ese periodo aún no operaba a su máxima capacidad, por tanto se exportó a mercados que pagaban mayoresprecios. En el año 2012 se embarcaron 53 naves con 3.92 MMTMA y en el 2013 se embarcaron 57 naves con 4.28 MMTMA. Si medimos la relevancia de la exportación de GNL frente a otros hidrocarburos, el GNL supera ampliamente en MBls a otros hidrocarburos exportados en el año 2013. Respecto a la relevancia del GNL en términos monetarios, éste constuye el segundo hidrocarburo que genera más valor monetario después de las gasolinas y naas. Así, el GNL solamente representa el 27% mientras que las gasolinas y naas acumulan el 31% del total exportado en el 2013.Véase el Gráco N° 9-2.

Fuente: MINEM. Elaboración OEE-Osinergmin

Luego de diez años de iniciado el proyecto Camisea, es necesario realizar un balance del impacto que ha signicado dicha fuente de energía en nuestro país. El mismo no debe restringirse a aquellos sectores que han consumido directamente este energéco (generadores eléctricos, clientes vehiculares, residenciales, comerciales e industriales), sino que debe incluir los benecios en las nanzas públicas y la balanza comercial de hidrocarburos en el país. Por ello, en el próximo capítulo se realizará el análisis de los efectos económicos de la industria de GN, en parcular del proyecto Camisea en la economía peruana.

GPL/propano/butano Gasolina/naftas Turbo jet A1/kerotubo

Diesel2/bunkers

GNL

Fuente: BP Stascal Review of World Energy (2012). Elaboración: OEE- Osinergmin

Los países de Asia, que son los más grandes importadores de GNL, constuyen la zona de mayor crecimiento mundial de consumo de GN (3.9% anual en promedio). A diciembre de 2013 el Japan Korea Marker (JKM) cozó a US$ 18.65 por MMBTU en promedio, mientras que el UK NBP tuvo una cozación promedio de US$ 10.94 por MMBTU, conrmándose la tendencia de que los marcadores asiácos y europeos manenen una cozación más alta y estable que el Henry Hub) haciendo que el proyecto Perú LNG se mantenga como una fuente atracva de suministro para dichos mercados.

3%

Gasolina/naftas

Canadá

44%

Según estudios de la EIA (2014) se esma que en el largo plazo, los precios internacionales del GN se incrementarán debido a la demanda de generadores eléctricos, residenciales y de GNL, aunque la tasa de crecimiento del precio se vería afectada por la producción acumulada esperada de shale gas durante la vida úl de los proyectos de exportación de GNL como el peruano. De esta manera, la tasa de desarrollo de los pozos de shale gas juega un rol importante en la determinación de los precios futuros, no solo en los relacionados al gas de esquisto, sino también en los relacionados al GN convencional, lo cual puede efectuar la rentabilidad de los proyectos de exportación de GNL como el peruano.

Petróleocrudo

11% 27%

Turbo jet A1/kerotubo Bélgica

4%

b) Participación en millones de US$

Petróleo crudo GPL/propano/butano

Estados Unidos

14%

3%

Japón

9% 5% 4%

Participación en MBls

31% 15%

Diesel2/bunkers Combustiblesresiduales GNL

1%

12%

Otros


- N° 9-2: Parcipación porcentual del GNL en la exportación de Hidrocarburos, 2013 Gráco

Gráco N° 9-1: Parcipación porcentual de los volúmenes exportados de GNL a los principales desnos de exportación, 2010-2013

a) Corea del Sur

31%

5%

México

11%

31%

17%

11%

2010

Bélgica

8%

Brasil

4%

27%

2013

5%

62% 8%

Según estudios de la EIA (2014) se esma que en el largo plazo, los precios internacionales del GN se incrementarán debido a la demanda de generadores eléctricos, residenciales y de GNL, aunque la tasa de crecimiento del precio se vería afectada por la producción acumulada esperada de shale gas durante la vida úl de los proyectos de exportación de GNL como el peruano. De esta manera, la tasa de desarrollo de los pozos de shale gas juega un rol importante en la determinación de los precios futuros, no solo en los relacionados al gas de esquisto, sino también en los relacionados al GN convencional, lo cual puede efectuar la rentabilidad de los proyectos de exportación de GNL como el peruano. Los países de Asia, que son los más grandes importadores de GNL, constuyen la zona de mayor crecimiento mundial de consumo de GN (3.9% anual en promedio). A diciembre de 2013 el Japan Korea Marker (JKM) cozó a US$ 18.65 por MMBTU en promedio, mientras que el UK NBP tuvo una cozación promedio de US$ 10.94 por MMBTU, conrmándose la tendencia de que los marcadores asiácos y europeos manenen una cozación más alta y estable que el Henry Hub) haciendo que el proyecto Perú LNG se mantenga como una fuente atracva de suministro para dichos mercados.

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GPL/propano/butano Gasolina/naftas Turbo jet A1/kerotubo

Diesel2/bunkers Combustiblesresiduales

China

Otros

En el Gráco N° 9-1 se muestra la parcipación porcentual de cada mercado desno, así como los desnos alternavos del año 2010 debido a que la planta de Manzanillo en ese periodo aún no operaba a su máxima capacidad, por tanto se exportó a mercados que pagaban mayoresprecios.

3%

Turbo jet A1/kerotubo

GNL

En seembre de 2007 se adjudicó a Repsol CG (actual Shell Gas BV) un contrato de suministro de gas por un plazo de quince años de GNL a una planta de regasicación en el Puerto de Manzanillo en México. Los volúmenes comprados a Perú LNG por Shell Gas BV serán vendidos principalmente a la CFE. El contrato contempla un incremento en volúmenes durante los primeros años de la puesta en marcha, hasta llegar a entregas estables a parr del año 2014.

Petróleocrudo

11% 27%

Gasolina/naftas

Canadá

44%

Fuente: BP Stascal Review of World Energy (2012). Elaboración: OEE- Osinergmin

b) Participación en millones de US$

Petróleo crudo GPL/propano/butano

Estados Unidos

14%

3%

Japón

9% 5% 4%

Participación en MBls

31% 15%

Diesel2/bunkers Combustiblesresiduales GNL

1%

12%

Otros

Fuente: MINEM. Elaboración OEE-Osinergmin

Luego de diez años de iniciado el proyecto Camisea, es necesario realizar un balance del impacto que ha signicado dicha fuente de energía en nuestro país. El mismo no debe restringirse a aquellos sectores que han consumido directamente este energéco (generadores eléctricos, clientes vehiculares, residenciales, comerciales e industriales), sino que debe incluir los benecios en las nanzas públicas y la balanza comercial de hidrocarburos en el país. Por ello, en el próximo capítulo se realizará el análisis de los efectos económicos de la industria de GN, en parcular del proyecto Camisea en la economía peruana.

En el año 2012 se embarcaron 53 naves con 3.92 MMTMA y en el 2013 se embarcaron 57 naves con 4.28 MMTMA. Si medimos la relevancia de la exportación de GNL frente a otros hidrocarburos, el GNL supera ampliamente en MBls a otros hidrocarburos exportados en el año 2013. Respecto a la relevancia del GNL en términos monetarios, éste constuye el segundo hidrocarburo que genera más valor monetario después de las gasolinas y naas. Así, el GNL solamente representa el 27% mientras que las gasolinas y naas acumulan el 31% del total exportado en el 2013.Véase el Gráco N° 9-2. -155-


“La Agencia Internacional de la Energía (IEA) prevé un escenario en que el mundo va a entrar a una ‘era dorada del gas natural’: durante los próximos treinta o cuarenta años, el gas pasará a ser la fuente energética predominante, por encima del petróleo, debido a su relativa abundancia proveniente de yacimientos convencionales y no convencionales. Dado el desarrollo de esta industria en el Perú durante los últimos diez años, y las políticas de Estado para promover su uso, el país se encuentra en el rumbo correcto para entrar a esta era del gas abundante. Lo que faltaría en el Perú es crear un marco legal adecuado para regular la explotación de fuentes no convencionales en el país, tal como el establecido en Estados Unidos, a fin de garantizar el cuidado del medio ambiente y la sostenibilidad de los ecosistemas en las futuras zonas de explotación de shale gas.” Arturo L. Vásquez Cordano, Ph.D., Gerente de la Oficina de Estudios Económicos


“La Agencia Internacional de la Energía (IEA) prevé un escenario en que el mundo va a entrar a una ‘era dorada del gas natural’: durante los próximos treinta o cuarenta años, el gas pasará a ser la fuente energética predominante, por encima del petróleo, debido a su relativa abundancia proveniente de yacimientos convencionales y no convencionales. Dado el desarrollo de esta industria en el Perú durante los últimos diez años, y las políticas de Estado para promover su uso, el país se encuentra en el rumbo correcto para entrar a esta era del gas abundante. Lo que faltaría en el Perú es crear un marco legal adecuado para regular la explotación de fuentes no convencionales en el país, tal como el establecido en Estados Unidos, a fin de garantizar el cuidado del medio ambiente y la sostenibilidad de los ecosistemas en las futuras zonas de explotación de shale gas.” Arturo L. Vásquez Cordano, Ph.D., Gerente de la Oficina de Estudios Económicos -156-

-157-


HUELLAS ENERGÍA LIMPIA DE

IMPACTOS ECONÓMICOS DEL PROYECTO CAMISEA


HUELLAS ENERGÍA LIMPIA DE

IMPACTOS ECONÓMICOS DEL PROYECTO CAMISEA

-158-

-159-


Ilustración N°10-1: Flujo comercial del GN y LGN en el mercado interno, 2013*

Gas 179,812 MM PC

r r rrr r

61.5%

Generación 24.6% 10.3%*

Industrial 0.5% 10.3%*

C

l proyecto Camisea ha permido la transición del consumo de combusbles fósiles hacia el consumo del GN, transformando la matriz energéca del país y generando en el proceso importantes impactos en el ámbito social, económico y ambiental. Respecto al primero, solo durante la etapa de construcción64 se generaron más de 9 mil puestos de trabajo directo y alrededor de 3 mil puestos anuales adicionales asociados al proyecto de exportación (Apoyo Consultoría 2007). Por otra parte, la sustución del uso de combusbles fósiles en los sectores industrial65, eléctrico, transporte y residencial ha generado signicavos ahorros económicos en el ámbito operavo y en términos de eciencia energéca. Asimismo, la sustución de importación del GLP, respaldado por el fraccionamiento de los LGN y la exportación de GNL, han atenuado progresivamente los registros de décits en la balanza comercial de hidrocarburos, reduciendo la dependencia energéca del país. Por úlmo, en relación al impacto ambiental, se esma que el uso del GN habría permido una mejora en los indicadores de calidad del aire al reducir las concentraciones de material parculado en 70% y de óxido de sulfuro en casi el 100% respecto a la combusón en base a diésel (MINEM 2008). El presente capítulo se enfocará en los principales impactos económicos generados a parr del inicio de operaciones del proyecto Camisea

entre los disntos sectores involucrados. En ese sendo, se presentan tres subcapítulos a n de diferenciar el impacto en el sector privado, público y externo. El primero de ellos se enfoca en el benecio de los usuarios de GN en la generación eléct rica y, en el sector vehicular, residencial, comercial e industrial. Con respecto al sector público, se abordará el impacto de Camisea en las nanzas públicas a través de la generación de impuestos y regalías. Finalmente, el subcapítulo sobre el sector externo detalla los impactos sobre la balanza comercial de hidrocarburos en el país.

10.1 Impacto Económico en el Sector Privado

Camisea Lote 88

Comercio 17.76 MM Bls

0.5% AA AA A A

55.1%

Residencial Flujo del Gas Flujo de los L íquidos de Gas Natural

Líquidos de GasNatural (solo GLP)

12.9% 24.2%

Transporte La magnitud del impacto económico del proyecto Camisea no registra precedentes en elpaís. De ahí que, elefecto sustución- propiciado por los bajos niveles relavos de las tarifas de GN, hasta los impactos en la balanza comercial, debido a la reducción la vulnerabilidad del país a eventuales crisis energécas, y el efecto en el mercado eléctrico, generado por la mejora en la eciencia energéca de las centrales de ciclo combinado-, han propiciado un cambio estructural en los sistemas producvos de muchas industrias y en la vida codiana de un gran número de hogares.

Fuente: GFGN-Osinergmin, MINEM, Encuesta Nacional de Hogares (ENAHO-2013), Encuesta Residencial de Consumo y Usos de Energía (ERCUE-2013). Elaboración: OEE-Osinergmin. *Información referencial


Ilustración N°10-1: Flujo comercial del GN y LGN en el mercado interno, 2013*

61.5%

Gas 179,812 MM PC

Generación

r rrr r r

24.6% 10.3%*

Industrial 0.5% 10.3%*

C

l proyecto Camisea ha permido la transición del consumo de combusbles fósiles hacia el consumo del GN, transformando la matriz energéca del país y generando en el proceso importantes impactos en el ámbito social, económico y ambiental. Respecto al primero, solo durante la etapa de construcción64 se generaron más de 9 mil puestos de trabajo directo y alrededor de 3 mil puestos anuales adicionales asociados al proyecto de exportación (Apoyo Consultoría 2007). Por otra parte, la sustución del uso de combusbles fósiles en los sectores industrial65, eléctrico, transporte y residencial ha generado signicavos ahorros económicos en el ámbito operavo y en términos de eciencia energéca. Asimismo, la sustución de importación del GLP, respaldado por el fraccionamiento de los LGN y la exportación de GNL, han atenuado progresivamente los registros de décits en la balanza comercial de hidrocarburos, reduciendo la dependencia energéca del país. Por úlmo, en relación al impacto ambiental, se esma que el uso del GN habría permido una mejora en los indicadores de calidad del aire al reducir las concentraciones de material parculado en 70% y de óxido de sulfuro en casi el 100% respecto a la combusón en base a diésel (MINEM 2008).

entre los disntos sectores involucrados. En ese sendo, se presentan tres subcapítulos a n de diferenciar el impacto en el sector privado, público y externo. El primero de ellos se enfoca en el benecio de los usuarios de GN en la generación eléct rica y, en el sector vehicular, residencial, comercial e industrial. Con respecto al sector público, se abordará el impacto de Camisea en las nanzas públicas a través de la generación de impuestos y regalías. Finalmente, el subcapítulo sobre el sector externo detalla los impactos sobre la balanza comercial de hidrocarburos en el país.

10.1 Impacto Económico en el Sector Privado

Camisea Lote 88

Comercio 0.5%

17.76 MM Bls

AA AA A A

55.1%

Residencial Flujo del Gas Flujo de los L íquidos de Gas Natural

Líquidos de GasNatural (solo GLP)

12.9% 24.2%

Transporte La magnitud del impacto económico del proyecto Camisea no registra precedentes en elpaís. De ahí que, elefecto sustución- propiciado por los bajos niveles relavos de las tarifas de GN, hasta los impactos en la balanza comercial, debido a la reducción la vulnerabilidad del país a eventuales crisis energécas, y el efecto en el mercado eléctrico, generado por la mejora en la eciencia energéca de las centrales de ciclo combinado-, han propiciado un cambio estructural en los sistemas producvos de muchas industrias y en la vida codiana de un gran número de hogares.

Fuente: GFGN-Osinergmin, MINEM, Encuesta Nacional de Hogares (ENAHO-2013), Encuesta Residencial de Consumo y Usos de Energía (ERCUE-2013). Elaboración: OEE-Osinergmin. *Información referencial

El presente capítulo se enfocará en los principales impactos económicos generados a parr del inicio de operaciones del proyecto Camisea -160-

-161-


Gráco N° 10-1: Comparación de la evolución de la demanda de GN esmado y real

Cuadro N° 10-1: Periodos de recuperación del capital con y sin descuento promocional

600 DemandaEstimada Demanda Real

Sin descuento (en US$)

500 493 464 429

400 D C P M M

364

343

300 259

200

204 127

100 87

0

Años

84

219

275 246

292

312

266

189

106

81

19

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: GFGN-Osinergmin, MINEM y OEE-2004-Osinergmin. Elaboración: OEE – Osinergmin.

La ilustración N 10-1 permite idencar a los sectores beneciados por el proyecto Camisea. En relación al ujo del GN, la demanda se ha concentrado en los sectores eléctrico e industrial, registrando en el año 2013 un consumo equivalente al 61.8% y 24.5% de la demanda total respecvamente. Por otra parte, el consumo residencial solo representó el 0.5% de la demanda total a pesar de alcanzar los 160 mil clientesconectados. Respecto al ujo de los LGN66, se esma que el sector de mayor parcipación fue el residencial, cuyo consumo representó el 55.1% de la demanda total de GLP para el mercado interno. En base a la información de la Encuesta Nacional de Hogares (ENAHO)67, se esmó que para elaño 2013 el número de hogares que declararon ulizar el GLP como fuente de energía para la cocción de alimentos fue de 5.8 millones.

la demanda alcanzaría un consumo equivalente a los 343 MMPCD. No obstante, la demanda real superó en 1.44 veces la demanda proyectada, alcanzando un nivel de consumo equivalente a los 493 MMPCD de GN.

10.1.1 Impacto en el Sector Residencial El servicio de distribución de GN hacia el sector residencial permite una conexión directa y connua a una fuente de energía limpia y económica. Para garanzar dicho suministro se requiere de una infraestructura inicial que comprende el derecho de conexión, la acomeda y la instalación interna69.

A mediados del 2004, las esmaciones de demanda residencial preveían un fuerte crecimiento del número de hogares conectados para los primeros cinco años (123% promedio anual)70, lo que El crecimiento de la demanda de GN ha sobrepasado favorablemente equivaldría a 67 mil conexiones domiciliarias hacia nales del año los escenarios más opmistas registrados antes del inicio de operación 2009. Estas esmaciones se sustentaban por el efecto del nivel relavo del proyecto Camisea, siendo el desempeño macroeconómico del país de las tarifas del GN respecto a su sustuto directo, el GLP envasado, lo y el aumento progresivo de las cozaciones del petróleo las causas que cual representaba un ahorro aproximado del 64% por cada GigaJoule intensicaron las ventajas relavas del GN y propiciaron un crecimiento consumido; sin embargo, la magnitud de los costos de instalación dinámico de los sectores industrial, eléctrico, transporte y comercial. El opacó estas ventajas relavas generando que para el año 2009 solo Gráco N° 10-1 ilustra lo acontecido. La proyección de la demanda de 18 mil hogares cuenten con acceso a este servicio. Para mayor detalle GN durante la primera jación de tarifas68 señalaba que para el año 2013 véase en el formato digital del anexo del presente capítulo.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Inversión y Flujo de caja Flujo de caja Ahorros descontando \1 acumulado -476.2 \2 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3

-476.2 \2 85.3 74.8 65.6 57.5 50.4 44.1 38.7 33.9 29.7

-476.2 \2 -390.9 -316.1 -250.6 -193.1 -142.7 -98.6 -59.9 -26.0 3.7

Con descuento (en US$) Inversión y Flujo de caja Flujo de caja Ahorros descontando \1 acumulado -161.2 \3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3

-161.2 85.3 74.8 65.6 57.5 50.4 44.1 38.7 33.9 29.7

-161.2 -75.9 -1.1 64.4 121.9 172.3 216.4 255.1 289.0 318.7

\1 Se realizó un ajuste por inación y devaluación durante el periodo 2004-2013 a la tasa social de descuento general de 9% publicada por el Ministerio de Economía y Finanzas a través de la Resolución Directoral N° 006-2012-EF/63.01 que modica el anexo asociado a los parámetros de evaluación de inversiones públicas. La tasa social de descuento ajustada es de 14.09%. \2 Considera el costo de inversión de US$ 582.5 menos el ahorro neto operavo de US$ 97.3. \3 Considera el costo de inversión, el descuento promocional y el ahorro neto operavo. Fuente: GART-Osinergmin, Minem. Elaboración: OEE-Osinergmin

:

Como consecuencia y con el n :de impulsar la demanda residencial, en el 2010 se implementaron los descuentos promocionales72, con lo cual la demanda residencial registró un crecimiento excepcional alcanzando los 162 mil usuarios conectados hacia nales del año 2013. El Cuadro N° 10-1 muestra uno de los factores determinantes de lo sucedido. Sin el descuento promocional, la inversión inicial promedio al que se enfrentaba un hogar potencial era de US$ 58372 por concepto de instalación y los ahorros netos operavos por sustución a GN alcanzaban los US$ 97 anuales73. Esto originaba que los benecios netos se alcancen recién al noveno año. Sin embargo, con el acceso al descuento promocional dicho periodo se redujo a la tercera parte, llegando a materializarse los benecios al tercer año. A nueve años de la primera conexión de GN residencial, el impacto económico que ha generado Camisea en este sector ha signicado un ahorro neto acumulado que sobrepasa los US$ 75 millones expresados al 2013. El Gráco N° 10 2 muestra la evolución de los ahorros brutos agregados del total de usuarios residenciales conectados en cada año. Dicho valor proviene de los ahorros operavos realizados durante el año de conexión hasta el año 2013 y de los ahorros por realizar74 asociados al diferencial de precios entre el GN y el GLP envasado. Cabe señalar

que en cada barra del gráco se muestran los costos y los ahorros netos agregados del total de usuarios conectados en cada año. Por ejemplo, en el año 2009, se conectaron 6,950 usuarios residenciales, que registraron un ahorro bruto agregado de US$ 10.6 millones expresados al 2013. Si descontamos los costos asociados a la instalación y operación (US$ 9 millones), se obene que el ahorro neto agregado para estos usuarios fue de US$ 1.6 millones expresados al 2013. Por otro lado, una forma alternava de medir el impacto de los ahorros generados por el acceso residencial al GN es a través del rao benecio-costo (B/C), cuyo valor expresa el cociente de dividir el valor actualizado de los benecios entre los costos. El rao B/C para este sector registró un nivel de 1.73, es decir, por cada dólar inverdo en esta fuente de energía alternava un usuario residencial generó 0.73 dólares adicionales de ahorro. Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presente capítulo.

10.1.2 Impacto en el Sector Comercial Dentro de este sector se encuentran los agentes cuyo rango de consumo oscila en el rango de 301 a 17,500 m3 de GN al mes. Por tanto,


Gráco N° 10-1: Comparación de la evolución de la demanda de GN esmado y real

Cuadro N° 10-1: Periodos de recuperación del capital con y sin descuento promocional

600 DemandaEstimada Demanda Real

Sin descuento (en US$)

500 493

Años

464 429

400 D C P M M

364

259

200

204 127

100 87

84

219

275 246

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

343

300

312

292 266

189

106

81

19

0

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Respecto al ujo de los LGN66, se esma que el sector de mayor parcipación fue el residencial, cuyo consumo representó el 55.1% de la demanda total de GLP para el mercado interno. En base a la información de la Encuesta Nacional de Hogares (ENAHO)67, se esmó que para elaño 2013 el número de hogares que declararon ulizar el GLP como fuente de energía para la cocción de alimentos fue de 5.8 millones.

la demanda alcanzaría un consumo equivalente a los 343 MMPCD. No obstante, la demanda real superó en 1.44 veces la demanda proyectada, alcanzando un nivel de consumo equivalente a los 493 MMPCD de GN.

10.1.1 Impacto en el Sector Residencial El servicio de distribución de GN hacia el sector residencial permite una conexión directa y connua a una fuente de energía limpia y económica. Para garanzar dicho suministro se requiere de una infraestructura inicial que comprende el derecho de conexión, la acomeda y la instalación interna69.

A mediados del 2004, las esmaciones de demanda residencial preveían un fuerte crecimiento del número de hogares conectados para los primeros cinco años (123% promedio anual)70, lo que El crecimiento de la demanda de GN ha sobrepasado favorablemente equivaldría a 67 mil conexiones domiciliarias hacia nales del año los escenarios más opmistas registrados antes del inicio de operación 2009. Estas esmaciones se sustentaban por el efecto del nivel relavo del proyecto Camisea, siendo el desempeño macroeconómico del país de las tarifas del GN respecto a su sustuto directo, el GLP envasado, lo y el aumento progresivo de las cozaciones del petróleo las causas que cual representaba un ahorro aproximado del 64% por cada GigaJoule intensicaron las ventajas relavas del GN y propiciaron un crecimiento consumido; sin embargo, la magnitud de los costos de instalación dinámico de los sectores industrial, eléctrico, transporte y comercial. El opacó estas ventajas relavas generando que para el año 2009 solo Gráco N° 10-1 ilustra lo acontecido. La proyección de la demanda de 18 mil hogares cuenten con acceso a este servicio. Para mayor detalle GN durante la primera jación de tarifas68 señalaba que para el año 2013 véase en el formato digital del anexo del presente capítulo.

-476.2 \2 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3

-476.2 \2 85.3 74.8 65.6 57.5 50.4 44.1 38.7 33.9 29.7

Inversión y Flujo de caja Flujo de caja Ahorros descontando \1 acumulado

-476.2 \2 -390.9 -316.1 -250.6 -193.1 -142.7 -98.6 -59.9 -26.0 3.7

-161.2 \3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3 97.3

-161.2 85.3 74.8 65.6 57.5 50.4 44.1 38.7 33.9 29.7

-161.2 -75.9 -1.1 64.4 121.9 172.3 216.4 255.1 289.0 318.7

\1 Se realizó un ajuste por inación y devaluación durante el periodo 2004-2013 a la tasa social de descuento general de 9% publicada por el Ministerio de Economía y Finanzas a través de la Resolución Directoral N° 006-2012-EF/63.01 que modica el anexo asociado a los parámetros de evaluación de inversiones públicas. La tasa social de descuento ajustada es de 14.09%. \2 Considera el costo de inversión de US$ 582.5 menos el ahorro neto operavo de US$ 97.3. \3 Considera el costo de inversión, el descuento promocional y el ahorro neto operavo. Fuente: GART-Osinergmin, Minem. Elaboración: OEE-Osinergmin

Fuente: GFGN-Osinergmin, MINEM y OEE-2004-Osinergmin. Elaboración: OEE – Osinergmin.

La ilustración N 10-1 permite idencar a los sectores beneciados por el proyecto Camisea. En relación al ujo del GN, la demanda se ha concentrado en los sectores eléctrico e industrial, registrando en el año 2013 un consumo equivalente al 61.8% y 24.5% de la demanda total respecvamente. Por otra parte, el consumo residencial solo representó el 0.5% de la demanda total a pesar de alcanzar los 160 mil clientesconectados.

Con descuento (en US$)

Inversión y Flujo de caja Flujo de caja Ahorros descontando \1 acumulado

:

Como consecuencia y con el n :de impulsar la demanda residencial, en el 2010 se implementaron los descuentos promocionales72, con lo cual la demanda residencial registró un crecimiento excepcional alcanzando los 162 mil usuarios conectados hacia nales del año 2013. El Cuadro N° 10-1 muestra uno de los factores determinantes de lo sucedido. Sin el descuento promocional, la inversión inicial promedio al que se enfrentaba un hogar potencial era de US$ 58372 por concepto de instalación y los ahorros netos operavos por sustución a GN alcanzaban los US$ 97 anuales73. Esto originaba que los benecios netos se alcancen recién al noveno año. Sin embargo, con el acceso al descuento promocional dicho periodo se redujo a la tercera parte, llegando a materializarse los benecios al tercer año. A nueve años de la primera conexión de GN residencial, el impacto económico que ha generado Camisea en este sector ha signicado un ahorro neto acumulado que sobrepasa los US$ 75 millones expresados al 2013. El Gráco N° 10 2 muestra la evolución de los ahorros brutos agregados del total de usuarios residenciales conectados en cada año. Dicho valor proviene de los ahorros operavos realizados durante el año de conexión hasta el año 2013 y de los ahorros por realizar74 asociados al diferencial de precios entre el GN y el GLP envasado. Cabe señalar

que en cada barra del gráco se muestran los costos y los ahorros netos agregados del total de usuarios conectados en cada año. Por ejemplo, en el año 2009, se conectaron 6,950 usuarios residenciales, que registraron un ahorro bruto agregado de US$ 10.6 millones expresados al 2013. Si descontamos los costos asociados a la instalación y operación (US$ 9 millones), se obene que el ahorro neto agregado para estos usuarios fue de US$ 1.6 millones expresados al 2013. Por otro lado, una forma alternava de medir el impacto de los ahorros generados por el acceso residencial al GN es a través del rao benecio-costo (B/C), cuyo valor expresa el cociente de dividir el valor actualizado de los benecios entre los costos. El rao B/C para este sector registró un nivel de 1.73, es decir, por cada dólar inverdo en esta fuente de energía alternava un usuario residencial generó 0.73 dólares adicionales de ahorro. Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presente capítulo.

10.1.2 Impacto en el Sector Comercial Dentro de este sector se encuentran los agentes cuyo rango de consumo oscila en el rango de 301 a 17,500 m3 de GN al mes. Por tanto,

-162-

-163-


Gráco N° 10-2: Ahorros y Costos del uso de GN en el sector residencial, según año, 2005-2013 (US$ Millones) 1/ 60

59,766 usuarios

39,489 usuarios

$ S 40 U e d s e n 30 o l l i M

16,614 usuarios

1,472 usuarios 3

2005

3,419 usuarios 6

3,668 2,890 usuarios usuarios

6,950 usuarios

20

0.9

5 1.1

1.6

2006

2007

2008

2009

27.2 19.4

2010

2011

2012

2013

\1 Expresados en millones de dólares del 2013 \2 Incluye el costo jo más el costo de instalación Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

este grupo abarca principalmente a restaurantes, panaderías, endas comerciales y hoteles cuyo acceso al GN sasface sus necesidades de calefacción, cocción de alimentos y operación de pequeñas maquinas comerciales. Al igual que en el sector residencial, el acceso al servicio de GN ha estado impulsado por el efecto sustución de la tarifa respecto al GLP a granel (sustuto directo para este po de consumidores). Sin embargo, el costo promedio asociado a la inversión inicial registra un nivel signicavamente mayor, alcanzando una inversión aproximada de US$ 20,000 (Apoyo Consultoría 2007).

el GLP a granel expresados en millones de dólares al 2013. A modo de ejemplo, en el año 2008 se conectaron 166 usuarios comerciales, estos registraron un ahorro bruto agregado de US$ 17.1 millones expresados al 2013, si descontamos los costos asociados a la instalación, operación y pérdida del crédito scal (US$ 10.1 millones al 2013) se obene un ahorro neto agregado de US$ 7 millones expresados al 2013. Véase Gráco N° 10-3.

A diez años de la primera conexión de GN comercial, el impacto económico que ha generado el proyecto Camisea en este sector ha A diferencia del sector residencial, la evolución del número de clientes signicado un ahorro acumulado de US$ 37.69 millones expresados ha seguido el comportamiento previsto durante la primera jación de al 2013. Del mismo modo que en el sector residencial, dicho valor tarifas 75. En ese sendo, a diciembre del 2013, se han registrado 1,117 proviene de los ahorros efecvamente realizados y los ahorros por clientes comerciales, nivel ligeramente inferior a los 1,343 usuarios realizar de los 1,117 usuarios comerciales que optaron por sustuir al proyectados. El nivel de consumo promedio anual de estos usuarios GLP a granel76 por una conexión a GN. comerciales, durante el periodo 2004-2013, ha sido de 1,022 gigaJoule, lo cual, a nivel agregado, intensica los benecios netos del acceso a Por otro lado, el rao B/C para este sector registró un nivel de 1.74, es este servicio pues el ahorro operavo promedio por cada gigaJoule decir, por cada dólar inverdo en esta fuente de energía alternava consumido fue de US$ 6.37. un usuario comercial generó 0.74 dólares adicionales de ahorro. Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presente capítulo. Al igual que en el sector residencial, dicho valor proviene de los ahorros operavos realizados durante el año de conexión hasta el año 2013 y de los ahorros por realizar asociados al diferencial de precios entre el GN y

179 usuarios

134 usuarios

7.2

7.1

7.1

44 usuarios

3.9 3.1

7.0 1 usuario 0.1

2004

4 usuarios 0.4 0.3

2005

4.9

7.1 5.6

4.9

2.5

2006

117 usuarios

66 usuarios

3.5

4 2

8.8

10.1

8.6

15.8

9

5 0.9

13

103 usuarios

12 $ S U10 e d s e 8 n o l l i M 6

16

303 usuarios

Costos 2/ Ahorro neto

14 25

27,873 usuarios

20

10

166 usuarios

18 16


50

Gráco N° 10-3: Ahorros y Costos del uso de GN en el sector comercial, según año, 2004-2013 (US$ Millones ) 1/

3.2

2.3

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

\1 Expresados en millones de dólares del 2013 \2 Incluye el costo jo, el costo de instalación y la pérdida del crédito scal Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

10.1.3 Impacto en el Sector Industrial Debido a la magnitud de su consumo, el sector industrial ha sido uno de los sectores más favorecidos por la industria del GN. La dinámica de crecimiento del país y el progresivo aumento de los precios de los derivados del petróleo78 han generado un crecimiento sostenido en la demanda de GN de este sector. Para el año 2004, el ahorro operavo por el uso del GN en reemplazo de los petróleos industriales fue alrededor de US$ 5.3 por gigaJoule consumido. La magnitud del ahorro se ha intensicado, registrando para el año 2013 un valor de US$ 14.2 por Giga Joule consumido. Como consecuencia de una tarifa relavamente menor y a las caracteríscas propias del GN, la expansión de la demanda industrial se ha concentrado en empresas que ulizan hornos y calderos en sus procesos producvos. Cabe señalar que este sector abarca a las pequeñas, medianas y grandes industrias cuyo consumo va de 17,501 a 300,000 m3, de 300,001 a 900,000 m3 y mayor a 900,000 m3 de GN al mes, respecvamente. A diferencia de los sectores previos, la evolución del número de clientes conectados ha seguido un comportamiento moderado, pero progresivo. Desde la incorporación de los seis consumidores

industriales iniciales 78 en el año 2004, el número de clientes conectados ha llegado a 345 para el año 2013. No obstante, el consumo agregado de GN ha registrado un fuerte crecimiento pasando de 2.2 MMGJ a 48.0 MMGJ para el mismo periodo. A diez años de las primeras conexiones de GN en el sector industrial, el impacto económico que ha generado el proyecto Camisea en este sector ha signicado un ahorro acumulado de US$ 5,534 millones a diciembre del 2013. Del mismo modo que en los sectores previos, dicho valor proviene de los ahorros efecvamente realizados y los ahorros por realizar de los 345 usuarios industriales que optaron por sustuir a los petróleos industriales número 5 y 600 por un suministro a GN. Al igual que en los dos sectores previos, el Gráco N° 10-5 muestra la evolución de los ahorros brutos agregados del total de usuarios industriales conectados en cada año. Cabe señalar que los seis clientes industriales iniciales, que registraron 10 conexiones, han representado el 29% del total del ahorro neto agregado (US$ 1,628 millones expresados al 2013). Por otro lado, el rao B/C para este sector registró un nivel de 4.14, es decir, por cada dólar inverdo en esta fuente de energía alternava


Gráco N° 10-2: Ahorros y Costos del uso de GN en el sector residencial, según año, 2005-2013 (US$ Millones) 1/ 60

39,489 usuarios

$ S 40 U e d s e n 30 o l l i M

14 25

27,873 usuarios 16,614 usuarios

1,472 usuarios 3

2005

3,419 usuarios

3,668 2,890 usuarios usuarios

6

6,950 usuarios

103 usuarios

12

20 16

13

27.2

7.2

9

2

8.8

0.9

5 1.1

1.6

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

este grupo abarca principalmente a restaurantes, panaderías, endas comerciales y hoteles cuyo acceso al GN sasface sus necesidades de calefacción, cocción de alimentos y operación de pequeñas maquinas comerciales. Al igual que en el sector residencial, el acceso al servicio de GN ha estado impulsado por el efecto sustución de la tarifa respecto al GLP a granel (sustuto directo para este po de consumidores). Sin embargo, el costo promedio asociado a la inversión inicial registra un nivel signicavamente mayor, alcanzando una inversión aproximada de US$ 20,000 (Apoyo Consultoría 2007).

117 usuarios

66 usuarios 3.9 3.1

7.0 1 usuario 0.1

2004

\1 Expresados en millones de dólares del 2013 \2 Incluye el costo jo más el costo de instalación Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

7.1

7.1

3.5

15.8

5 0.9

179 usuarios

134 usuarios

10.1

44 usuarios

4

19.4

303 usuarios

8.6

$ S U10 e d s e 8 n o l l i M 6

20

10

166 usuarios


16


50

Gráco N° 10-3: Ahorros y Costos del uso de GN en el sector comercial, según año, 2004-2013 (US$ Millones ) 1/ 18

59,766 usuarios

4 usuarios 0.4 0.3

2005

4.9

2006

7.1 5.6

4.9

2.5

3.2

2.3

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

\1 Expresados en millones de dólares del 2013 \2 Incluye el costo jo, el costo de instalación y la pérdida del crédito scal Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

el GLP a granel expresados en millones de dólares al 2013. A modo de ejemplo, en el año 2008 se conectaron 166 usuarios comerciales, estos registraron un ahorro bruto agregado de US$ 17.1 millones expresados al 2013, si descontamos los costos asociados a la instalación, operación y pérdida del crédito scal (US$ 10.1 millones al 2013) se obene un ahorro neto agregado de US$ 7 millones expresados al 2013. Véase Gráco N° 10-3.

A diez años de la primera conexión de GN comercial, el impacto económico que ha generado el proyecto Camisea en este sector ha A diferencia del sector residencial, la evolución del número de clientes signicado un ahorro acumulado de US$ 37.69 millones expresados ha seguido el comportamiento previsto durante la primera jación de al 2013. Del mismo modo que en el sector residencial, dicho valor tarifas 75. En ese sendo, a diciembre del 2013, se han registrado 1,117 proviene de los ahorros efecvamente realizados y los ahorros por clientes comerciales, nivel ligeramente inferior a los 1,343 usuarios realizar de los 1,117 usuarios comerciales que optaron por sustuir al proyectados. El nivel de consumo promedio anual de estos usuarios GLP a granel76 por una conexión a GN. comerciales, durante el periodo 2004-2013, ha sido de 1,022 gigaJoule, lo cual, a nivel agregado, intensica los benecios netos del acceso a Por otro lado, el rao B/C para este sector registró un nivel de 1.74, es este servicio pues el ahorro operavo promedio por cada gigaJoule decir, por cada dólar inverdo en esta fuente de energía alternava consumido fue de US$ 6.37. un usuario comercial generó 0.74 dólares adicionales de ahorro. Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presente capítulo. Al igual que en el sector residencial, dicho valor proviene de los ahorros operavos realizados durante el año de conexión hasta el año 2013 y de los ahorros por realizar asociados al diferencial de precios entre el GN y

10.1.3 Impacto en el Sector Industrial Debido a la magnitud de su consumo, el sector industrial ha sido uno de los sectores más favorecidos por la industria del GN. La dinámica de crecimiento del país y el progresivo aumento de los precios de los derivados del petróleo78 han generado un crecimiento sostenido en la demanda de GN de este sector. Para el año 2004, el ahorro operavo por el uso del GN en reemplazo de los petróleos industriales fue alrededor de US$ 5.3 por gigaJoule consumido. La magnitud del ahorro se ha intensicado, registrando para el año 2013 un valor de US$ 14.2 por Giga Joule consumido. Como consecuencia de una tarifa relavamente menor y a las caracteríscas propias del GN, la expansión de la demanda industrial se ha concentrado en empresas que ulizan hornos y calderos en sus procesos producvos. Cabe señalar que este sector abarca a las pequeñas, medianas y grandes industrias cuyo consumo va de 17,501 a 300,000 m3, de 300,001 a 900,000 m3 y mayor a 900,000 m3 de GN al mes, respecvamente. A diferencia de los sectores previos, la evolución del número de clientes conectados ha seguido un comportamiento moderado, pero progresivo. Desde la incorporación de los seis consumidores

industriales iniciales 78 en el año 2004, el número de clientes conectados ha llegado a 345 para el año 2013. No obstante, el consumo agregado de GN ha registrado un fuerte crecimiento pasando de 2.2 MMGJ a 48.0 MMGJ para el mismo periodo. A diez años de las primeras conexiones de GN en el sector industrial, el impacto económico que ha generado el proyecto Camisea en este sector ha signicado un ahorro acumulado de US$ 5,534 millones a diciembre del 2013. Del mismo modo que en los sectores previos, dicho valor proviene de los ahorros efecvamente realizados y los ahorros por realizar de los 345 usuarios industriales que optaron por sustuir a los petróleos industriales número 5 y 600 por un suministro a GN. Al igual que en los dos sectores previos, el Gráco N° 10-5 muestra la evolución de los ahorros brutos agregados del total de usuarios industriales conectados en cada año. Cabe señalar que los seis clientes industriales iniciales, que registraron 10 conexiones, han representado el 29% del total del ahorro neto agregado (US$ 1,628 millones expresados al 2013). Por otro lado, el rao B/C para este sector registró un nivel de 4.14, es decir, por cada dólar inverdo en esta fuente de energía alternava

-164-

-165-


Gráco N° 10-4: Evolución de las tarifas de GN y del precio promedio del P.I. N°6 y 500 en Lima 20.0

18.8

Tarifa promedio - GN Tarifa promedio - P.I Nº 6 & 500

18.3

Gráco N° 10-6: Evolución de vehículos a GNV según po de vehículos (2006-2013)* 200,000

19.0

180,000 16.0

13.3

V N G a s o l u c í h e V

12.2 J 12.0 G / $ S U

9.3

9.0

9.8

10.5

8.0

4.0

3.7

3.5

3.8

4.2

4.2

4.3

4.2

4.4

4.6

80,000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2,500 10 usuarios

479

65 usuarios 294 1,628

557

2005

51 usuarios 132

857

2004

22 usuarios

61 usuarios 187

500

199,913

1/

419 5,371

22,701

2006

2007

53,680

2008

72,710

2009

2006

419

2007

39 usuarios 28 32 usuarios usuarios 89 61 267 193

2008

\1 Expresados en millones de dólares del 2013 \2 Incluye el costo jo y el costo de instalación. Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

2009

133

28 usuarios 97

412

2010

183

108 569 338

295

2011

30 usuarios

2012

2013

86,516

2010

2011

2012

2013

*Solo se consideran los vehículos acvos Fuente: Infogas. Elaboración: OEE-Osinergmin

un usuario industrial generó 3.14 dólares adicionales de ahorro. En el siguiente cuadro se detalla los componentes del resultado obtenido. Para mayor detalle véase el Anexo del presente capítulo en el formato digital.

10.1.4 Impacto en el Sector Vehicular Costos 2/ Ahorro neto

2,000

133,508

8,718 3,820

40,000

Gráco N° 10-5: Ahorros y Costos del uso de GN en el sector industrial, 2004-2013 (US$ Millones)

1,000

17,665

101,869

Fuente: Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos (GFHL), Memorias de la empresa Cálidda. Elaboración: OEE – Osinergmin.

$ S U e d1,500 s e n o l l i M

25,334

100,000

0 2006

32,649

120,000

60,000

4.8

0.0 2005

37,971

140,000

20,000 2004

Nuevos Convertidos

160,000

16.0

converr un vehículo de diésel o gasolina a GNV. Los encargados de esta conversión han sido talleres autorizados únicamente por el Ministerio de Transportes y Comunicaciones (MTC), a n de garanzar las normas técnicas y de seguridad en todo el proceso de conversión80. Tal como se observa en el Gráco N° 10-6, la compra de vehículos nuevos a GNV comenzó a darse en el 2007 (419 vehículos), intensicándose rápidamente en los años posteriores. Así, a nales del 2013 se totalizaron 171,409 unidades acvas a GNV, de las cuales 37,901 fueron vehículos nuevos, mientras que los vehículos converdos a GNV totalizaron 133,508 unidades.

En Lima Metropolitana, el uso de GN en el sector vehicular comenzó a propagarse desde inicios del 2006. A esa fecha, en el país exisa una limitada presencia de gasocentros, y los entrantes recién iniciaban todos los trámites requeridos para su operación y funcionamiento. Los gasocentros sólo pueden dar suministro a sus clientes si presentan el Registro de Hidrocarburos emido por Osinergmin, el cual se fundamenta Adicionalmente, con el propósito de intensicar el proceso de conversión en el Cercado de Supervisión de Construcción emido por las empresas a GN de los diferentes usuarios, COFIDE ha diseñado el Programa de cercadoras acreditadas ante el Indecopi. Financiamiento de Conversión a GN -COFIGAS. El nanciamiento cubre los costos de conversión del vehículo a GNV y cuyo pago se da través del Asimismo, para hacer atracvo el uso de GNV frente a los combusbles consumo; es decir, en el momento que el usuario vehicular registra una vehiculares sustutos, y con el n de aumentar su demanda, se realizó compra de GNV, se le recarga un porcentaje que servirá para cancelar un acuerdo entre el Estado y Pluspetrol para determinar un precio el préstamo concedido para la conversión. Esto es posible debido a la promocional de US$ 0.80 por millón de BTU en boca de pozo, el cual instalación de un chip electrónico en el vehículo en el momento de la estuvo vigente hasta seembre del 2012. conversión y al Sistema de Control de Carga de GNV 81. Cabe resaltar que, en el 2006 todavía no exisan vehículos importados de fábrica para el uso de GNV79 , por lo que para su uso era necesario

Luego de la conversión a GNV, el propietario del vehículo ene una serie de obligaciones post-conversión, como la revisión quinquenal de los


Gráco N° 10-4: Evolución de las tarifas de GN y del precio promedio del P.I. N°6 y 500 en Lima 20.0

18.8

Tarifa promedio - GN Tarifa promedio - P.I Nº 6 & 500

18.3

Gráco N° 10-6: Evolución de vehículos a GNV según po de vehículos (2006-2013)* 200,000

19.0

180,000 16.0

13.3

V N G a s o l u c í h e V

12.2 J 12.0 G / $ S U

9.3

9.0

9.8

10.5

8.0

4.0

3.7

3.5

3.8

4.2

4.2

4.3

4.2

4.6

4.4

120,000

80,000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

10 usuarios

5,371

22,701

2006

2007

53,680

2008

72,710

2009

294 1,628

51 usuarios

187

132

857 557

2005

22 usuarios

61 usuarios

2006

419

2007

39 usuarios 28 32 usuarios usuarios 89 61 267 193

2008

2009

133

28 usuarios 97

412

183

2010

2011

30 usuarios 108

569 338

295

2012

86,516

2010

2011

2012

2013

*Solo se consideran los vehículos acvos Fuente: Infogas. Elaboración: OEE-Osinergmin

converr un vehículo de diésel o gasolina a GNV. Los encargados de esta conversión han sido talleres autorizados únicamente por el Ministerio de Transportes y Comunicaciones (MTC), a n de garanzar las normas técnicas y de seguridad en todo el proceso de conversión80. Tal como se observa en el Gráco N° 10-6, la compra de vehículos nuevos a GNV comenzó a darse en el 2007 (419 vehículos), intensicándose rápidamente en los años posteriores. Así, a nales del 2013 se totalizaron 171,409 unidades acvas a GNV, de las cuales 37,901 fueron vehículos nuevos, mientras que los vehículos converdos a GNV totalizaron 133,508 unidades.

En Lima Metropolitana, el uso de GN en el sector vehicular comenzó a propagarse desde inicios del 2006. A esa fecha, en el país exisa una limitada presencia de gasocentros, y los entrantes recién iniciaban todos los trámites requeridos para su operación y funcionamiento. Los gasocentros sólo pueden dar suministro a sus clientes si presentan el Registro de Hidrocarburos emido por Osinergmin, el cual se fundamenta Adicionalmente, con el propósito de intensicar el proceso de conversión en el Cercado de Supervisión de Construcción emido por las empresas a GN de los diferentes usuarios, COFIDE ha diseñado el Programa de cercadoras acreditadas ante el Indecopi. Financiamiento de Conversión a GN -COFIGAS. El nanciamiento cubre los costos de conversión del vehículo a GNV y cuyo pago se da través del Asimismo, para hacer atracvo el uso de GNV frente a los combusbles consumo; es decir, en el momento que el usuario vehicular registra una vehiculares sustutos, y con el n de aumentar su demanda, se realizó compra de GNV, se le recarga un porcentaje que servirá para cancelar un acuerdo entre el Estado y Pluspetrol para determinar un precio el préstamo concedido para la conversión. Esto es posible debido a la promocional de US$ 0.80 por millón de BTU en boca de pozo, el cual instalación de un chip electrónico en el vehículo en el momento de la estuvo vigente hasta seembre del 2012. conversión y al Sistema de Control de Carga de GNV 81.

65 usuarios

2004

419

10.1.4 Impacto en el Sector Vehicular Costos 2/ Ahorro neto

479

500

199,913

un usuario industrial generó 3.14 dólares adicionales de ahorro. En el siguiente cuadro se detalla los componentes del resultado obtenido. Para mayor detalle véase el Anexo del presente capítulo en el formato digital.

1/

2,500

2,000

133,508

8,718 3,820

40,000

Gráco N° 10-5: Ahorros y Costos del uso de GN en el sector industrial, 2004-2013 (US$ Millones)

1,000

17,665

101,869

Fuente: Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos (GFHL), Memorias de la empresa Cálidda. Elaboración: OEE – Osinergmin.

$ S U e d1,500 s e n o l l i M

25,334

100,000

0 2006

32,649

60,000

4.8

0.0 2005

37,971

140,000

20,000 2004

Nuevos Convertidos

160,000

16.0

2013

\1 Expresados en millones de dólares del 2013 \2 Incluye el costo jo y el costo de instalación. Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

Cabe resaltar que, en el 2006 todavía no exisan vehículos importados de fábrica para el uso de GNV79 , por lo que para su uso era necesario -166-

Luego de la conversión a GNV, el propietario del vehículo ene una serie de obligaciones post-conversión, como la revisión quinquenal de los -167-


Gráco N° 10-7: Costo promedio de conversión vs Talleres de Conversión (2006-2013) 1800

250

1600 200

1400 1200

150

$1000 S U

800

s e d a d i n U

100 699

Costo de Conversión

400

50

Número de Talleres

200 0

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

0

Fuente: GFGN. Elaboración: OEE-Osinergmin

cilindros de conversión, la cual involucra una reprueba y en algunos casos el recambio de éstos, y también requiere de una revisión anual, aunque esto se da en vehículos converdos y no converdos a GNV. Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presente capítulo. El costo de la conversión es un único pago que realiza el usuario, el cual depende de una serie de aspectos como la marca del equipo de conversión, el modelo del auto, la capacidad y números de cilindros instalados en el motor y opcionalmente las garanas brindadas por el taller. Asimismo, los costos de conversión variarán dependiendo del po de conversión. Por ejemplo, los costos de conversión de un vehículo gasolinero nero a GNV son menores ya que en principio se deberá adquirir un tanque de almacenamiento para el GN. En tanto, los vehículos petroleros (diésel) deberán incurrir en costos más elevados debido a que ésta implica generalmente el cambio de motor del vehículo. Por esto, casi el total de las conversiones a GNV han sido de vehículos que originalmente han ulizado gasolina de algún octanaje. Asimismo, la conversión a GNV presenta diferentes sistemas de uso: (i) sistema dedicado donde el vehículo converdo solamente uliza GNV, (ii) sistema bi-fuel que permite el uso tanto de GNV como de otro combusble y (iii) sistema dual-fuel que requiere el uso simultáneo de dos combusbles para funcionar. Por lo general, los vehículos de gasolina converdos elijen el sistema bi-fuel permiéndoles opmizar

de mejor manera su consumo según las situaciones que se presente, mientras que los vehículos de diésel converdos, enen que optar por un sistema dedicado. En promedio, los costos de conversión para los vehículos gasolineros han oscilado entre US$1,600 y US$1,200 debido principalmente a la oferta acva de talleres autorizados para el proceso de conversión (véase el Gráco N° 10-7). 10-7). Empero, para la conversión de vehículos petroleros el monto alcanza en promedio los US$ 6,000. Las ventajas que representa la conversión a GN son principalmente tres. En primer lugar, el precio del GNV, en comparación a los precios combusbles que tradicionalmente usa el parque automotor en el país (diésel y gasolina) es sumamente menor. Tal como se aprecia en el Gráco N° 10 8, el precio de GNV muestra grandes ventajas con relación a los otros dos combusbles. Entre los años 2006 y 2009 exisó un mayor ahorro con relación a la gasolina de 90 octanos (en adelante gasolina) que con el diésel, pero a parr de ese año las ventajas con ambos combusbles son similares. En el año 2013, se observa un incremento del precio promedio en el mercado debido a que, como se mencionó inicialmente, inicialmente, el precio promocional por parte de Pluspetrol y el Estado Peruano caducó en seembre del 2012.

Otra de las ventajas del GNV es que genera menos emisiones de gases contaminantes contaminantes que otros combusbles. Según la IEA (2010), las emisiones de CO2 de un vehículo a GN son de 120 g/Km, mientras que las emisiones de un vehículo a diésel y a gasolina son de 160 y 190 g/ Km, respecvamen respecvamente. te. Como tercera ventaja, el uso de GNV presenta algunas ventajas técnicas y de seguridad. Según la IEA (2010), el octanaje es mayor que el de otros combusbles (130), lo que reeja una mayor resistencia a la detonación, reduciendo el ruido del motor y eliminando la necesidad de adivos tóxicos. Por otro lado, el GNV es más seguro, pues éste es más liviano que el aire, haciendo que se disipe fácilmente en la atmósfera.

posibilidad de una conversión sustuta al GLP. Ésta úlma presenta una serie de ventajas con relación al GNV. Primero la comercialización de GLP vehicular no está sujeta a regulación como sí lo está la de GNV. Segundo, los costos de conversión a GLP son menores en comparación a la de GNV. Y nalmente, el atracvo de una conversión a GLP es que al momento de su compra no se le agrega un cargo adicional para amorzar el pago de la deuda por el nanciamien nanciamiento to de la conversión a GNV, lo cual libera el consumo de GLP. Así, el usuario del vehículo no ene que tener un monto adicional al momento de recargar su vehículo más que sólo el costo del combusble. Esto úlmo es importante, considerando que hasta el momento casi la totalidad de los vehículos converdos a GNV han sido realizados con la modalidad de nanciamiento de COFIGAS.

Sin embargo, también es necesario tener en cuenta algunas Ahorros por por el uso de de GNV desventajas que implica la conversión a GNV. Por ejemplo, puede generar la pérdida de potencia de motor (10% aproximadamente), Para la medición del impacto del uso GN en el sector vehicular, pérdida de espacio por el tanque o cilindro de almacenamiento de gas expresado en los ahorros generados a los usuarios de vehículos a GNV, y modicación del diseño original del vehículo: arreglo en los frenos y es necesario realizar un análisis que, adicionalmente a las ventajas del suspensión por el peso del/los cilindro(s) cilindro(s) y el propio combusble. precio de GNV sobre la gasolina, considere el costo de conversión, el costo de revisión quinquenal, el recorrido anual de kilómetros, si los Por otro lado, es importante mencionar que las potenciales ventajas as vehículos una vez converdos ulizan GNV y gasolina a la vez o solo de la conversión a GNV están viéndose en peligro debido a la GNV (sistema bi-fuel o dedicado) y en qué proporción lo realizan, la


Gráco N° 10-7: Costo promedio de conversión vs Talleres de Conversión (2006-2013) 1800

250

1600 200

1400 1200

150

$1000 S U

800

s e d a d i n U

100 699

Costo de Conversión

400

50

Número de Talleres

200 0

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

0

Fuente: GFGN. Elaboración: OEE-Osinergmin

cilindros de conversión, la cual involucra una reprueba y en algunos casos el recambio de éstos, y también requiere de una revisión anual, aunque esto se da en vehículos converdos y no converdos a GNV. Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presente capítulo.

de mejor manera su consumo según las situaciones que se presente, mientras que los vehículos de diésel converdos, enen que optar por un sistema dedicado.

El costo de la conversión es un único pago que realiza el usuario, el cual depende de una serie de aspectos como la marca del equipo de conversión, el modelo del auto, la capacidad y números de cilindros instalados en el motor y opcionalmente las garanas brindadas por el taller. Asimismo, los costos de conversión variarán dependiendo del po de conversión. Por ejemplo, los costos de conversión de un vehículo gasolinero nero a GNV son menores ya que en principio se deberá adquirir un tanque de almacenamiento para el GN. En tanto, los vehículos petroleros (diésel) deberán incurrir en costos más elevados debido a que ésta implica generalmente el cambio de motor del vehículo. Por esto, casi el total de las conversiones a GNV han sido de vehículos que originalmente han ulizado gasolina de algún octanaje. Asimismo, la conversión a GNV presenta diferentes sistemas de uso: (i) sistema dedicado donde el vehículo converdo solamente uliza GNV, (ii) sistema bi-fuel que permite el uso tanto de GNV como de otro combusble y (iii) sistema dual-fuel que requiere el uso simultáneo de dos combusbles para funcionar. Por lo general, los vehículos de gasolina converdos elijen el sistema bi-fuel permiéndoles opmizar

En promedio, los costos de conversión para los vehículos gasolineros han oscilado entre US$1,600 y US$1,200 debido principalmente a la oferta acva de talleres autorizados para el proceso de conversión (véase el Gráco N° 10-7). 10-7). Empero, para la conversión de vehículos petroleros el monto alcanza en promedio los US$ 6,000. Las ventajas que representa la conversión a GN son principalmente tres. En primer lugar, el precio del GNV, en comparación a los precios combusbles que tradicionalmente usa el parque automotor en el país (diésel y gasolina) es sumamente menor. Tal como se aprecia en el Gráco N° 10 8, el precio de GNV muestra grandes ventajas con relación a los otros dos combusbles. Entre los años 2006 y 2009 exisó un mayor ahorro con relación a la gasolina de 90 octanos (en adelante gasolina) que con el diésel, pero a parr de ese año las ventajas con ambos combusbles son similares. En el año 2013, se observa un incremento del precio promedio en el mercado debido a que, como se mencionó inicialmente, inicialmente, el precio promocional por parte de Pluspetrol y el Estado Peruano caducó en seembre del 2012.

Otra de las ventajas del GNV es que genera menos emisiones de gases contaminantes contaminantes que otros combusbles. Según la IEA (2010), las emisiones de CO2 de un vehículo a GN son de 120 g/Km, mientras que las emisiones de un vehículo a diésel y a gasolina son de 160 y 190 g/ Km, respecvamen respecvamente. te. Como tercera ventaja, el uso de GNV presenta algunas ventajas técnicas y de seguridad. Según la IEA (2010), el octanaje es mayor que el de otros combusbles (130), lo que reeja una mayor resistencia a la detonación, reduciendo el ruido del motor y eliminando la necesidad de adivos tóxicos. Por otro lado, el GNV es más seguro, pues éste es más liviano que el aire, haciendo que se disipe fácilmente en la atmósfera.

posibilidad de una conversión sustuta al GLP. Ésta úlma presenta una serie de ventajas con relación al GNV. Primero la comercialización de GLP vehicular no está sujeta a regulación como sí lo está la de GNV. Segundo, los costos de conversión a GLP son menores en comparación a la de GNV. Y nalmente, el atracvo de una conversión a GLP es que al momento de su compra no se le agrega un cargo adicional para amorzar el pago de la deuda por el nanciamien nanciamiento to de la conversión a GNV, lo cual libera el consumo de GLP. Así, el usuario del vehículo no ene que tener un monto adicional al momento de recargar su vehículo más que sólo el costo del combusble. Esto úlmo es importante, considerando que hasta el momento casi la totalidad de los vehículos converdos a GNV han sido realizados con la modalidad de nanciamiento de COFIGAS.

Sin embargo, también es necesario tener en cuenta algunas Ahorros por por el uso de de GNV desventajas que implica la conversión a GNV. Por ejemplo, puede generar la pérdida de potencia de motor (10% aproximadamente), Para la medición del impacto del uso GN en el sector vehicular, pérdida de espacio por el tanque o cilindro de almacenamiento de gas expresado en los ahorros generados a los usuarios de vehículos a GNV, y modicación del diseño original del vehículo: arreglo en los frenos y es necesario realizar un análisis que, adicionalmente a las ventajas del suspensión por el peso del/los cilindro(s) cilindro(s) y el propio combusble. precio de GNV sobre la gasolina, considere el costo de conversión, el costo de revisión quinquenal, el recorrido anual de kilómetros, si los Por otro lado, es importante mencionar que las potenciales ventajas as vehículos una vez converdos ulizan GNV y gasolina a la vez o solo de la conversión a GNV están viéndose en peligro debido a la GNV (sistema bi-fuel o dedicado) y en qué proporción lo realizan, la

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Gráco N° 10-8: Precios promedio de GNV, Diésel y Gasolina de 90 Octanos (2006-2013)

Gráco N° 10-9: Ahorros Brutos Anuales por el combusble de GNV (2006-2013) 4,000

101

3,500

3518

81

3,000

e l u o J G 61 r o p . / S

3067

2950

2,500 $ S2,000 U

41

2132

1,500 21

1635

2101

1454

1,000 975

1

500 2006

2007

2008

GNV

2009

Diesel

2010

2011

2012

2013

Gasolina 90

Fuente: GFGN, GFHL, OEE. Elaboración: OEE-Osinergmin

existencia de vehículos nuevos o converdos a GNV y su parcipación estos vehículos en toda su vida úl (10 años). Para tales objevos, es en el total de vehículos. necesario ulizar una tasa de interés para considerar el valor del dinero en el empo, por lo que se ulizó la Tasa Social de Descuento (TSD) El ahorro será medido como la diferencia de los valores actuales de los establecida por el MEF en 9%; sin embargo, al ajustar por inación y costos anuales de combusbles incluyendo el costo de conversión para devaluación ésta asciende a 14.09%. los vehículos converdos a GNV, o el costo del vehículo en el caso de los vehículos nuevos a GNV. Es preciso señalar que, los resultados que serán mostrados, están elaborados bajo una serie de supuestos y considerando un vehículo En ese sendo, para el cálculo de los costos anuales de combusbles promedio. En la vida real, los resultados obtenidos pueden modicarse se necesita el kilometraje recorrido, siendo éste esmado mediante debido a los diferentes costos de conversión y revisión quinquenal, la división del consumo promedio de GNV82 y su rendimiento83. costos de vehículos nuevos a GNV, uso de combusbles en sistemas Asimismo, debido a que las conversiones de vehículos gasolineros bi-fuel, el espacio geográco donde opera el vehículo, acvidad que se a GNV posibilitan el uso simultáneo de los dos combusbles, se desarrolla con el vehículo (transporte público, taxi, bus, privado), etc. genera una composición bi-combusble, siendo la gasolina usada en pequeñas candades para situaciones de emergencia o evitar Ahorros realizado realizadoss y por realizar realizar por por el uso de GNV problemas de arranque con el motor frío. Adicionalmente, el análisis considera los costos de revisión quinquenal que están obligados a Como se ha mencionado, los ahorros realizados por el uso de GNV son realizar los vehículos converdos y nuevos a GNV. los ahorros generados hasta el cierre del año 2013. En ese sendo, se determinan los ahorros brutos anuales para un vehículo por el uso de GNV El análisis de los ahorros por el uso de GNV ha sido bifurcado en dos como combusble vehicular en lugar de la gasolina de 90 octanos, que partes. La primera considera los ahorros realizados por los vehículos son calculados a través de la diferencia de los costos anuales de dichos a GNV, tanto converdos como nuevos, hasta el 2013. Mientras que combusbles84. Tal como se aprecia en elGráco elGráco N° 10-9, 10-9, los ahorros por en la segunda, se esma los ahorros que aún les faltan realizar a el consumo de GNV para un vehículo han tenido una tendencia al alza,

0

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

pasando de US$ 975 anuales en el 2009 a US$ 2,950 anuales en el 2013. Sin embargo, en el úlmo año el precio del GNV se incrementó en un 22% mientras que el precio de la gasolina de 90 octanos se redujo en 3% y como consecuencia, el ahorro anual por el consumo de GNV del 2013 fue inferior en 16% respecto al año anterior.

moneda del 2013. De forma desagregada, la conversión de vehículos a GNV habrá signicado un ahorro cerca de US$ 1,680 millones mientras que la compra de vehículos nuevos a GNV solamente US$ 301 millones. Lo anterior es resultado del mayor costo de nanciamien nanciamiento to que enfrenta la compra de un vehículo nuevo a GNV y a los supuestos considerados para el análisis. Para más detalle véase en el formato Por otro lado, debido a la existencia de vehículos converdos y nuevos, digital el Anexo del presente capítulo. es necesario incluir estas dos categorías en el momento de realizar los cálculos respecvos. Así, tanto los vehículos converdos como nuevos Con el n de obtener los ahorros totales por la conversión o compra a GNV tendrán los mismos ahorros anuales por consumo de GNV; sin de un vehículo a GNV, es necesario considerar en el cálculo la vida úl embargo, cada categoría incurrirá en costos diferentes. En el caso de del vehículo. Para nes práccos, se ha asumido que la vida úl de los vehículos converdos, el costo es el de la conversión, mientras que un vehículo converdo como nuevo es 10 años. En ese sendo, se el vehículo nuevo incurrirá en su compra85. muestra que los ahorros por realizar de un vehículo, sean converdo o nuevo, son todavía signicavos signicavos y representan un mayor porcentaje Así, por ejemplo, un usuario que decidió converr su vehículo a GNV del ahorro total a medida que la conversión sea más reciente. en el 2006 en lugar de seguir consumiendo gasolina, gasolina, habrá ahorrado, hasta el cierre del 2013, el monto de US$ 21,216 en valor presente. Adicionalmente, al sumar los ahorros realizados y por realizar, se estará Caso similar se presenta en los vehículos nuevos, que al ser nanciados ahorrando un total de US$ 3,237 millones. Los vehículos converdos por un mayor monto86, obenen ahorros menores, pero conservan conservan su habrán totalizado US$ 2,652 millones mientras que la compra de un rentabilidad rentabilid ad a lo largo de los años. vehículo a GNV en lugar de un gasolinero habrá generado en total US$ 584 millones como ahorro neto. Los montos ahorrados de los vehículos nuevos y converdos conjuntamente suman US$ 1,981 millones en valores expresados en


Gráco N° 10-8: Precios promedio de GNV, Diésel y Gasolina de 90 Octanos (2006-2013)

Gráco N° 10-9: Ahorros Brutos Anuales por el combusble de GNV (2006-2013) 4,000

101

3,500

3518

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3,000

e l u o J G 61 r o p . / S

3067

2950

2,500 $ S2,000 U

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1,500 21

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1,000 975

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2006

2007

2008

2009

GNV

2010

Diesel

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Gasolina 90

Fuente: GFGN, GFHL, OEE. Elaboración: OEE-Osinergmin

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2006

2007

2008

2009

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Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

existencia de vehículos nuevos o converdos a GNV y su parcipación estos vehículos en toda su vida úl (10 años). Para tales objevos, es en el total de vehículos. necesario ulizar una tasa de interés para considerar el valor del dinero en el empo, por lo que se ulizó la Tasa Social de Descuento (TSD) El ahorro será medido como la diferencia de los valores actuales de los establecida por el MEF en 9%; sin embargo, al ajustar por inación y costos anuales de combusbles incluyendo el costo de conversión para devaluación ésta asciende a 14.09%. los vehículos converdos a GNV, o el costo del vehículo en el caso de los vehículos nuevos a GNV. Es preciso señalar que, los resultados que serán mostrados, están elaborados bajo una serie de supuestos y considerando un vehículo En ese sendo, para el cálculo de los costos anuales de combusbles promedio. En la vida real, los resultados obtenidos pueden modicarse se necesita el kilometraje recorrido, siendo éste esmado mediante debido a los diferentes costos de conversión y revisión quinquenal, la división del consumo promedio de GNV82 y su rendimiento83. costos de vehículos nuevos a GNV, uso de combusbles en sistemas Asimismo, debido a que las conversiones de vehículos gasolineros bi-fuel, el espacio geográco donde opera el vehículo, acvidad que se a GNV posibilitan el uso simultáneo de los dos combusbles, se desarrolla con el vehículo (transporte público, taxi, bus, privado), etc. genera una composición bi-combusble, siendo la gasolina usada en pequeñas candades para situaciones de emergencia o evitar Ahorros realizado realizadoss y por realizar realizar por por el uso de GNV problemas de arranque con el motor frío. Adicionalmente, el análisis considera los costos de revisión quinquenal que están obligados a Como se ha mencionado, los ahorros realizados por el uso de GNV son realizar los vehículos converdos y nuevos a GNV. los ahorros generados hasta el cierre del año 2013. En ese sendo, se determinan los ahorros brutos anuales para un vehículo por el uso de GNV El análisis de los ahorros por el uso de GNV ha sido bifurcado en dos como combusble vehicular en lugar de la gasolina de 90 octanos, que partes. La primera considera los ahorros realizados por los vehículos son calculados a través de la diferencia de los costos anuales de dichos a GNV, tanto converdos como nuevos, hasta el 2013. Mientras que combusbles84. Tal como se aprecia en elGráco elGráco N° 10-9, 10-9, los ahorros por en la segunda, se esma los ahorros que aún les faltan realizar a el consumo de GNV para un vehículo han tenido una tendencia al alza,

pasando de US$ 975 anuales en el 2009 a US$ 2,950 anuales en el 2013. Sin embargo, en el úlmo año el precio del GNV se incrementó en un 22% mientras que el precio de la gasolina de 90 octanos se redujo en 3% y como consecuencia, el ahorro anual por el consumo de GNV del 2013 fue inferior en 16% respecto al año anterior.

moneda del 2013. De forma desagregada, la conversión de vehículos a GNV habrá signicado un ahorro cerca de US$ 1,680 millones mientras que la compra de vehículos nuevos a GNV solamente US$ 301 millones. Lo anterior es resultado del mayor costo de nanciamien nanciamiento to que enfrenta la compra de un vehículo nuevo a GNV y a los supuestos considerados para el análisis. Para más detalle véase en el formato Por otro lado, debido a la existencia de vehículos converdos y nuevos, digital el Anexo del presente capítulo. es necesario incluir estas dos categorías en el momento de realizar los cálculos respecvos. Así, tanto los vehículos converdos como nuevos Con el n de obtener los ahorros totales por la conversión o compra a GNV tendrán los mismos ahorros anuales por consumo de GNV; sin de un vehículo a GNV, es necesario considerar en el cálculo la vida úl embargo, cada categoría incurrirá en costos diferentes. En el caso de del vehículo. Para nes práccos, se ha asumido que la vida úl de los vehículos converdos, el costo es el de la conversión, mientras que un vehículo converdo como nuevo es 10 años. En ese sendo, se el vehículo nuevo incurrirá en su compra85. muestra que los ahorros por realizar de un vehículo, sean converdo o nuevo, son todavía signicavos signicavos y representan un mayor porcentaje Así, por ejemplo, un usuario que decidió converr su vehículo a GNV del ahorro total a medida que la conversión sea más reciente. en el 2006 en lugar de seguir consumiendo gasolina, gasolina, habrá ahorrado, hasta el cierre del 2013, el monto de US$ 21,216 en valor presente. Adicionalmente, al sumar los ahorros realizados y por realizar, se estará Caso similar se presenta en los vehículos nuevos, que al ser nanciados ahorrando un total de US$ 3,237 millones. Los vehículos converdos por un mayor monto86, obenen ahorros menores, pero conservan conservan su habrán totalizado US$ 2,652 millones mientras que la compra de un rentabilidad rentabilid ad a lo largo de los años. vehículo a GNV en lugar de un gasolinero habrá generado en total US$ 584 millones como ahorro neto. Los montos ahorrados de los vehículos nuevos y converdos conjuntamente suman US$ 1,981 millones en valores expresados en

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Gráco N° 10-10: Ahorros y Costos anuales del total de vehículos que empesaron usar GNV en el año, 2006-2013 (US$ Millones)1/ 34,380 vehículos

1000 900

Gráco N° 10-11: Matriz energéca del país y el proyecto Camisea

4%


155

14%

800 700

$ S U e 600 d s e 500 n o l l i 400 M

300 200 0

23,928 vehículos

17,749 vehículos

98 87

22,753 vehículos 93

480

435

424

23,022 vehículos 75

397

67

371

2008

2009

2010

2011

2012

Otros

2000 18,917 vehículos

53%

87%

47 217

2007

Hidráulica

43%

25,359 vehículos

30 134

2006

Gas Natural

9% 4%


2004

10%

76%

2013

2013

1/ Expresados en valor presente del 2013 considerando la vida úl del vehículo 2/ Incluye los costos de nanciamiento más las revisiones quinquenales Elaboración: OEE-Osinergmin

En el Gráco N° 10-10 se 10-10 se aprecia los ahorros netos y costos por el uso de GNV durante la vida úl del vehículo según el año en que se comenzó a usar dicho combusble, sea a través de la conversión o de la compra de un vehículo nuevo. Ahí se observa que los vehículos que comenzaron a usar el GNV a parr del año 2008, es decir 34,380 vehículos, alcanza alcanzan n en agregado los mayores niveles de ahorro neto al totalizar US$ 779 millones en la vida úl del vehículo descontando los costos asociados a conversión o compra y revisiones quinquenales. Por su lado, aquellos que lo hicieron a parr del año 2006, es decir 5,371 vehículos, solamente solamente llegan a US$ 134 millones de ahorros netos e incurren a la vez en costos de alrededor de US$ 30 millones durante toda la vida úl del vehículo.

En resumen, el uso de GNV como combusble vehicular ha sido rentable, ya sea para los vehículos converdos o para los vehículos nuevos a GNV, nanciando completamente los costos de conversión o compra, respecvament respecvamente. e.

Finalmente, se presentan los raos entre el benecio y el costo87 (B/C) tanto para los vehículos converdos como para los nuevos de manera agregada en su vida úl. Con ello, el benecio por el uso de GNV representaría 6 veces el costo incurrido (costos de compra y costos de conversión), es decir, por cada dólar inverdo se obtendría un benecio adicional de 5 dólares. Sin embargo, este rao representa 6.9 veces el costo de conversión para los benecios de vehículos converdos y solamente 3.9 veces para los vehículos nuevos, lo cual es reejo de los mayores costos de compra en comparación a los costos de conversión. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presente capítulo.

Respecto a la acvidad de generación, el ingreso de Camisea modicó la matriz energéca del país , diversicando las fuentes primarias y abaratando los costos de generación. En el año 2000, es decir antes del ingreso de Camisea sólo el 4% de la energía eléctrica estuvo producida por GN, proveniente de los yacimientos de la costa norte y Aguaya. Sin embargo, en el año que inició operaciones el Proyecto hubo un incremento de la parcipación del GN en la generación pasando a concentrar el 10% de la producción eléctrica. En los úlmos diez años la tendencia de la parcipación del GN ha sido creciente. En el año 2013, el gas natural representó el 43% de la matriz energéca

10.1.5 Impactos en el Sector Eléctrico Como se ha discudo en capítulos anteriores, el diseño de los contratos de explotación y transporte, así como el marco regulatorio inicial creado para la industria del GN, se centró principalmente en promover su ulización en la generación eléctrica, puesto que en este sector era más facble su rápido ingreso con niveles de consumo elevados.

Fuente: GART-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

de electricidad, conviréndose en uno de los pilares que sosene el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Véase el Gráco N° 10-11. 10-11. Por otro lado, en la acvidad del transporte se diseñó el mecanismo de GRP, el cual, como se ha tratado en el Capítulo 5, permió un ujo asegurado de ingresos al concesionario mediante un recargo en las tarifas de los usuarios nales.

disponibles. En el segundo se plantea el escenario con Camisea (Observado o Real) y se realiza la conguración ón del sistema eléctrico co tomando en cuenta la existencia y facbilidad de generación a diesel, GN a ciclo simple, GN a ciclo combinado y fuerza hidráulica, como tecnologíasdisponibles89.

En cada uno de los escenarios se ha obtenido el parque generador ópmo. Para este procedimiento se ulizó parámetros de costos jos, La presente sección ene como objevo realizar un análisis para medir costos variables y patrones de demanda de energía (diagrama de el impacto aproximado del proyecto proyecto Camisea en el sector eléctrico. carga), tal como será mostrado en las secciones subsiguientes. Para Es preciso mencionar que los diversos trabajos realizados hasta el más detalle véase en el formato digital del anexo del presente capítulo. momento se formularon de forma ex-ante, es decir, se emplearon proyecciones para sustentar la mayoría de sus resultados; en contraste, Los resultados de las esmaciones se muestran muestran en dos subsecciones. el presente análisis, se ha formulado de manera ex-post (tras haber En la primera se analiza lo s ahorros anuales en las tarifas eléctricas transcurrido diez años del inicio de operación del proyecto).En otras en barra netos de la GRP comparando los dos escenarios teóricos teóricos palabras, la interrogante interrogante a resolver es ¿cuán benecioso fue el de abastecimiento. De este resultado se obene el valor descontado proyecto Camisea para el sector eléctrico en los úlmos 10 años? al año 2013 del ahorro neto. En la segunda se analizan los ahorros reemplazando la energía producida a GN-ciclo combinado (CC) y Respecto a la cuancación de los ahorros, se han propuesto dos GN-ciclo simple (CS) por diesel y carbón, respecvamente. Luego se escenarios teóricos de abastecimiento. ento.88 En el primero primero se plantea plantea valoriza la energía reemplazada al costo variable unitario de cada un escenario sin Camisea (Contrafactual) y se realiza la conguración combusble para cuancar los ahorros en costos de generación. del sistema eléctrico tomando en cuenta la existencia y facbilidad de generación a diesel, carbón y fuerza hidráulica, como tecnologías


Gráco N° 10-10: Ahorros y Costos anuales del total de vehículos que empesaron usar GNV en el año, 2006-2013 (US$ Millones)1/ 34,380 vehículos

1000 900

Gráco N° 10-11: Matriz energéca del país y el proyecto Camisea

4%


155

700

$ S U e 600 d s e 500 n o l l i 400 M

23,928 vehículos

17,749 vehículos

98

22,753 vehículos

23,022 vehículos

93

5,371 vehículos

480

435

67

397

424

30 134

0

53%

87%

47

76%

217

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Otros


371

Hidráulica

43%

25,359 vehículos

75

779

200

Gas Natural

9% 4%

87

300

2004

10%

14%

800

2013

2013

1/ Expresados en valor presente del 2013 considerando la vida úl del vehículo 2/ Incluye los costos de nanciamiento más las revisiones quinquenales Elaboración: OEE-Osinergmin

Fuente: GART-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

En el Gráco N° 10-10 se 10-10 se aprecia los ahorros netos y costos por el uso de GNV durante la vida úl del vehículo según el año en que se comenzó a usar dicho combusble, sea a través de la conversión o de la compra de un vehículo nuevo. Ahí se observa que los vehículos que comenzaron a usar el GNV a parr del año 2008, es decir 34,380 vehículos, alcanza alcanzan n en agregado los mayores niveles de ahorro neto al totalizar US$ 779 millones en la vida úl del vehículo descontando los costos asociados a conversión o compra y revisiones quinquenales. Por su lado, aquellos que lo hicieron a parr del año 2006, es decir 5,371 vehículos, solamente solamente llegan a US$ 134 millones de ahorros netos e incurren a la vez en costos de alrededor de US$ 30 millones durante toda la vida úl del vehículo.

En resumen, el uso de GNV como combusble vehicular ha sido rentable, ya sea para los vehículos converdos o para los vehículos nuevos a GNV, nanciando completamente los costos de conversión o compra, respecvament respecvamente. e.

Finalmente, se presentan los raos entre el benecio y el costo87 (B/C) tanto para los vehículos converdos como para los nuevos de manera agregada en su vida úl. Con ello, el benecio por el uso de GNV representaría 6 veces el costo incurrido (costos de compra y costos de conversión), es decir, por cada dólar inverdo se obtendría un benecio adicional de 5 dólares. Sin embargo, este rao representa 6.9 veces el costo de conversión para los benecios de vehículos converdos y solamente 3.9 veces para los vehículos nuevos, lo cual es reejo de los mayores costos de compra en comparación a los costos de conversión. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presente capítulo.

Respecto a la acvidad de generación, el ingreso de Camisea modicó la matriz energéca del país , diversicando las fuentes primarias y abaratando los costos de generación. En el año 2000, es decir antes del ingreso de Camisea sólo el 4% de la energía eléctrica estuvo producida por GN, proveniente de los yacimientos de la costa norte y Aguaya. Sin embargo, en el año que inició operaciones el Proyecto hubo un incremento de la parcipación del GN en la generación pasando a concentrar el 10% de la producción eléctrica. En los úlmos diez años la tendencia de la parcipación del GN ha sido creciente. En el año 2013, el gas natural representó el 43% de la matriz energéca

10.1.5 Impactos en el Sector Eléctrico Como se ha discudo en capítulos anteriores, el diseño de los contratos de explotación y transporte, así como el marco regulatorio inicial creado para la industria del GN, se centró principalmente en promover su ulización en la generación eléctrica, puesto que en este sector era más facble su rápido ingreso con niveles de consumo elevados.

de electricidad, conviréndose en uno de los pilares que sosene el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Véase el Gráco N° 10-11. 10-11. Por otro lado, en la acvidad del transporte se diseñó el mecanismo de GRP, el cual, como se ha tratado en el Capítulo 5, permió un ujo asegurado de ingresos al concesionario mediante un recargo en las tarifas de los usuarios nales. La presente sección ene como objevo realizar un análisis para medir el impacto aproximado del proyecto proyecto Camisea en el sector eléctrico. Es preciso mencionar que los diversos trabajos realizados hasta el momento se formularon de forma ex-ante, es decir, se emplearon proyecciones para sustentar la mayoría de sus resultados; en contraste, el presente análisis, se ha formulado de manera ex-post (tras haber transcurrido diez años del inicio de operación del proyecto).En otras palabras, la interrogante interrogante a resolver es ¿cuán benecioso fue el proyecto Camisea para el sector eléctrico en los úlmos 10 años? Respecto a la cuancación de los ahorros, se han propuesto dos escenarios teóricos de abastecimiento. ento.88 En el primero primero se plantea plantea un escenario sin Camisea (Contrafactual) y se realiza la conguración del sistema eléctrico tomando en cuenta la existencia y facbilidad de generación a diesel, carbón y fuerza hidráulica, como tecnologías

disponibles. En el segundo se plantea el escenario con Camisea (Observado o Real) y se realiza la conguración ón del sistema eléctrico co tomando en cuenta la existencia y facbilidad de generación a diesel, GN a ciclo simple, GN a ciclo combinado y fuerza hidráulica, como tecnologíasdisponibles89. En cada uno de los escenarios se ha obtenido el parque generador ópmo. Para este procedimiento se ulizó parámetros de costos jos, costos variables y patrones de demanda de energía (diagrama de carga), tal como será mostrado en las secciones subsiguientes. Para más detalle véase en el formato digital del anexo del presente capítulo. Los resultados de las esmaciones se muestran muestran en dos subsecciones. En la primera se analiza lo s ahorros anuales en las tarifas eléctricas en barra netos de la GRP comparando los dos escenarios teóricos teóricos de abastecimiento. De este resultado se obene el valor descontado al año 2013 del ahorro neto. En la segunda se analizan los ahorros reemplazando la energía producida a GN-ciclo combinado (CC) y GN-ciclo simple (CS) por diesel y carbón, respecvamente. Luego se valoriza la energía reemplazada al costo variable unitario de cada combusble para cuancar los ahorros en costos de generación.

-172-

-173-


Gráco N° 10-12: Ahorros anuales en costos de generación por el ingreso del proyecto Camisea 500

Gráco N° 10-13: Esmación de Tarifas en Barra por Escenarios 10

80

Diesel

Carbón

450

Ahorro Corriente (eje derecho) Tarifa en Barra Escenario Contrafactual Tarifa en Barra Escenario Real

70

400

9 8

60

350 o ñ a300 W K / $250 S U 200

7 h 50 W M r o 40 p $ S U30

GNCS GNCC Hidro

6.1 5.2 4.2 3.6

150

20

Ahorro Anual por Camisea

100

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

8000

3.8

3.9

4.2

4.1

4.4

3

2.7

2

1.8

10

50

4.0

h 6 W M r 5 o p $ S 4 U

1.2

1

0.7

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

0

Horas al año Fuente: IEA, Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

El Gráco N° 10-12 muestra el ahorro anual (por mayor eciencia producva) que se generó a parr del ingreso del GN de Camisea (las tecnologías implementadas por el ingreso de GN son ciclo simple (CS) y ciclo combinado (CC)). Asimismo, se observa que las centrales a carbón pierden facbilidad; no obstante, solo sucede en el escenario teórico, puesto que en realidad el parque generador peruano sigue ulizandocarbón94 para la generación eléctrica. El efecto principal de la comparación de ambos escenarios teóricos es una reducción en la parcipación de generación eléctrica de las centrales hidráulicas y de diésel, producto de una reconguración en los empos ópmos de ulización de cada tecnología, que fueron cedidas a las centrales a GN. Históricamente, según las estadíscas anuales de operación del COES-SINAC a nivel de energía, las centrales hidráulicas pasaron de tener el 84% en el año 2003 a 53% en el año 2013 respecto a la parcipación en la generación de electricidad. Tarifas eléctricas en barra

A parr de los escenarios de abastecimiento teóricos, se ha podido calcular los precios marginales promedio de la energía de cada año desde el año 2000 al año 2013 para ambos escenarios. Además, se tuvo que tomar los valores desde el año 2000 debido a que la metodología

Elaboración: OEE-Osinergmin

de jación de tarifas de la GART consideraba las proyecciones de la oferta de los 48 meses siguientes; es decir, en la jación tarifaria de mayo del 2000 se incorporó por primera vez a la central de Ventanilla en el parque generador, por lo que desde el año 2000 ya se observa una leve reducción tarifaria94. Los datos obtenidos de los escenarios de abastecimiento teóricos son ulizados para el cálculo del precio en barra de la energía96, a través de la siguiente fórmula:96

Precio en Barra de la Energía=

Cmgi•qi ∑ 4 i=0 (1+r)i ∑ 4 qi i=0 (1+r)i

(10-1)

Es importante mencionar que desde el año 2010, se ulizaron las proyecciones de demanda del Procedimiento de Fijación de Precios en Barra Periodo Mayo 2014 - Abril 2015 de la GART; en el caso de los costos marginales, se ha proyectado ulizando la tasa de crecimiento promedio del precio marginal de la energía de los úlmos diez años. Los resultados de ambos escenarios de abastecimiento teóricos sirven para calcular el ahorro como porcentaje del precio en barra

de la energía del escenario con Camisea. Luego se toma estos valores para replicarlos en las tarifas en barra publicadas por la GART 97. De este modo, se construye una serie histórica de tarifas en barra en un escenario sin Camisea, como se observa en elGráco N° 10-13.

Como se observa en el Gráco N° 10-14, luego de 10 años del inicio de operaciones del proyecto Camisea, los usuarios del sector eléctrico obtuvieron ahorros netos importantes en las tarifas. Para ilustrar, en el año 2000 se obtuvo US$ 12 millones de ahorros. No obstante, en el año 2004 estos ahorros se duplicaron llegando a US$ 32 millones (considerando la En el Gráco N° 10-13 se muestra el ahorro corriente en cada año que GRP). Al año 2013 los ahorros obtuvieron casi 8 veces más que en el año se traslada al usuario nal. Si bien la llegada del proyecto genera un 2004 alcanzando los US$ 248 millones. Asimismo, el ahorro en tarifas en ahorro poco signicavo en los primeros años, a parr del año 2004 barra asciende a US$ 3,064 millones en términos descontados al 2013. No el ahorro en tarifas en barra se manene alrededor de 8%. En efecto, obstante, al ajustar el ahorro por el pago de la GRP98 se obene un ahorro para el año 2013 la tarifa en barra jada en un escenario sin Camisea neto para los usuarios nales de aproximadamente US$ 1,783 millones hubiera sido US$ 66.82 por MWh; sin embargo, el proyecto Camisea al año 2013. Por otro lado, el rao benecio-costo que se calcula como el logró que la tarifa real sea de US$ 60.74 por MWh. cociente entre los ahorros generados por el proyecto Camisea incluido el pago por GRP y el costo de la misma asciende a 2.4; es decir, el benecio Un punto relevante en la cuancación del impacto en el sector obtenido por el pago del GRP es 2.4 veces mayor que su costo que signicó eléctrico es el pago adelantado de la garana por red principal. Los para los usuarios del sector eléctrico. usuarios eléctricos no deberían considerarlo como un costo, debido a que el concesionario ene la obligación de devolver dicho monto Costos de Generación mediante un descuento en los recibos futuros de transporte de gas en alta presión. Sin embargo, como el periodo de análisis no incluye Para el siguiente ejercicio se ha dejado de lado los escenarios de los años de devolución del pago adelantado se debe tomar en cuenta. abastecimient o teóricos. Ahora el análisis se centrará en estudiar los El monto del pago adelantado asciende a US$ 100 millones, y se ha datos observados de energía producida por tecnología y combusble.91 considerado en los años 2002 y 2003. Como se observa en el Gráco N° 10-15, desde el ingreso del proyecto Camisea (2004) el GN ha incrementado su parcipación en la


Gráco N° 10-12: Ahorros anuales en costos de generación por el ingreso del proyecto Camisea 500

Gráco N° 10-13: Esmación de Tarifas en Barra por Escenarios 10

80

Diesel

Carbón

450

Ahorro Corriente (eje derecho) Tarifa en Barra Escenario Contrafactual Tarifa en Barra Escenario Real

70

400

9 8

60

350 o ñ a300 W K / $250 S U 200

7 h 50 W M r o 40 p $ S U30

GNCS GNCC Hidro

6.1 5.2 4.2 3.6

150

20

Ahorro Anual por Camisea

100

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

8000

3.9

3.8

4.2

4.1

4.4

3

2.7

2

1.8

10

50

4.0

h 6 W M r 5 o p $ S 4 U

1.2

1

0.7

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

0

Horas al año Fuente: IEA, Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin


El Gráco N° 10-12 muestra el ahorro anual (por mayor eciencia producva) que se generó a parr del ingreso del GN de Camisea (las tecnologías implementadas por el ingreso de GN son ciclo simple (CS) y ciclo combinado (CC)). Asimismo, se observa que las centrales a carbón pierden facbilidad; no obstante, solo sucede en el escenario teórico, puesto que en realidad el parque generador peruano sigue ulizandocarbón94 para la generación eléctrica. El efecto principal de la comparación de ambos escenarios teóricos es una reducción en la parcipación de generación eléctrica de las centrales hidráulicas y de diésel, producto de una reconguración en los empos ópmos de ulización de cada tecnología, que fueron cedidas a las centrales a GN. Históricamente, según las estadíscas anuales de operación del COES-SINAC a nivel de energía, las centrales hidráulicas pasaron de tener el 84% en el año 2003 a 53% en el año 2013 respecto a la parcipación en la generación de electricidad. Tarifas eléctricas en barra

A parr de los escenarios de abastecimiento teóricos, se ha podido calcular los precios marginales promedio de la energía de cada año desde el año 2000 al año 2013 para ambos escenarios. Además, se tuvo que tomar los valores desde el año 2000 debido a que la metodología

de jación de tarifas de la GART consideraba las proyecciones de la oferta de los 48 meses siguientes; es decir, en la jación tarifaria de mayo del 2000 se incorporó por primera vez a la central de Ventanilla en el parque generador, por lo que desde el año 2000 ya se observa una leve reducción tarifaria94. Los datos obtenidos de los escenarios de abastecimiento teóricos son ulizados para el cálculo del precio en barra de la energía96, a través de la siguiente fórmula:96

Precio en Barra de la Energía=

Cmgi•qi ∑ 4 i=0 (1+r)i ∑ 4 qi i=0 (1+r)i

(10-1)

Es importante mencionar que desde el año 2010, se ulizaron las proyecciones de demanda del Procedimiento de Fijación de Precios en Barra Periodo Mayo 2014 - Abril 2015 de la GART; en el caso de los costos marginales, se ha proyectado ulizando la tasa de crecimiento promedio del precio marginal de la energía de los úlmos diez años. Los resultados de ambos escenarios de abastecimiento teóricos sirven para calcular el ahorro como porcentaje del precio en barra

de la energía del escenario con Camisea. Luego se toma estos valores para replicarlos en las tarifas en barra publicadas por la GART 97. De este modo, se construye una serie histórica de tarifas en barra en un escenario sin Camisea, como se observa en elGráco N° 10-13.

Como se observa en el Gráco N° 10-14, luego de 10 años del inicio de operaciones del proyecto Camisea, los usuarios del sector eléctrico obtuvieron ahorros netos importantes en las tarifas. Para ilustrar, en el año 2000 se obtuvo US$ 12 millones de ahorros. No obstante, en el año 2004 estos ahorros se duplicaron llegando a US$ 32 millones (considerando la En el Gráco N° 10-13 se muestra el ahorro corriente en cada año que GRP). Al año 2013 los ahorros obtuvieron casi 8 veces más que en el año se traslada al usuario nal. Si bien la llegada del proyecto genera un 2004 alcanzando los US$ 248 millones. Asimismo, el ahorro en tarifas en ahorro poco signicavo en los primeros años, a parr del año 2004 barra asciende a US$ 3,064 millones en términos descontados al 2013. No el ahorro en tarifas en barra se manene alrededor de 8%. En efecto, obstante, al ajustar el ahorro por el pago de la GRP98 se obene un ahorro para el año 2013 la tarifa en barra jada en un escenario sin Camisea neto para los usuarios nales de aproximadamente US$ 1,783 millones hubiera sido US$ 66.82 por MWh; sin embargo, el proyecto Camisea al año 2013. Por otro lado, el rao benecio-costo que se calcula como el logró que la tarifa real sea de US$ 60.74 por MWh. cociente entre los ahorros generados por el proyecto Camisea incluido el pago por GRP y el costo de la misma asciende a 2.4; es decir, el benecio Un punto relevante en la cuancación del impacto en el sector obtenido por el pago del GRP es 2.4 veces mayor que su costo que signicó eléctrico es el pago adelantado de la garana por red principal. Los para los usuarios del sector eléctrico. usuarios eléctricos no deberían considerarlo como un costo, debido a que el concesionario ene la obligación de devolver dicho monto Costos de Generación mediante un descuento en los recibos futuros de transporte de gas en alta presión. Sin embargo, como el periodo de análisis no incluye Para el siguiente ejercicio se ha dejado de lado los escenarios de los años de devolución del pago adelantado se debe tomar en cuenta. abastecimient o teóricos. Ahora el análisis se centrará en estudiar los El monto del pago adelantado asciende a US$ 100 millones, y se ha datos observados de energía producida por tecnología y combusble.91 considerado en los años 2002 y 2003. Como se observa en el Gráco N° 10-15, desde el ingreso del proyecto Camisea (2004) el GN ha incrementado su parcipación en la

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Gráco N° 10-15: Parcipación en generación térmica por combusble Gráco N° 10-14: Ahorros Netos en tarifas en barra y la GRP Gas Natural

100%

300 RP

250

Carbón y Diesel

80%

Ahorro Neto $ S U e d s e n o l l i M

200 150

21

54

50 49

0

248

21

100

12

25

2000

2001

-10

2002

49 12

2003

83

199 131

144

167

201 0

2011

20%

107

32

2004

67

60% h W G 40%

24

2005

2006

46

2007

0%

2008

2009

2012

2013 2004

-50 Elaboración: OEE-Osinergmin. Costos de Generación

generación eléctrica por combusbles, desplazando a combusbles fósiles como el diésel y el carbón. En el año 2004 la producción de energía eléctrica por GN representaba el 56% de las fuentes térmicas; sin embargo, para el año 2013 la composición se modicó y el GN paso a representar el 94% de la generación térmica. Es importante mencionar que en este periodo la producción de electricidad por fuentes térmicas se triplicó, lo que hace aún más signicavo el efecto de Camisea. En este contexto es posible formular la siguiente interrogante. ¿Qué hubiera sucedido con los costos de generación si el GN de Camisea no hubiera exisdo?. Es decir si las tecnologías (centrales térmicas a CS y CC) implementadas para la ulización de GN de camisea nunca se hubieran dado. Para responder esta pregunta, se puede pensar en dos situaciones. En la primera, la generación eléctrica dispone de diesel, GN y carbón, como combusbles de generación térmica100. En la segunda, la generación eléctrica sólo dispone de diesel y carbón como combusbles de generación. Dicho esto, y debido a la necesidad de comparar ambas situaciones, se parte de la primera situación (observada) para construir la segunda

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: COES-SINAC.Elaboración: OEE-Osinergmin

situación (sin GN), manteniendo el nivel de producción de energía elétrica constante (para las dos situaciones). Luego, se reemplaza la energía producida a ciclo simple y ciclo combinado por diesel y carbón respecvamente;101 posteriormente se valoriza la energía reemplazada junto a la energía no reemplazada al costo variable unitario de cada po de combusble. De esta forma se construye el costo total de generación para la situación donde sólo se dispone de diesel y carbón como combusbles para la generación térmica a la que se le denominará costo de generación térmica sin Camisea.

que se muestra en el gráco anterior. Sin embargo, los resultados muestran una lección muy clara; la presencia del proyecto Camisea, signicó una disminución del costo de la generación eléctrica y evitó incrementos de 377% (en promedio), en los costos de generación, para un escenario menos conservador que el desarrollado en la sección anterior.

Como se muestra en el Gráco N° 10-16, este procedimiento modica considerablemente la candad de energía producida con diesel y carbón; a su vez, al valorizar los costos de generación térmica la diferencia es exagerademente grande como se observa en elGráco N° 10-17, los incrementos en costos toman el valor máximo de 715% respecto de los costos con Camisea.

Después de diez años del inicio del proyecto Camisea y de cuatro años del proyecto de exportación de GNL, la explotación del GN tuvo un impacto signicavo en disntas acvidades del sector privado y por 10.2.1 Recaudación: Regalías e Impuesto a la Renta lo tanto también en el sector público por la vía de los ingresos scales en los gobiernos nacional, regional y local. El monto de las regalías es determinado por los contratos de licencia104 y se calcula del producto de la tasa de la regalía por el valor de Tal como se observa en la Ilustración N°10-2 en términos generales, la producción scalizada, siendo el encargado de su recaudación los recursos scales se recaudan por regalías e impuesto a la renta. Sin Perupetro. embargo, estos recursos son administrados y distribuidos a través de disntos fondos o aportes. El monto recaudado mantuvo una tendencia creciente desde el inicio de la o peración del proyecto hasta el 2013, año en que las regalías Parcularmente, se enfoca el análisis sobre el canon gasífero y el sumaron US$ 1,303 millones, de los cuales el 49% pertenece al Lote FOCAM, 102 que constuyen los principales desnos de los recursos 56 y el 51% restante al Lote 88. Es importante mencionar que para

La explicación a este resultado consiste en que los niveles de producción de generación térmica para una situación sin Camisea no se hubieran mantenido constantes como se supuso al inicio del ejercicio. Esto se debe al hecho que la generación hidráulica hubiera desplazado a la generación térmica; respondiendo al proceso de opmización del parque generador, reduciéndose así la enorme diferencia de costos

10.2 Impacto Económico en el Sector Público: Impuesto a la Renta y Regalías

scales generados por el proyecto Camisea, además de facilitar el análisis de la ulización de estos recursos por los principales beneciarios. La presente sección se organiza de la siguiente manera: en primer lugar, se analiza la recaudación de cada uno de los c omponente s de los recursos scales. En segundo lugar, se discute la distribución de los recursos en cada componente, a través del canon gasífero103 y el FOCAM. Posteriormente, se describe el uso del canon por los beneciarios (gobierno regional Cusco); y por úlmo, se cuanca los benecios generados a parr del proyecto Camisea.


Gráco N° 10-15: Parcipación en generación térmica por combusble Gráco N° 10-14: Ahorros Netos en tarifas en barra y la GRP Gas Natural

100%

300 RP

250

Carbón y Diesel

80%

Ahorro Neto $ S U e d s e n o l l i M

200 150

21 248

21

100 54

50 49

0

12

25

2000

2001

-10

2002

49 12

2003

83

199 131

144

167

201 0

2011

20%

107

32

2004

67

60% h W G 40%

24

2005

2006

46

2007

0%

2008

2009

2012

2013 2004

-50 Elaboración: OEE-Osinergmin. Costos de Generación

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: COES-SINAC.Elaboración: OEE-Osinergmin

generación eléctrica por combusbles, desplazando a combusbles fósiles como el diésel y el carbón. En el año 2004 la producción de energía eléctrica por GN representaba el 56% de las fuentes térmicas; sin embargo, para el año 2013 la composición se modicó y el GN paso a representar el 94% de la generación térmica. Es importante mencionar que en este periodo la producción de electricidad por fuentes térmicas se triplicó, lo que hace aún más signicavo el efecto de Camisea.

situación (sin GN), manteniendo el nivel de producción de energía elétrica constante (para las dos situaciones). Luego, se reemplaza la energía producida a ciclo simple y ciclo combinado por diesel y carbón respecvamente;101 posteriormente se valoriza la energía reemplazada junto a la energía no reemplazada al costo variable unitario de cada po de combusble. De esta forma se construye el costo total de generación para la situación donde sólo se dispone de diesel y carbón como combusbles para la generación térmica a la que se le denominará costo de generación térmica sin Camisea.

que se muestra en el gráco anterior. Sin embargo, los resultados muestran una lección muy clara; la presencia del proyecto Camisea, signicó una disminución del costo de la generación eléctrica y evitó incrementos de 377% (en promedio), en los costos de generación, para un escenario menos conservador que el desarrollado en la sección anterior.

Como se muestra en el Gráco N° 10-16, este procedimiento modica considerablemente la candad de energía producida con diesel y carbón; a su vez, al valorizar los costos de generación térmica la diferencia es exagerademente grande como se observa en elGráco N° 10-17, los incrementos en costos toman el valor máximo de 715% respecto de los costos con Camisea.

Después de diez años del inicio del proyecto Camisea y de cuatro años del proyecto de exportación de GNL, la explotación del GN tuvo un impacto signicavo en disntas acvidades del sector privado y por 10.2.1 Recaudación: Regalías e Impuesto a la Renta lo tanto también en el sector público por la vía de los ingresos scales en los gobiernos nacional, regional y local. El monto de las regalías es determinado por los contratos de licencia104 y se calcula del producto de la tasa de la regalía por el valor de Tal como se observa en la Ilustración N°10-2 en términos generales, la producción scalizada, siendo el encargado de su recaudación los recursos scales se recaudan por regalías e impuesto a la renta. Sin Perupetro. embargo, estos recursos son administrados y distribuidos a través de disntos fondos o aportes. El monto recaudado mantuvo una tendencia creciente desde el inicio de la o peración del proyecto hasta el 2013, año en que las regalías Parcularmente, se enfoca el análisis sobre el canon gasífero y el sumaron US$ 1,303 millones, de los cuales el 49% pertenece al Lote 102 FOCAM, que constuyen los principales desnos de los recursos 56 y el 51% restante al Lote 88. Es importante mencionar que para

En este contexto es posible formular la siguiente interrogante. ¿Qué hubiera sucedido con los costos de generación si el GN de Camisea no hubiera exisdo?. Es decir si las tecnologías (centrales térmicas a CS y CC) implementadas para la ulización de GN de camisea nunca se hubieran dado. Para responder esta pregunta, se puede pensar en dos situaciones. En la primera, la generación eléctrica dispone de diesel, GN y carbón, como combusbles de generación térmica100. En la segunda, la generación eléctrica sólo dispone de diesel y carbón como combusbles de generación. Dicho esto, y debido a la necesidad de comparar ambas situaciones, se parte de la primera situación (observada) para construir la segunda

La explicación a este resultado consiste en que los niveles de producción de generación térmica para una situación sin Camisea no se hubieran mantenido constantes como se supuso al inicio del ejercicio. Esto se debe al hecho que la generación hidráulica hubiera desplazado a la generación térmica; respondiendo al proceso de opmización del parque generador, reduciéndose así la enorme diferencia de costos

10.2 Impacto Económico en el Sector Público: Impuesto a la Renta y Regalías

scales generados por el proyecto Camisea, además de facilitar el análisis de la ulización de estos recursos por los principales beneciarios. La presente sección se organiza de la siguiente manera: en primer lugar, se analiza la recaudación de cada uno de los c omponente s de los recursos scales. En segundo lugar, se discute la distribución de los recursos en cada componente, a través del canon gasífero103 y el FOCAM. Posteriormente, se describe el uso del canon por los beneciarios (gobierno regional Cusco); y por úlmo, se cuanca los benecios generados a parr del proyecto Camisea.

-176-

-177-


Gráco N° 10-16: Parcipación en generación térmica por combusble, situación sin gas natural

Gráco N° 10-17: Costos totales con y sin Camisea

20,000 18,000

800%

3,500

Diesel

Costo de la generaciṕn térmica, con Camisea

Diesel - CS

700%

3,000

16,000

715%

Costo de la generación térmica, sin Camisea

Carbón 14,000

$ S U e2,000 d s e n o1,500 l l i M

h W10,000 G

8,000 6,000

1,000

600%

Incremento en costos (%)

2,500

Carbón-CC

12,000

500%

475% 430% 389% 318%

e j a

400% t n

363%

308%

e c r o

368%

300% P 217% 192%

200%

4,000 500

2,000 0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Por otro lado, en la comparación con la recaudación de regalías de otros hidrocarburos, la evolución de las regalías provenientes de los yacimientos de GN se ha incrementado tal como se muestra en el Gráco N° 10-19. En el año 2004 el principal hidrocarburo generador de regalías era el petróleo (74% del total de regalías), mientras que en el 2013 esta concentración se redujo a 47%. La parcipación de regalías provenientes de GN y LGN sumó 53% del total. Respecto al Impuesto a la Renta105, las compañías determinan el monto por pagar en la “Declaración Jurada Anual”, la cual es pr esentada a la SUNAT durante los meses de marzo y abril del año siguiente al año que se declara106. Cada mes las compañías realizan pagos a cuenta, calculados en razón de sus ingresos y al nal del ejercicio scal realizan la regularización anual del impuesto a la renta a pagar por medio de la Declaración Jurada Anual. Es preciso mencionar que en los contratos de licencia se estableció que las empresas que forman el Consorcio gozan del benecio de

0% 2004

Fuente: COES-SINAC. Elaboración: OEE-Osinergmin

el caso del Lote 56 la recaudación por LGN se inició en el año 2008, lo cual permió duplicar las regalías recaudadas. Así al año 2013 los LGN representaron el 66.5% de las regalías totales. Véase el Gráco N° 10-18.

100%

0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013


Estabilidad del Régimen Tributario vigente a la fecha de la rma del contrato. En términos generales, los benecios son: (i) tasa de 30% sobre la base imponible (ulidades netas) y (ii) los repartos de dividendos y cualquier forma de distribución de benecios no están gravadas.

10.2.2 Canon gasífero y FOCAM En el caso del Canon Gasífero107, ene como objeto determinar los recursos naturales cuya explotación genera canon y regular su distribución en favor de los gobiernos regionales y gobiernos locales de las zonas donde se exploten los recursos naturales108. Los parcipantes del canon gasífero son: (i) los contribuyentes (compañías gasíferas en explotación), (ii) los recaudadores (Perupetro S.A., SUNAT), (iii) los distribuidores (Dirección General de Asuntos Económicos y SocialesDGAES, PCM, Dirección General del Tesoro Público- DGTP); y, (iv) los beneciarios (gobiernos locales y regionales). En el Cuadro N° 10-3 se muestra los criterios de distribución establecidos por la Ley del Canon; adicionalmente, para la asignación de los recursos del canon gasífero se aplica un índice de distribución109. A parr de este punto, es posible idencar al canon gasífero como una importante herramienta de los gobiernos locales y regionales en el desarrollo de sus comunidades,

Ilustración N°10-2: Distribución de los Ingresos Fiscales generados por la Explotación del Gas Natural de Camisea

SUNAT S E T

N E U F

REGALÍAS

O OTROS N I T S E Fondo de Defensa D

PerupetroS.A. Minem Osinergmin Tesoro Público

FOCAM 18.8% 1.5% 0.75% 0.75% 13.95%

Fuente: MEF. Elaboración: OEE-Osinergmin

Ucayali Otras Provincias

IMPUESTO A LA RENTA

CANON GASÍFERO 2.5% 50% Regalias 11.75% 50% Impuesto a la Renta


Gráco N° 10-16: Parcipación en generación térmica por combusble, situación sin gas natural

Gráco N° 10-17: Costos totales con y sin Camisea

20,000

800%

3,500

Diesel

18,000

Costo de la generaciṕn térmica, con Camisea

Diesel - CS

700%

3,000

16,000

715%

Costo de la generación térmica, sin Camisea

Carbón 14,000

$ S U e2,000 d s e n o l 1,500 l i M

h W10,000 G

8,000 6,000

1,000

600%

Incremento en costos (%)

2,500

Carbón-CC

12,000

500%

475% 430% 389% 318%

e j a

t 400% n

363%

308%

e c r o

368%

300% P 217% 192%

200%

4,000 500

2,000 0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: COES-SINAC. Elaboración: OEE-Osinergmin

100% 0%

0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013


el caso del Lote 56 la recaudación por LGN se inició en el año 2008, lo cual permió duplicar las regalías recaudadas. Así al año 2013 los LGN representaron el 66.5% de las regalías totales. Véase el Gráco N° 10-18.

Estabilidad del Régimen Tributario vigente a la fecha de la rma del contrato. En términos generales, los benecios son: (i) tasa de 30% sobre la base imponible (ulidades netas) y (ii) los repartos de dividendos y cualquier forma de distribución de benecios no están gravadas.

Por otro lado, en la comparación con la recaudación de regalías de otros hidrocarburos, la evolución de las regalías provenientes de los yacimientos de GN se ha incrementado tal como se muestra en el Gráco N° 10-19. En el año 2004 el principal hidrocarburo generador de regalías era el petróleo (74% del total de regalías), mientras que en el 2013 esta concentración se redujo a 47%. La parcipación de regalías provenientes de GN y LGN sumó 53% del total. Respecto al Impuesto a la Renta105, las compañías determinan el monto por pagar en la “Declaración Jurada Anual”, la cual es pr esentada a la SUNAT durante los meses de marzo y abril del año siguiente al año que se declara106. Cada mes las compañías realizan pagos a cuenta, calculados en razón de sus ingresos y al nal del ejercicio scal realizan la regularización anual del impuesto a la renta a pagar por medio de la Declaración Jurada Anual.

10.2.2 Canon gasífero y FOCAM En el caso del Canon Gasífero107, ene como objeto determinar los recursos naturales cuya explotación genera canon y regular su distribución en favor de los gobiernos regionales y gobiernos locales de las zonas donde se exploten los recursos naturales108. Los parcipantes del canon gasífero son: (i) los contribuyentes (compañías gasíferas en explotación), (ii) los recaudadores (Perupetro S.A., SUNAT), (iii) los distribuidores (Dirección General de Asuntos Económicos y SocialesDGAES, PCM, Dirección General del Tesoro Público- DGTP); y, (iv) los beneciarios (gobiernos locales y regionales). En el Cuadro N° 10-3 se muestra los criterios de distribución establecidos por la Ley del Canon; adicionalmente, para la asignación de los recursos del canon gasífero se aplica un índice de distribución109. A parr de este punto, es posible idencar al canon gasífero como una importante herramienta de los gobiernos locales y regionales en el desarrollo de sus comunidades,

Es preciso mencionar que en los contratos de licencia se estableció que las empresas que forman el Consorcio gozan del benecio de

Ilustración N°10-2: Distribución de los Ingresos Fiscales generados por la Explotación del Gas Natural de Camisea

SUNAT S E T N E U F

REGALÍAS

O OTROS N I T S E Fondo de Defensa D

IMPUESTO A LA RENTA

FOCAM 18.8% 1.5% 0.75% 0.75% 13.95%

PerupetroS.A. Minem Osinergmin Tesoro Público

Ucayali Otras Provincias

CANON GASÍFERO 2.5% 50% Regalias 11.75% 50% Impuesto a la Renta

Fuente: MEF. Elaboración: OEE-Osinergmin

-178-

-179-


Gráco N° 10-19: Regalías por hidrocarburo año 2004 y 2013

Gráco N° 10-18: Regalías por GN y LGN, 2004-2013 0.001%

1400

2013

4.170%

1,165

Líquidos de Gas Natural Lote 56 Gas Natural Lote 88

1000 $ S U e 800 d s e n o 600 l l i M

Gas Natural Lote 56

23%

21.047%

808

47%

473 407

400

74.782%

301 191

200

244

53

0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: Perupetro. Elaboración: OEE-Osinergmin

debido a que su uso se ha desnado exclusivamente al nanciamiento o conanciamiento de proyectos de inversión pública orientados a brindar acceso universal a los servicios públicos y que generen benecios a la sociedad.110 Asimismo, los gobiernos regionales entregan el 20% del total percibido por canon a las universidades públicas de su circunscripción Este monto es desnado exclusivamente a la inversión en invesgación cienca y tecnológica que potencien el desarrollo regional. En relación al total de las transferencias recibidas por los gobiernos locales, el Gráco N° 10-20, muestra que el canon gasífero ha ganado mayor relevancia a través del empo. Es así que, mientras que en el año 2004 solo representaba el 2% del total de transferencias recibidas, en el año 2013 representó el 10%. En el ámbito de los gobiernos regionales, su relevancia ha oscilado entre el 5% y 17%, ubicándose al 2013 en 17% del total de transferencias recibidas. Por otro lado, el FOCAM se disngue del canon gasífero por los beneciarios a quien va dirigida la transferencia; es decir, mientras que el canon gasífero se dirige hacia las zonas donde el recurso es explotado, el FOCAM se dirige a las zonas por donde los ductos realizan su recorrido. El FOCAM se crea en virtud de uno de los 21 compromisos asumidos el 4 de marzo del 2004 por el Gobierno del Perú con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), en el marco del Préstamo “Programa de Fortalecimiento 112

2004

1,304

1,248

Líquidos de Gas Natural Lote 88 1200

Condensados

30%

Gas Natural

Gas Natural

Líquido de Gas Natural


Petróleo

Petróleo

Total recaudado 2004: US$ 307 millones Total recaudado 2013: US$ 1,932 millones Fuente: Perupetro. Elaboración: OEE-Osinergmin

Instucional y de Apoyo a la Gesón Ambiental y Social del Proyecto Camisea”, cuyos recursos se distribuyen en los departamentos de Ayacucho, Huancavelica, Ica, Ucayali112 y Lima (exceptuando Lima Metropolitana). La evolución del monto distribuido a través del FOCAM se ha incrementado en más de 8 veces desde el 2004 hasta el 2013; siendo el monto en el úlmo año alrededor de S/.320 millones.

La región Cusco es el principal beneciario de las transferencias gasíferas, por ello se centra el análisis en el gasto ejecutado por esta región, tomando en cuenta el gasto ejecutado por función. En el año 2013, los gobiernos regionales de Cusco y Puno lideraron el gasto en inversión pública regional, ejecutando alrededor de S./ 1,800 millones. Véase el formato digital del anexo del presente capítulo.

Al igual que en el caso del canon gasífero, los gobiernos regionales y locales deben desnar los recursos del FOCAM al nanciamiento de “Proyectos de Inversión Pública”, es decir, mantenimiento de la infraestructura económica y social existente, formulación de estudios de pre-inversión y otros, capacitación y asistencia técnica y a la preservación del medio ambiente y la ecología.

Por otro lado, el Gráco N° 10-23 muestra que la ulización del canon gasífero se ha comportado de manera variante respecto a sus inicios 114. En el año 2004, su ulización se concentraba (65.4%) en la función de “Educación, Cultura y Deporte,” dejando de lado rubros como “Infraestructura del Transporte,” mientras que en el año 2013, el gobierno regional de Cusco concentró el 34.8% de sus recursos por canon gasífero en el rubro “Infraestructura del Transporte115.”

10.2.3 Usos del Canon Gasífero Hasta el momento las secciones anteriores han desarrollado las etapas de recaudación y distribución de los recursos scales generados por Camisea, para complementar el análisis y antes de iniciar la cuancación de los benecios, se discute el nivel de ejecución del gasto113 a nivel regional, especícamente se estudia el caso del gobierno regional del Cusco.

De acuerdo a Rojas (2012), la inversión en desarrollar las capacidades de las personas (capital humano y salud) en los países en desarrollo ene retornos sociales tan altos como las inversiones en Infraestructura. Sin embargo, en el caso de Cusco la inversión en “Educación, cultura y deporte” ha ido reduciéndose; de representar un 65% de total en el 2004 a tener una parcipación del 11% en el 2013. En contraste, la inversión en el rubro “Salud y saneamiento” tuvo un incremento signicavo llegando a 18% del total ulizado en el año

2013. Por lo tanto, la ulización del canon gasífero se ha concentrado en reemplazar el stock del recurso natural por capital sico a través de inversiones en infraestructura de transporte y, en menor medida, a través de inversiones en capital humano. Con el n de complementar el análisis, es conveniente analizar el grado de ejecución del gasto de los recursos provenientes del canon gasífero. Para ello se construyó un indicador116 basado en el gasto devengado respecto al monto del canon gasífero desnado al Gobierno Regional de Cusco117. Como muestra el Gráco N° 10-24, el grado de ejecución del gasto189 tuvo una tendencia creciente hasta el 2010. Desde entonces ha ido decreciendo, hasta una ejecución de 86% del total transferido. Tal comportamiento puede ser explicado por muchos factores. Al respecto Zimmermann (2008) se reere a: (i) la baja capacidad de los recursos humanos en las instuciones, (ii) la complejidad de los sistemas administravos nacionales, (iii) la poca transparencia y (iv) la falta de un adecuado proceso de rendición de cuentas, como algunos de los elementos que atentan en contra del uso eciente de los recursos públicos y contra inversiones de calidad.


Gráco N° 10-19: Regalías por hidrocarburo año 2004 y 2013

Gráco N° 10-18: Regalías por GN y LGN, 2004-2013 0.001%

1400 1200

2004

1,304

1,248

Líquidos de Gas Natural Lote 88

2013

4.170%

1,165

Líquidos de Gas Natural Lote 56 Gas Natural Lote 88

1000 $ S U e 800 d s e n o l 600 l i M

Gas Natural Lote 56

23%

21.047%

808

47%

473 407

400

74.782%

301 191

200

Condensados

244

53

0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: Perupetro. Elaboración: OEE-Osinergmin

Gas Natural



Petróleo

Petróleo

Total recaudado 2004: US$ 307 millones Total recaudado 2013: US$ 1,932 millones Fuente: Perupetro. Elaboración: OEE-Osinergmin

debido a que su uso se ha desnado exclusivamente al nanciamiento o conanciamiento de proyectos de inversión pública orientados a brindar acceso universal a los servicios públicos y que generen benecios a la sociedad.110 Asimismo, los gobiernos regionales entregan el 20% del total percibido por canon a las universidades públicas de su circunscripción Este monto es desnado exclusivamente a la inversión en invesgación cienca y tecnológica que potencien el desarrollo regional. En relación al total de las transferencias recibidas por los gobiernos locales, el Gráco N° 10-20, muestra que el canon gasífero ha ganado mayor relevancia a través del empo. Es así que, mientras que en el año 2004 solo representaba el 2% del total de transferencias recibidas, en el año 2013 representó el 10%. En el ámbito de los gobiernos regionales, su relevancia ha oscilado entre el 5% y 17%, ubicándose al 2013 en 17% del total de transferencias recibidas. Por otro lado, el FOCAM se disngue del canon gasífero por los beneciarios a quien va dirigida la transferencia; es decir, mientras que el canon gasífero se dirige hacia las zonas donde el recurso es explotado, el FOCAM se dirige a las zonas por donde los ductos realizan su recorrido. El FOCAM se crea en virtud de uno de los 21 compromisos asumidos el 4 de marzo del 2004 por el Gobierno del Perú con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), en el marco del Préstamo “Programa de Fortalecimiento 112

30%

Gas Natural

Instucional y de Apoyo a la Gesón Ambiental y Social del Proyecto Camisea”, cuyos recursos se distribuyen en los departamentos de Ayacucho, Huancavelica, Ica, Ucayali112 y Lima (exceptuando Lima Metropolitana). La evolución del monto distribuido a través del FOCAM se ha incrementado en más de 8 veces desde el 2004 hasta el 2013; siendo el monto en el úlmo año alrededor de S/.320 millones. Al igual que en el caso del canon gasífero, los gobiernos regionales y locales deben desnar los recursos del FOCAM al nanciamiento de “Proyectos de Inversión Pública”, es decir, mantenimiento de la infraestructura económica y social existente, formulación de estudios de pre-inversión y otros, capacitación y asistencia técnica y a la preservación del medio ambiente y la ecología.

10.2.3 Usos del Canon Gasífero Hasta el momento las secciones anteriores han desarrollado las etapas de recaudación y distribución de los recursos scales generados por Camisea, para complementar el análisis y antes de iniciar la cuancación de los benecios, se discute el nivel de ejecución del gasto113 a nivel regional, especícamente se estudia el caso del gobierno regional del Cusco.

La región Cusco es el principal beneciario de las transferencias gasíferas, por ello se centra el análisis en el gasto ejecutado por esta región, tomando en cuenta el gasto ejecutado por función. En el año 2013, los gobiernos regionales de Cusco y Puno lideraron el gasto en inversión pública regional, ejecutando alrededor de S./ 1,800 millones. Véase el formato digital del anexo del presente capítulo.

2013. Por lo tanto, la ulización del canon gasífero se ha concentrado en reemplazar el stock del recurso natural por capital sico a través de inversiones en infraestructura de transporte y, en menor medida, a través de inversiones en capital humano.

Con el n de complementar el análisis, es conveniente analizar el grado de ejecución del gasto de los recursos provenientes del canon gasífero. Por otro lado, el Gráco N° 10-23 muestra que la ulización del Para ello se construyó un indicador116 basado en el gasto devengado canon gasífero se ha comportado de manera variante respecto a sus respecto al monto del canon gasífero desnado al Gobierno Regional inicios 114. En el año 2004, su ulización se concentraba (65.4%) en la de Cusco117. función de “Educación, Cultura y Deporte,” dejando de lado rubros como “Infraestructura del Transporte,” mientras que en el año 2013, Como muestra el Gráco N° 10-24, el grado de ejecución del gasto189 el gobierno regional de Cusco concentró el 34.8% de sus recursos por tuvo una tendencia creciente hasta el 2010. Desde entonces ha ido canon gasífero en el rubro “Infraestructura del Transporte115.” decreciendo, hasta una ejecución de 86% del total transferido. Tal comportamiento puede ser explicado por muchos factores. Al respecto De acuerdo a Rojas (2012), la inversión en desarrollar las Zimmermann (2008) se reere a: (i) la baja capacidad de los recursos capacidades de las personas (capital humano y salud) en los países humanos en las instuciones, (ii) la complejidad de los sistemas en desarrollo ene retornos sociales tan altos como las inversiones administravos nacionales, (iii) la poca transparencia y (iv) la falta de en Infraestructura. Sin embargo, en el caso de Cusco la inversión en un adecuado proceso de rendición de cuentas, como algunos de los “Educación, cultura y deporte” ha ido reduciéndose; de representar un elementos que atentan en contra del uso eciente de los recursos 65% de total en el 2004 a tener una parcipación del 11% en el 2013. públicos y contra inversiones de calidad. En contraste, la inversión en el rubro “Salud y saneamiento” tuvo un incremento signicavo llegando a 18% del total ulizado en el año

-180-

-181-


Cuadro N° 10-3: Criteri os de distribución del canon gasífero

Gráco N° 10-20: Parcipación del canon gasífero en el total de transferencias de los gobiernos locales y regionales, 2004-2013 18%

%

Beneficiarios

25%

40%

Según i) Población y ii) Necesidades básicas insatisfechas (NBI).

Municipalidades del Departamento donde se encuentra el recurso extraído, excluyendo a la Provincia Productora


17%

Gobiernos Regionales 13% 12%

12%

Municipalidades de la Provincia donde se encuentra el recurso extraído, excluyendo al Distrito Productor.

Gobierno Regional donde se encuentra el recurso extraído

25%

17% Gobiernos Locales

16% 14%

Distrito productor donde se encuentra el recurso extraído

10%

O R E F Í S A G N O N A C

Criterios

11%

e j a10% t n e c r o 8% P

9%

6% 6%

5%

4%

80% Gobierno Regional

2%

20% Universidades

0%

9%

9%

9%

10%

10%

10%

9%

7% 6%

6%

5%

2%

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: Transparencia Económica-Portal MEF. Elaboración: OEE-Osinergmin

: :

Fuente: ITIE Perú. Elaboración: OEE-Osinergmin

10.2.4 Benecios de las Regalías y el Impuesto a la Renta

Gráco N° 10-21: Distribución del FOCAM, por regiones

al crecimiento regional y mejora de las condiciones de vida de la población. Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presentecapítulo.

En la úlma década los recursos scales generados por Camisea, disponible s para la inversión pública, se incrementaron más de 40 veces, pasando de US$ 41 millones a US$ 1,798 millone s, lo cual ha 10.3 Impacto Económico en el Sector Externo: Balanza repercudo directamente en los presupuestos de los gobiernos locales Comercial de Hidrocarburos y regionales. En los años previos al 2004, la balanza comercial de hidrocarburos En el Gráco N° 10-25 se observa que el principal componente de los presentó un comportamiento decitario; sin embargo, con el inicio ingresos generados a parr del inicio del proyecto Camisea son las de operaciones del proyecto Camisea acontecieron cambios posivos, regalías y, como ya se describió anteriormente, su volumen depende que modicaron nuestra posición internacional respecto a los en gran medida de las condiciones de mercado y los niveles de combusbles que se obtenían del extranjero; los cuales permian producción. Así en el año 2013 éstos componen el 72% de los ingresos sasfacer la demanda domésca, como en el caso del gas licuado de scales y su distribución se realiza a diversos fondos y aportes. petróleo. Paralelamente, se inició el comercio internacional de los derivados del GN, como en el caso de las Naas y la gasolina natural120, Finalmente, el impacto en los ingresos scales en términos corrientes así como GNL. En este sendo, como reere Dammert et al. (2006), se es de US$ 7,564 millones, que a valor del año 2013120 representan logró reducir la dependencia energéca por combusbles importados US$10,702 millones, de los cuales las regalías representan el 82% con y los efectos negavos de cambios en sus precios internacionales. US$ 8,825 millones y el impuesto a la renta el 18% restante con US$ 1,876 millones. Estos benecios han sido relevantes para el desarrollo En la presente sección, se toma en cuenta la evolución de la balanza económico de las regiones beneciarias. Por ello, en el futuro se comercial de hidrocarburos en los úlmos diez años y se esma el requerirá un mayor nivel de ejecución del gasto en inversiones que impacto económico ocurrido en el sector externo por el Proyecto incrementen el stock de capital sico y humano y que contribuyan Camisea. Para el cálculo del impacto en la balanza comercial de

350 Ucayali

s e l o s s o v e u n e d s e n o l l i M

320

309

Lima

300

280

Ica 250


200

200 150 100 50 0

76

81

2006

2007

113

118

2008

2009

38

2005


2010

2011

2012

2013


Cuadro N° 10-3: Criteri os de distribución del canon gasífero

Gráco N° 10-20: Parcipación del canon gasífero en el total de transferencias de los gobiernos locales y regionales, 2004-2013 18%

%

Beneficiarios

O R E F Í S A G N O N A C

25%

40%

14%

13% 12%

12%

Municipalidades de la Provincia donde se encuentra el recurso extraído, excluyendo al Distrito Productor.


Municipalidades del Departamento donde se encuentra el recurso extraído, excluyendo a la Provincia Productora


Gobierno Regional donde se encuentra el recurso extraído

25%

17%

Gobiernos Regionales

Distrito productor donde se encuentra el recurso extraído

10%

17% Gobiernos Locales

16%

Criterios

11%

e j a10% t n e c r o 8% P

9%

6% 6%

2%

20% Universidades

0%

10%

10%

10% 9%

6%

5%

6%

5%

4%

80% Gobierno Regional

9%

9%

9% 7%

2%

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013


: :

Fuente: ITIE Perú. Elaboración: OEE-Osinergmin

10.2.4 Benecios de las Regalías y el Impuesto a la Renta

Gráco N° 10-21: Distribución del FOCAM, por regiones

al crecimiento regional y mejora de las condiciones de vida de la población. Para más detalle véase en el formato digital el anexo del presentecapítulo.

En la úlma década los recursos scales generados por Camisea, disponible s para la inversión pública, se incrementaron más de 40 veces, pasando de US$ 41 millones a US$ 1,798 millone s, lo cual ha 10.3 Impacto Económico en el Sector Externo: Balanza repercudo directamente en los presupuestos de los gobiernos locales Comercial de Hidrocarburos y regionales. En los años previos al 2004, la balanza comercial de hidrocarburos En el Gráco N° 10-25 se observa que el principal componente de los presentó un comportamiento decitario; sin embargo, con el inicio ingresos generados a parr del inicio del proyecto Camisea son las de operaciones del proyecto Camisea acontecieron cambios posivos, regalías y, como ya se describió anteriormente, su volumen depende que modicaron nuestra posición internacional respecto a los en gran medida de las condiciones de mercado y los niveles de combusbles que se obtenían del extranjero; los cuales permian producción. Así en el año 2013 éstos componen el 72% de los ingresos sasfacer la demanda domésca, como en el caso del gas licuado de scales y su distribución se realiza a diversos fondos y aportes. petróleo. Paralelamente, se inició el comercio internacional de los derivados del GN, como en el caso de las Naas y la gasolina natural120, Finalmente, el impacto en los ingresos scales en términos corrientes así como GNL. En este sendo, como reere Dammert et al. (2006), se 120 es de US$ 7,564 millones, que a valor del año 2013 representan logró reducir la dependencia energéca por combusbles importados US$10,702 millones, de los cuales las regalías representan el 82% con y los efectos negavos de cambios en sus precios internacionales. US$ 8,825 millones y el impuesto a la renta el 18% restante con US$ 1,876 millones. Estos benecios han sido relevantes para el desarrollo En la presente sección, se toma en cuenta la evolución de la balanza económico de las regiones beneciarias. Por ello, en el futuro se comercial de hidrocarburos en los úlmos diez años y se esma el requerirá un mayor nivel de ejecución del gasto en inversiones que impacto económico ocurrido en el sector externo por el Proyecto incrementen el stock de capital sico y humano y que contribuyan Camisea. Para el cálculo del impacto en la balanza comercial de

350 Ucayali

s e l o s s o v e u n e d s e n o l l i M

320

309

Lima

300

280

Ica 250


200

200 150 100 50 0

76

81

2006

2007

113

118

2008

2009

38

2005

2010

2011

2012

2013


-182-

-183-


,

,

Gráco N° 10-24: Ejecución del gasto devengado por el canon gasífero,Región Cusco, 2004-2013

-

Gráco N° 10-23: Ejecución de la inversión pública nanciada por el canon gasífero-Región Cusco, por Funciones, 2004-2013 700

1.4 Gasto devengado

100%

1.15 0.99

500

80% 70% 60% Planeamiento, gestióny reserva de contingencia

o P

1.2

grado deejecución del gasto

90%

e j a t n e c r

657 1.17

600

50%

Infraestructura del transporte Educación, cultura y deporte

40%

Agraria y agropecuaria Saludy saneamiento

30%

s e l o s s 400 o v e u n

0.97

1 0.86

0.86

0.8 373

369

e 300 d s e n o l l i 200 M

0.56

0.6

310 0.51

254

232

0.4

o t s a g l e d n ó i c u c e j e e d o d a r G

Otros

0.2

100

20%

4

10%

27

77

63

2006

2007

0 0% 2004

0 2004

2005

2006

2007

.

2008

2009

2010

2011

2012

2005

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2013

.

Fuente: Portal Transparencia-MEF. Elaboración: OEE-Osinergmin


hidrocarburos, se comparan dos escenarios: (i) un escenario real, es decir, la balanza comercial con el Proyecto Camisea; y (ii) un escenario contrafactual donde se considera la Balanza Comercial sin el Proyecto Camisea. Para este úlmo se ha trabajado la balanza comercial calculando los impactos en los productos transables más relevantes, que surgieron a parr de la extracción de GN, entre los cuales destacan el GLP, GNL y gasolina natural. Además, el análisis para ambos escenarios es realizado en términos monetarios y de volumen. La sección está organizada en tres subsecciones. En la primera parte se analizan las exportaciones de hidrocarburos resaltando la relevancia de los productos exportados por el Proyecto Camisea. Luego, se discute el comportamiento de las importaciones poniendo énfasis en el escenario contrafactual; y nalmente, se presenta los resultados comparando los saldos en la balanza comercial para ambos escenarios.

10.3.1 Exportaciones del Proyecto Camisea El proyecto Camisea ha permido que a la fecha se pueda exportar tres productos: GLP, GNL y gasolina natural. En el caso del GLP, el inicio del proyecto Camisea trajo consigo la entrada en operación

de la planta de fraccionamiento de Pluspetrol, lográndose cubrir gradualmente la demanda interna de GLP hasta alcanzarse una posición de exportador neto de GLP. Sin embargo se debe tener en cuenta la existencia de un doble efecto tanto en las exportaciones como en las importaciones. Este efecto será denominado más adelante como efecto sustución121. En el caso de GNL y la gasolina natural para poder cuancar su efecto en el escenario contrafactual sólo se han excluido de la balanza comercial observada, no obstante su importancia; especialmente en el caso de GNL, es primordial para entender el deterioro del saldo en la balanza comercial de hidrocarburos del escenario contrafactual. Si bien es cierto que el proyecto de exportación de GNL inició recién en el 2010, éste ha generado expectavas alentadoras para los demás derivados. Al respecto Garcia y Vásquez (2004) argumentan que como consecuencia de la mayor producción habrá una mayor extracción de líquidos de GN que serán procesados en la planta fraccionadora de Pisco. La mención anterior se reeja en el Gráco N° 10-26, que muestra el impulso generado por el inicio del proyecto de exportación de GNL hacia los demás derivados del GN (GLP y gasolina natural). Para Ilustrar, en el año 2009 las exportaciones de productos derivados del GN representaban 32.46% de las exportaciones totales; sin embargo, al año 2013 alcanzaron una representación de 53.43%.

10.3.2 Importaciones de GLP ¿Cuál sería el resultado de las importaciones de GLP sin Camisea? A parr de esta interrogantes se plantea determinar la producción nacional de GLP. Excluyendo la producción de Pluspetrol122 y ulizando el consumo interno de GLP, se ha esmado las importaciones que se hubieran dado de este combusble. El resultado se expresa en barriles (Bls) por lo que se ha mulplicado por el precio de referencia de combusbleslíquidos123. Como se observa en la Gráco N° 10-27, la situación decitaria de la producción de GLP en los tres primeros años (2000-2003) se manene en ambos escenarios. Al respecto Vásquez (2006b) menciona que a julio de 2003, la demanda de GLP era cubierta en su mayoría por la producción de PETROPERU, que era el principal productor a nivel nacional; no obstante, sólo se cubría el 54% de la demanda. Por otro lado, en el escenario contrafactual la producción de GLP -sin contar la producción de Pluspetrol- hubiera mantenido un promedio anual de 3,200 MBls en el periodo 2004-2013, mientras que el consumo interno tuvo un promedio de 10,069 MBls. La marcada diferencia se reeja en el área sombreada del Gráco N° 10-27, que simboliza las importaciones necesarias para abastecer la demanda ante la

ausencia del proyecto Camisea. El valor volumétrico de importaciones potenciales de GLP es alrededor de 86.63 millones de barriles, que representa 4.8 veces el consumo interno de GLP en el año 2013. Asimismo, el Proyecto Camisea impulsó la demanda domésca de GLP e incrementó el nivel de acceso a este combusble124 . Estos resultados son coherentes con Macroconsult (2004) que habría previsto un aumento en la competencia generada por la entrada del GN en el mercado de GLP, obligando a las empresas establecidas a implementar estrategias de mercado hacia segmentos que no atendían.

10.3.3 Balanza Comercial de Hidrocarburos A connuación se describe la metodología ulizada para la esmación del impacto de Camisea en la balanza comercial de hidrocarburos (BCH) del Perú. Como se muestra en el Cuadro N° 10 4, se denota a las exportaciones como X y a las importaciones como M y se dene la balanza comercial en hidrocarburos para cada escenario. Para las exportaciones de los derivados de GN provenientes de Camisea, por ser productos que no poseen sustutos en la canasta de importación, se procedió a tomar las exportaciones totales del escenario real (observado) restando las exportaciones provenientes del proyecto Camisea; en otras palabras, se ha obviado las


,

,

Gráco N° 10-24: Ejecución del gasto devengado por el canon gasífero,Región Cusco, 2004-2013

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Gráco N° 10-23: Ejecución de la inversión pública nanciada por el canon gasífero-Región Cusco, por Funciones, 2004-2013 700

1.4 Gasto devengado

100%

600

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grado deejecución del gasto

90%

1.15 0.99

500

80% 70% 60% Planeamiento, gestióny reserva de contingencia e j a t n e c r o P

657 1.17

50%

Infraestructura del transporte Educación, cultura y deporte

40%

Agraria y agropecuaria Saludy saneamiento

30%

s e l o s s 400 o v e u n e 300 d s e n o l l i 200 M

1

0.97

0.86

0.86

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369 0.56

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Otros

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2006

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2009

.

2010

2011

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2005

2008

2009

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2011

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Fuente: Portal Transparencia-MEF. Elaboración: OEE-Osinergmin


hidrocarburos, se comparan dos escenarios: (i) un escenario real, es decir, la balanza comercial con el Proyecto Camisea; y (ii) un escenario contrafactual donde se considera la Balanza Comercial sin el Proyecto Camisea. Para este úlmo se ha trabajado la balanza comercial calculando los impactos en los productos transables más relevantes, que surgieron a parr de la extracción de GN, entre los cuales destacan el GLP, GNL y gasolina natural. Además, el análisis para ambos escenarios es realizado en términos monetarios y de volumen. La sección está organizada en tres subsecciones. En la primera parte se analizan las exportaciones de hidrocarburos resaltando la relevancia de los productos exportados por el Proyecto Camisea. Luego, se discute el comportamiento de las importaciones poniendo énfasis en el escenario contrafactual; y nalmente, se presenta los resultados comparando los saldos en la balanza comercial para ambos escenarios.

10.3.1 Exportaciones del Proyecto Camisea El proyecto Camisea ha permido que a la fecha se pueda exportar tres productos: GLP, GNL y gasolina natural. En el caso del GLP, el inicio del proyecto Camisea trajo consigo la entrada en operación

de la planta de fraccionamiento de Pluspetrol, lográndose cubrir gradualmente la demanda interna de GLP hasta alcanzarse una posición de exportador neto de GLP. Sin embargo se debe tener en cuenta la existencia de un doble efecto tanto en las exportaciones como en las importaciones. Este efecto será denominado más adelante como efecto sustución121. En el caso de GNL y la gasolina natural para poder cuancar su efecto en el escenario contrafactual sólo se han excluido de la balanza comercial observada, no obstante su importancia; especialmente en el caso de GNL, es primordial para entender el deterioro del saldo en la balanza comercial de hidrocarburos del escenario contrafactual. Si bien es cierto que el proyecto de exportación de GNL inició recién en el 2010, éste ha generado expectavas alentadoras para los demás derivados. Al respecto Garcia y Vásquez (2004) argumentan que como consecuencia de la mayor producción habrá una mayor extracción de líquidos de GN que serán procesados en la planta fraccionadora de Pisco. La mención anterior se reeja en el Gráco N° 10-26, que muestra el impulso generado por el inicio del proyecto de exportación de GNL hacia los demás derivados del GN (GLP y gasolina natural). Para Ilustrar, en el año 2009 las exportaciones de productos derivados del GN representaban 32.46% de las exportaciones totales; sin embargo, al año 2013 alcanzaron una representación de 53.43%.

10.3.2 Importaciones de GLP

ausencia del proyecto Camisea. El valor volumétrico de importaciones potenciales de GLP es alrededor de 86.63 millones de barriles, que ¿Cuál sería el resultado de las importaciones de GLP sin Camisea? representa 4.8 veces el consumo interno de GLP en el año 2013. A parr de esta interrogantes se plantea determinar la producción Asimismo, el Proyecto Camisea impulsó la demanda domésca de GLP nacional de GLP. Excluyendo la producción de Pluspetrol122 y ulizando e incrementó el nivel de acceso a este combusble124 . Estos resultados el consumo interno de GLP, se ha esmado las importaciones que se son coherentes con Macroconsult (2004) que habría previsto un hubieran dado de este combusble. El resultado se expresa en barriles aumento en la competencia generada por la entrada del GN en el (Bls) por lo que se ha mulplicado por el precio de referencia de mercado de GLP, obligando a las empresas establecidas a implementar combusbleslíquidos123. estrategias de mercado hacia segmentos que no atendían. Como se observa en la Gráco N° 10-27, la situación decitaria de la producción de GLP en los tres primeros años (2000-2003) se manene en ambos escenarios. Al respecto Vásquez (2006b) menciona que a julio de 2003, la demanda de GLP era cubierta en su mayoría por la producción de PETROPERU, que era el principal productor a nivel nacional; no obstante, sólo se cubría el 54% de la demanda. Por otro lado, en el escenario contrafactual la producción de GLP -sin contar la producción de Pluspetrol- hubiera mantenido un promedio anual de 3,200 MBls en el periodo 2004-2013, mientras que el consumo interno tuvo un promedio de 10,069 MBls. La marcada diferencia se reeja en el área sombreada del Gráco N° 10-27, que simboliza las importaciones necesarias para abastecer la demanda ante la

10.3.3 Balanza Comercial de Hidrocarburos A connuación se describe la metodología ulizada para la esmación del impacto de Camisea en la balanza comercial de hidrocarburos (BCH) del Perú. Como se muestra en el Cuadro N° 10 4, se denota a las exportaciones como X y a las importaciones como M y se dene la balanza comercial en hidrocarburos para cada escenario. Para las exportaciones de los derivados de GN provenientes de Camisea, por ser productos que no poseen sustutos en la canasta de importación, se procedió a tomar las exportaciones totales del escenario real (observado) restando las exportaciones provenientes del proyecto Camisea; en otras palabras, se ha obviado las

-184-

-185-


: Gráco N° 10-25: Ingresos scales generados por Camisea hacia los gobiernos regionales y locales

Gráco N° 10-26: Exportaciones de Hidrocarburos 1

2,000 Impuesto a la Renta-Otros 1,765

1,800

1,798

Impuesto a la Renta-Canon Gasifero

1,600

6,000

GLP/Propano/Butano GNL Petróleo Crudo Inició Proyecto Camisea

Regalías-CanonGasifero

1,400

Gasolina Natural Gasolina/Naftas sin Gasolina atural Otros

Regalías-FOCAM

Inició Proyecto LNG

5,000

1,275

Regalías-Otros

$ 1,200 S U e d s 1,000 e n o l l i M 800

$ 4,000 S U e d s e n o 3,000 l l i M

865

600

513

501

2,000

382

400 241

1,000

183

200 41 0 2,004

2,005

2,006

2,007

2,008

2,009

2,010

2,011

2,012

2,013


exportaciones en los rubros por GNL (que inició en el año 2010), así como de gasolina natural y GLP (que iniciaron operaciones en el 2004). En tanto, se han añadido las importaciones potenciales referidas a GLP a las importaciones totales del escenario real125. Una primera aproximación del impacto ocurrido en la balanza comercial se observa en el Gráco N° 10-28 donde se disnguen tres efectos que en suma constuyen el impacto total del Proyecto Camisea en el sector externo. En primer lugar, destaca el efecto sustución que, como se ha mencionado, se enende como el reemplazo de importaciones de GLP por producción domésca. En segundo lugar, resalta el valor de los líquidos donde se considera el efecto de la gasolina natural (incluídas las naas que son exportadas al exterior). Y por úlmo, destaca el proyecto de GNL, que ha sido expuesto en el capítulo nueve y que en resumen es el factor que permite observar un superávit comercial en términos de volumen comercializado al exterior.

la exportación de GNL- ha signicado un benecio en valor corriente de US$ 12,814 millones. En síntesis, el ingreso del proyecto fue de gran relevancia para la posición peruana a nivel internacional en el comercio de combusbles, ya que permió atenuar el décit en la balanza de hidrocarburos y converrnos en exportadores netos en combusbles, como es el caso del GLP, GNL y las gasolinas naturales.

Finalmente, los resultados indican que la evolución de la balanza comercial de hidrocarburos en el escenario contrafactual hubiera desarrollado un comportamiento aún más decitario para el periodo 2004-2013, correspondiente al ingreso de operaciones del proyecto Camisea. En contraste con los resultados que muestra Macroconsult (2001), que esmó una reducción anual cercana a los US$ 1,000 millones en el primer año, en el presente análisis de la evolución histórica de la balanza comercial el resultado no es signicavo (en sus primeros años); debido a que el impacto apenas llega a US$ 142 millones en el 2004. No obstante, el promedio anual de la reducción del Desde otra perspecva, elGráco N° 10-29 muestra que el impacto de décit para el periodo de estudio es de US$ 1,850 millones, que duplica Camisea para el sector externo sucede en dos etapas. La primera etapa, la esmación de Macroconsult. Esto es coherente con la evolución del comprendida en el periodo 2004-2009 -y que se inició con el comercio precio internacional del petróleo, que tuvo una tendencia creciente de GLP y gasolina natural provenientes del Proyecto Camisea-, ha hasta el 2009, año en el cual sufrió una reducción que disminuyó el representado un benecio en valor corriente de US$ 4,008 millones. valor de las importaciones de petróleo y permió una mayor reducción Por otro lado, la segunda etapa -que inició a parr del año 2010, con del décit en la balanza comercial de hidrocarburos.

0 2 00 0

2001

2 00 2

2 0 03

2 00 4

2 0 05

2 00 6

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2 0 09

2 01 0

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2 01 2

2 0 13

Fuente: MINEM.Elaboración: OEE-Osinergmin

En resumen, los resultados de la esmación del efecto en la balanza comercial histórica de hidrocarburos en ausencia del proyecto Camisea y su comparación con el escenario real de la economía peruana entre los años 2004 y 2013 generan una reducción del décit en la balanza comercial de US$23,921 millones en valor presente al año 2013, de los cuales US$ 8,651 millones pertenecen a la primera etapa y US$ 15,270 a la segunda. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presentecapítulo.

10.4 Síntesis del impacto económico del proyecto Camisea Como se ha visto en el presente capítulo, los impactos económicos generados por el proyecto Camisea en la economía del país apuntan a tres principales sectores: privado, público y externo. En primer lugar, respecto al sector privado se obenen ahorros para los usuarios que ulizan GN a través de una conexión como en el sector industrial, comercial y residencial, así como para los usuarios del servicio de transporte que ulizan GNV y para los usuarios nales del sector eléctrico a través de la generación eléctrica basada en GN. En segundo lugar, en el sector público se generan ingresos a través de las regalías y el impuesto a la renta obtenidos de las acvidades de explotación del GN. Finalmente, se idencan efectos en el sector externo debido a la sustución de

importaciones de petróleo por GN y a la exportación de pro ductos derivados del GN tales como el GNL y gasolina natural. Los impactos en el sector privado son considerados como ahorros para los usuarios nales. Además, a excepción del sector eléctrico, en el caso del sector industrial, comercial, residencial y vehicular se consideran adicionalmente a los ahorros realizados, los ahorros por realizar. Los primeros hacen referencia a los ahorros concretados hasta el 2013, mientras que los otros en todo un horizonte de empo en el que se verán beneciados por el servicio. En los sectores industrial, comercial y residencial, los ahorros por realizar responden a la decisión de los usuarios de instalar una conexión a GN, evaluada en un horizonte de empo perpetuo. Por ende, mientras que los ahorros realizados sólo consideran los benecios respecto al 2013, los ahorros por realizar considerarían el valor al 2013 del ahorro neto operavo perpetuo al número de clientes conectados a diciembre del 2013. Para el caso del sector vehicular, se ha tomado en cuenta los ahorros en una vida úl de 10 años del vehículo. En consecuencia, para los vehículos que no se hayan depreciado completamente hasta el 2013, ha sido necesario considerar los ahorros por realizar en los años restantes de su vida úl.


: Gráco N° 10-25: Ingresos scales generados por Camisea hacia los gobiernos regionales y locales

Gráco N° 10-26: Exportaciones de Hidrocarburos 1

2,000 Impuesto a la Renta-Otros 1,765

1,800

Impuesto a la Renta-Canon Gasifero

1,600

GLP/Propano/Butano GNL Petróleo Crudo

1,798 6,000

Inició Proyecto Camisea

Regalías-CanonGasifero

1,400

Gasolina Natural Gasolina/Naftas sin Gasolina atural Otros

Regalías-FOCAM

Inició Proyecto LNG

5,000

1,275

Regalías-Otros

$ 1,200 S U e d s 1,000 e n o l l i M 800

$ 4,000 S U e d s e n o 3,000 l l i M

865

600

513

501

2,000

382

400 241

1,000

183

200 41 0 2,004

2,005

2,006

2,007

2,008

2,009

2,010

2,011

2,012

0 2 00 0

2,013


exportaciones en los rubros por GNL (que inició en el año 2010), así como de gasolina natural y GLP (que iniciaron operaciones en el 2004). En tanto, se han añadido las importaciones potenciales referidas a GLP a las importaciones totales del escenario real125. Una primera aproximación del impacto ocurrido en la balanza comercial se observa en el Gráco N° 10-28 donde se disnguen tres efectos que en suma constuyen el impacto total del Proyecto Camisea en el sector externo. En primer lugar, destaca el efecto sustución que, como se ha mencionado, se enende como el reemplazo de importaciones de GLP por producción domésca. En segundo lugar, resalta el valor de los líquidos donde se considera el efecto de la gasolina natural (incluídas las naas que son exportadas al exterior). Y por úlmo, destaca el proyecto de GNL, que ha sido expuesto en el capítulo nueve y que en resumen es el factor que permite observar un superávit comercial en términos de volumen comercializado al exterior.

2001

2 00 2

2 0 03

2 00 4

2 0 05

2 00 6

2 0 07

2 00 8

2 0 09

2 01 0

2 0 11

2 01 2

2 0 13

Fuente: MINEM.Elaboración: OEE-Osinergmin

la exportación de GNL- ha signicado un benecio en valor corriente de US$ 12,814 millones. En síntesis, el ingreso del proyecto fue de gran relevancia para la posición peruana a nivel internacional en el comercio de combusbles, ya que permió atenuar el décit en la balanza de hidrocarburos y converrnos en exportadores netos en combusbles, como es el caso del GLP, GNL y las gasolinas naturales.

Finalmente, los resultados indican que la evolución de la balanza comercial de hidrocarburos en el escenario contrafactual hubiera desarrollado un comportamiento aún más decitario para el periodo 2004-2013, correspondiente al ingreso de operaciones del proyecto Camisea. En contraste con los resultados que muestra Macroconsult (2001), que esmó una reducción anual cercana a los US$ 1,000 millones en el primer año, en el presente análisis de la evolución histórica de la balanza comercial el resultado no es signicavo (en sus primeros años); debido a que el impacto apenas llega a US$ 142 millones en el 2004. No obstante, el promedio anual de la reducción del Desde otra perspecva, elGráco N° 10-29 muestra que el impacto de décit para el periodo de estudio es de US$ 1,850 millones, que duplica Camisea para el sector externo sucede en dos etapas. La primera etapa, la esmación de Macroconsult. Esto es coherente con la evolución del comprendida en el periodo 2004-2009 -y que se inició con el comercio precio internacional del petróleo, que tuvo una tendencia creciente de GLP y gasolina natural provenientes del Proyecto Camisea-, ha hasta el 2009, año en el cual sufrió una reducción que disminuyó el representado un benecio en valor corriente de US$ 4,008 millones. valor de las importaciones de petróleo y permió una mayor reducción Por otro lado, la segunda etapa -que inició a parr del año 2010, con del décit en la balanza comercial de hidrocarburos.

En resumen, los resultados de la esmación del efecto en la balanza comercial histórica de hidrocarburos en ausencia del proyecto Camisea y su comparación con el escenario real de la economía peruana entre los años 2004 y 2013 generan una reducción del décit en la balanza comercial de US$23,921 millones en valor presente al año 2013, de los cuales US$ 8,651 millones pertenecen a la primera etapa y US$ 15,270 a la segunda. Para más detalle véase en el formato digital el Anexo del presentecapítulo.

10.4 Síntesis del impacto económico del proyecto Camisea Como se ha visto en el presente capítulo, los impactos económicos generados por el proyecto Camisea en la economía del país apuntan a tres principales sectores: privado, público y externo. En primer lugar, respecto al sector privado se obenen ahorros para los usuarios que ulizan GN a través de una conexión como en el sector industrial, comercial y residencial, así como para los usuarios del servicio de transporte que ulizan GNV y para los usuarios nales del sector eléctrico a través de la generación eléctrica basada en GN. En segundo lugar, en el sector público se generan ingresos a través de las regalías y el impuesto a la renta obtenidos de las acvidades de explotación del GN. Finalmente, se idencan efectos en el sector externo debido a la sustución de

importaciones de petróleo por GN y a la exportación de pro ductos derivados del GN tales como el GNL y gasolina natural. Los impactos en el sector privado son considerados como ahorros para los usuarios nales. Además, a excepción del sector eléctrico, en el caso del sector industrial, comercial, residencial y vehicular se consideran adicionalmente a los ahorros realizados, los ahorros por realizar. Los primeros hacen referencia a los ahorros concretados hasta el 2013, mientras que los otros en todo un horizonte de empo en el que se verán beneciados por el servicio. En los sectores industrial, comercial y residencial, los ahorros por realizar responden a la decisión de los usuarios de instalar una conexión a GN, evaluada en un horizonte de empo perpetuo. Por ende, mientras que los ahorros realizados sólo consideran los benecios respecto al 2013, los ahorros por realizar considerarían el valor al 2013 del ahorro neto operavo perpetuo al número de clientes conectados a diciembre del 2013. Para el caso del sector vehicular, se ha tomado en cuenta los ahorros en una vida úl de 10 años del vehículo. En consecuencia, para los vehículos que no se hayan depreciado completamente hasta el 2013, ha sido necesario considerar los ahorros por realizar en los años restantes de su vida úl.

-186-

-187-


Cuadro N° 10-4: Metodología ulizada en lel cálculo del saldo en l l l en l la lbalanzal comercial l hidrocarburos por escenarios l

Gráco N° 10-27: Importaciones Potenciales de GLP

l

1,400 Periodo Pre-Camisea

Importaciones potenciles

1,200

Saldo en la Balanza Comercial de hidrocarburos en el Escenario Real u Observado (ER)

Producción GLP (E. real)

Saldo en la Balanza Comercial de hidrocarburos en el Escenario Contrafactual (ECF)

Consumo interno GLP 1,000 $ S U e d s e n o l l i M

BCH ECF = X ECF -M ECF

Producción GLP (E. contrafactual)

BCH ER = X ER -M ER

800

X ECF = X ER -X GLP -X (Gasol.Natural) -X GNL M ECF = M ER +(M Potenciales_GLP -M GLP_ER )

600

400

i

:

i

i

Elaboración: OEE-Osinergmin 200

0 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: GART-Osinergmin, MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin.

En el Cuadro N° 10-5, se resumen los impactos realizados en los principales sectores de la economía del país. El valor llevado al año 2013 del ahorro que obtuvieron los consumidores del GN de Camisea fue alrededor de US$ 5,100 millones impulsados principalmente por el sector industrial con US$ 3,220 millones (para el periodo 20042013) y el sector transporte con US$ 1,900 millones (para el periodo 2006-2013). Por su parte en el sector eléctrico, el ingreso del proyecto Camisea habría signicado un ahorro cercano a US$ 1,700 millones (para el periodo 2000-2013).

representan en conjunto el 80% del efecto en la balanza comercial de hidrocarburos, mientras que el proyecto de exportación de GNL en los úlmos 4 años representa el 20% restante con alrededor de US$ 5,000 millones.

Por úlmo, es preciso mencionar que los benecios del proyecto Camisea se expanden a otros sectores además de los tratados en el presente capítulo. Respecto al empleo, Quispe (2013) idenca más de 29 mil empleos generados por la industria de GN para el periodo del 2008 hasta el 2013. Su análisis abarca diferentes perspecvas, Respecto al sector público, los ingresos generados por la explotación tales como el número de empleados por empresas y las etapas de del gas provienen de las regalías y el impuesto a la renta. En ese sendo, la industria (explotación, producción, transporte, distribución y las regalías habrían totalizado US$ 8,800 millones, mientras que el comercialización). Los resultados indican que la comercialización es la efecto total en las cuentas scales asciende a US$ 10,700 millones, etapa que concentra mayor fuerza laboral con 25 mil empleos (86% ambos valores expresados al año 2013 para el periodo 2004-2013. del total). Además, el empleo se concentra en empresas de más de Por úlmo, el mayor impacto del proyecto Camisea se ha evidenciado 101 trabajadores. En cuanto a los trabajadores calicados, se esma en la balanza comercial de hidrocarburos del país, reduciéndose las etapas de producción, explotación y transporte (70%) y distribución signicavamente el décit mostrado antes del año 2004. Esto se (53%) concentran la mayor proporción de trabajadores con educación ha debido a la sustución de importaciones y a las exportaciones de superior universitaria y técnica, mientras que en la comercialización GN en sus diversas formas. En resumen, el valor de la reducción del solo el 40% de trabajadores ene educación superior universitaria y décit sobrepasa los US$ 23,900 millones expresados al año 2013 técnica. para el periodo 2004-2013. El valor presente del efecto sustución y del valor de los LGN fue de 9,250 y 9,711 respecvamente, los cuales

Gráco N° 10-28: Efecto en la Balanza Comercial de Hidrocarburos del Proyecto Camisea, en MBLS Saldo en Balanza Comercial deHidrocarburos (Escenario Contrafactual) Saldo en Balanza Comercial deHidrocarburos (Escenario Real)

50

41

43

41

40 30 20 -13 s e l i r r a b e d s e n o l l i M

10 0

Proyecto deGNL 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

-12

-10

-17 -22

-20 -30

-17 -20

-18 -22 -24

-40 -50 -60


-19

-20

Valor deLíquidos

-24 -29

-30

Efecto deSustitución -33

-32 -39

-39 -47


Cuadro N° 10-4: Metodología ulizada en lel cálculo del saldo en l l l en l la lbalanzal comercial l hidrocarburos por escenarios l

Gráco N° 10-27: Importaciones Potenciales de GLP

l

1,400 Periodo Pre-Camisea

Importaciones potenciles

1,200

Saldo en la Balanza Comercial de hidrocarburos en el Escenario Real u Observado (ER)

Producción GLP (E. real)

Saldo en la Balanza Comercial de hidrocarburos en el Escenario Contrafactual (ECF)

Consumo interno GLP 1,000 $ S U e d s e n o l l i M

BCH ECF = X ECF -M ECF

Producción GLP (E. contrafactual)

BCH ER = X ER -M ER

800

X ECF = X ER -X GLP -X (Gasol.Natural) -X GNL M ECF = M ER +(M Potenciales_GLP -M GLP_ER )

600

400

i

:

i

i

Elaboración: OEE-Osinergmin 200

0 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: GART-Osinergmin, MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin.

En el Cuadro N° 10-5, se resumen los impactos realizados en los principales sectores de la economía del país. El valor llevado al año 2013 del ahorro que obtuvieron los consumidores del GN de Camisea fue alrededor de US$ 5,100 millones impulsados principalmente por el sector industrial con US$ 3,220 millones (para el periodo 20042013) y el sector transporte con US$ 1,900 millones (para el periodo 2006-2013). Por su parte en el sector eléctrico, el ingreso del proyecto Camisea habría signicado un ahorro cercano a US$ 1,700 millones (para el periodo 2000-2013).

Gráco N° 10-28: Efecto en la Balanza Comercial de Hidrocarburos del Proyecto Camisea, en MBLS

representan en conjunto el 80% del efecto en la balanza comercial de hidrocarburos, mientras que el proyecto de exportación de GNL en los úlmos 4 años representa el 20% restante con alrededor de US$ 5,000 millones.

Saldo en Balanza Comercial deHidrocarburos (Escenario Contrafactual) Saldo en Balanza Comercial deHidrocarburos (Escenario Real)

50

41

43

41

40 30

Por úlmo, es preciso mencionar que los benecios del proyecto Camisea se expanden a otros sectores además de los tratados en el presente capítulo. Respecto al empleo, Quispe (2013) idenca más de 29 mil empleos generados por la industria de GN para el periodo del 2008 hasta el 2013. Su análisis abarca diferentes perspecvas, Respecto al sector público, los ingresos generados por la explotación tales como el número de empleados por empresas y las etapas de del gas provienen de las regalías y el impuesto a la renta. En ese sendo, la industria (explotación, producción, transporte, distribución y las regalías habrían totalizado US$ 8,800 millones, mientras que el comercialización). Los resultados indican que la comercialización es la efecto total en las cuentas scales asciende a US$ 10,700 millones, etapa que concentra mayor fuerza laboral con 25 mil empleos (86% ambos valores expresados al año 2013 para el periodo 2004-2013. del total). Además, el empleo se concentra en empresas de más de Por úlmo, el mayor impacto del proyecto Camisea se ha evidenciado 101 trabajadores. En cuanto a los trabajadores calicados, se esma en la balanza comercial de hidrocarburos del país, reduciéndose las etapas de producción, explotación y transporte (70%) y distribución signicavamente el décit mostrado antes del año 2004. Esto se (53%) concentran la mayor proporción de trabajadores con educación ha debido a la sustución de importaciones y a las exportaciones de superior universitaria y técnica, mientras que en la comercialización GN en sus diversas formas. En resumen, el valor de la reducción del solo el 40% de trabajadores ene educación superior universitaria y décit sobrepasa los US$ 23,900 millones expresados al año 2013 técnica. para el periodo 2004-2013. El valor presente del efecto sustución y del valor de los LGN fue de 9,250 y 9,711 respecvamente, los cuales

20 -13 s e l i r r a b e d s e n

o l l i M

10 0

Proyecto deGNL 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

-18

-19

-20

2009

2010

2011

2012

2013

-12

-10

-17

-17 -20

-22

-20

-22 -24

-30

Valor deLíquidos

-24 -29

-30

Efecto deSustitución -33

-40

-32 -39

-39 -47

-50 -60


-188-

-189-


Gráco N° 10-29: Efecto en la Balanza Comercial de Hidrocarburos e Impacto del Proyecto Camisea 5000

1° Etapa: GLP y Gasolina Natural

Cuadro N° 10-5: Valor presente de los benecios generados por los impactos económicos del Proyecto Camisea

2° Etapa: LNG

4000

3632 3280

3000

1000 $ S U e d s e n o-1000 l l i M

-2000

581

450

757

1010

1067

2 00 1

2 00 2

2 00 2

2 00 4

2 00 5

2 00 6

2 00 7 2 0 08

2 00 9 2 0 10

2 01 1

-5000

2006-2013 2004-2013

2004-2013 2004-2013

10,702 1,877 8,826

Impacto de CAMISEA

Saldo balanza comercial hidrocarburos (E. Contrafactual)

Electricidad

Saldo balanza comercial hidrocarburos (E. Real)

26%

Transporte Industrial, comercial y residencial

46% 28%

18%

Imp. renta Regalías

82% 3. Externo\5 3.1 Proyecto de exportación de GNL 3.2 Valor de los Líquidos 3.3 Efecto Sustitución

2010-2013 2004-2013 2004-2013

23,921 4,959 9,711 9,250

Proyecto de exportación de GNL

39%

21%

Valor de los líquidos Efecto sustitución

40%

41,576

IMPACTO TOTAL

\1 Los montos corresponden a los ahorros esmados expresados en dólares del 2013 actualizados a una tasa de 14.09% que es la Tasa Social de Descuento Ajustada propuesta por el MEF. \2Ahorro en tarifas en barra. i i i \3Ahorro por el uso de. GNV. i . \4Ahorro por conexiones a gas natural. i . \5Reducción en el décit de la balanza comercial. . a que la metodología de jación de tarifas de la GART consideraba las proyecciones de la oferta de los 48 \6Se incluye el periodo 2000-2004 debido . incorporó por primera vez a la central de Ventanilla en el parque generador. meses siguientes. La jación itarifaria de mayo del 2000 i i i i . Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin.

-6000

Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin.

:

i

i

En resumen, el presente capítulo le ha brindado al lector una visión de la magnitud del impacto del Proyecto Camisea en la acvidad económica del país desde el inicio de operaciones. Si bien los montos esmados son alentadores y reejan un importante aporte, la industria del GN aún se encuentra en desarrollo. En ese sendo, a futuro se requiere la concrezación de nuevos proyectos que permitan consolidar y ampliar los benecios del GN en todo el país, especialmente en las zonas geográcas más vulnerables tanto en el norte como en el sur del Perú.

Participación (%) en cada sector

2 01 2 2 0 1 3

-3000

-4000

Transporte \3 Industrial, comercial y residencial\4

Monto (MMUS$) 2013 6,952 1,784 5,169 1,981 3,187

2000-2013

2. Público 2.1 Impuesto a la Renta 2.2 Regalías

142

2 00 0

1. Privado 1.1 Electricidad \2 1.2 Usuarios de gas natural

1843

2000

Período de análisis

Sector

4059

\1

Por ello, el úlmo capítulo de este libro ha sido elaborado con la intención de explicar los proyectos vinculados al GN en nuestro país que se encuentran en cartera, así como los retos a futuros que presenta la industria gasífera. Los proyectos están relacionados principalmente a la expansión del consumo del GN en el Perú y el desarrollo de valor agregado que puede generarse en la industria gasífera con la petroquímica.

i

:

i

i i .

i .


Gráco N° 10-29: Efecto en la Balanza Comercial de Hidrocarburos e Impacto del Proyecto Camisea 5000

1° Etapa: GLP y Gasolina Natural

Cuadro N° 10-5: Valor presente de los benecios generados por los impactos económicos del Proyecto Camisea

2° Etapa: LNG

4000

3632 3280

3000

1000 $ S U e d s e n o-1000 l l i M

-2000

581

450

757

1010

1067

2 00 1

2 00 2

2 00 2

2 00 4

2 00 5

2 00 6

2 00 7 2 0 08

2 00 9 2 0 10

2 01 1

-5000

Impacto de CAMISEA

Saldo balanza comercial hidrocarburos (E. Contrafactual)

2004-2013 2004-2013

10,702 1,877 8,826

Saldo balanza comercial hidrocarburos (E. Real)

26%

Transporte

46%

Industrial, comercial y residencial

28%

18%

Imp. renta Regalías

3. Externo\5 3.1 Proyecto de exportación de GNL 3.2 Valor de los Líquidos 3.3 Efecto Sustitución

2010-2013 2004-2013 2004-2013

23,921 4,959 9,711 9,250

Proyecto de exportación de GNL

39%

21%

Valor de los líquidos Efecto sustitución

40%

41,576

\1 Los montos corresponden a los ahorros esmados expresados en dólares del 2013 actualizados a una tasa de 14.09% que es la Tasa Social de Descuento Ajustada propuesta por el MEF. \2Ahorro en tarifas en barra. i i i \3Ahorro por el uso de. GNV. i . \4Ahorro por conexiones a gas natural. i . \5Reducción en el décit de la balanza comercial. . a que la metodología de jación de tarifas de la GART consideraba las proyecciones de la oferta de los 48 \6Se incluye el periodo 2000-2004 debido . incorporó por primera vez a la central de Ventanilla en el parque generador. meses siguientes. La jación itarifaria de mayo del 2000 i i i i . Fuente: Esmaciones OEE-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin.

Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin.

:

i

i

En resumen, el presente capítulo le ha brindado al lector una visión de la magnitud del impacto del Proyecto Camisea en la acvidad económica del país desde el inicio de operaciones. Si bien los montos esmados son alentadores y reejan un importante aporte, la industria del GN aún se encuentra en desarrollo. En ese sendo, a futuro se requiere la concrezación de nuevos proyectos que permitan consolidar y ampliar los benecios del GN en todo el país, especialmente en las zonas geográcas más vulnerables tanto en el norte como en el sur del Perú.

Electricidad

82%

IMPACTO TOTAL

-6000

-190-

2006-2013 2004-2013

Participación (%) en cada sector

2 01 2 2 0 1 3

-3000

-4000

Transporte \3 Industrial, comercial y residencial\4

Monto (MMUS$) 2013 6,952 1,784 5,169 1,981 3,187

2000-2013

2. Público 2.1 Impuesto a la Renta 2.2 Regalías

142

2 00 0

1. Privado 1.1 Electricidad \2 1.2 Usuarios de gas natural

1843

2000

Período de análisis

Sector

4059

\1

i

:

i

i i .

i .

Por ello, el úlmo capítulo de este libro ha sido elaborado con la intención de explicar los proyectos vinculados al GN en nuestro país que se encuentran en cartera, así como los retos a futuros que presenta la industria gasífera. Los proyectos están relacionados principalmente a la expansión del consumo del GN en el Perú y el desarrollo de valor agregado que puede generarse en la industria gasífera con la petroquímica.

-191-



-192-

-193-


BUENOS PRONÓSTICOS PROYECTOS DE GAS NATURAL Y RETOS A FUTURO


BUENOS PRONÓSTICOS PROYECTOS DE GAS NATURAL Y RETOS A FUTURO

-194-

-195-


Ilustración N°11-1: Una visión al 2034 de la industria del gas natural y el desarrollo del proyecto Camisea

LEYENDA PROYECTO DE MASIFICACIÓN VIRTUAL -CONCESIÓN NORTE PROYECTODEMASIFICACIÓNVIRTUAL-CONCESIÓN SUROESTE PROYECTODEMASIFICACIÓNVIRTUAL-CONCESIÓN CIUDADESALTOANDINAS GASODUCTO DE CAMISEA(TGP) DUCTO DE LÍQUIDOSDE CAMISEA(TGP) GASODUCTOSURPERUANO

A

GASODUCTO AL NORTE (PROYECTO EN PROCESO DE ESTUDIO) DUCTO ENTRE MARCONAYMOLLENDO ( PROYECTO AFUTURO)

l analizar los benecios e impactos del gas de Camisea en el Perú, concluimos que ha tenido una gran importancia en el desarrollo energéco tanto en la generación eléctrica, industria, GNV y uso residencial. Es por ello que el Estado peruano ha apostado por promover los proyectos de inserción, así como obras de infraestructura energéca para lograr que esta fuente de energía p ueda ser aprovechada por todo el Perú. En parcular, los proyectos energécos están orientados a brindar seguridad energéca al país a través de la conformación de un Sistema Nacional de Ductos y la expansión del GN a través de transporte en camiones de gas natural comprimido y licuado (GNC y GNL respecvamente, conocido como modalidad de transporte virtual de GN). De igual manera, con la promoción al desarrollo de la petroquímica se ene como objevo añadir valor agregado al GN mediante la conformación de polos petroquímicos. Finalmente, se deben tomar en cuenta los retos normavos que la industria de GN enfrentará en el futuro. El perfeccionamiento en el aspecto normavo supone mejoras al actual marco regulatorio con el n de estar preparados para nuevos retos en la industria gasífera a nivel internacional, como la explotación del

en el Perú. Se proyecta que para ese año exista un Sistema Nacional de Gasoductos conformados por el Gasoducto Sur Andino, el Gasoducto del Norte, y también un gasoducto entre Marcona y Mollendo. Asimismo, se daría la ampliación del consumo de GN en las ciudades del norte, sur y alto andinas del país a través de transporte virtual (vía terrestre) y el desarrollo del Nodo Energéco en el Sur del país.

shale gas.

11.1 Proyectos de Gas Natural

La Ilustración N°11 1 muestra la visión al 2034 de la industria del GN y la parcipación de Camisea como principal fuente de abasto del GN

En el marco de la Ley N° 29969, el Estado fomenta y desarrolla los diversos usos del GN buscando que sea accesible a todos los consumidores por el

REDESDEDISTRIBUCIÓNDECÁLIDDA REDESDEDISTRIBUCIÓNDECONTUGAS PLANTASDE FRACCIONAMIENTO YSEPARACIÓN DE GASNATURAL PROYECTOSPETROQUÍMICOS CENTRALESTÉRMICAS

La industria de GN promete seguir creciendo y contribuyendo al desarrollo del país; sin embargo, se encuentran limitaciones en la difusión de esta fuente de energía, pues la accidentada geograa, la distancia entre ciudades al interior del país y las precarias condiciones de infraestructura urbana y rural dicultan el acceso del GN a las familias. Sin embargo, como respuesta a este impedimento, a la fecha existen diferentes alternavas tecnológicas que permirían el acceso al GN para una mayor candad de hogares. Entre estas alternavas se encuentran el GNC y el GNL, que se pueden usar de acuerdo a la distancia a donde se quiere llegar y el volumen que se quiere transportar tal como se ha visto en el Capítulo 1.



Ilustración N°11-1: Una visión al 2034 de la industria del gas natural y el desarrollo del proyecto Camisea

LEYENDA PROYECTO DE MASIFICACIÓN VIRTUAL -CONCESIÓN NORTE PROYECTODEMASIFICACIÓNVIRTUAL-CONCESIÓN SUROESTE PROYECTODEMASIFICACIÓNVIRTUAL-CONCESIÓN CIUDADESALTOANDINAS GASODUCTO DE CAMISEA(TGP) DUCTO DE LÍQUIDOSDE CAMISEA(TGP) GASODUCTOSURPERUANO

A

GASODUCTO AL NORTE (PROYECTO EN PROCESO DE ESTUDIO) DUCTO ENTRE MARCONAYMOLLENDO ( PROYECTO AFUTURO)

l analizar los benecios e impactos del gas de Camisea en el Perú, concluimos que ha tenido una gran importancia en el desarrollo energéco tanto en la generación eléctrica, industria, GNV y uso residencial. Es por ello que el Estado peruano ha apostado por promover los proyectos de inserción, así como obras de infraestructura energéca para lograr que esta fuente de energía p ueda ser aprovechada por todo el Perú. En parcular, los proyectos energécos están orientados a brindar seguridad energéca al país a través de la conformación de un Sistema Nacional de Ductos y la expansión del GN a través de transporte en camiones de gas natural comprimido y licuado (GNC y GNL respecvamente, conocido como modalidad de transporte virtual de GN). De igual manera, con la promoción al desarrollo de la petroquímica se ene como objevo añadir valor agregado al GN mediante la conformación de polos petroquímicos. Finalmente, se deben tomar en cuenta los retos normavos que la industria de GN enfrentará en el futuro. El perfeccionamiento en el aspecto normavo supone mejoras al actual marco regulatorio con el n de estar preparados para nuevos retos en la industria gasífera a nivel internacional, como la explotación del

en el Perú. Se proyecta que para ese año exista un Sistema Nacional de Gasoductos conformados por el Gasoducto Sur Andino, el Gasoducto del Norte, y también un gasoducto entre Marcona y Mollendo. Asimismo, se daría la ampliación del consumo de GN en las ciudades del norte, sur y alto andinas del país a través de transporte virtual (vía terrestre) y el desarrollo del Nodo Energéco en el Sur del país.

shale gas.

11.1 Proyectos de Gas Natural

La Ilustración N°11 1 muestra la visión al 2034 de la industria del GN y la parcipación de Camisea como principal fuente de abasto del GN

En el marco de la Ley N° 29969, el Estado fomenta y desarrolla los diversos usos del GN buscando que sea accesible a todos los consumidores por el

REDESDEDISTRIBUCIÓNDECÁLIDDA REDESDEDISTRIBUCIÓNDECONTUGAS PLANTASDE FRACCIONAMIENTO YSEPARACIÓN DE GASNATURAL PROYECTOSPETROQUÍMICOS CENTRALESTÉRMICAS

La industria de GN promete seguir creciendo y contribuyendo al desarrollo del país; sin embargo, se encuentran limitaciones en la difusión de esta fuente de energía, pues la accidentada geograa, la distancia entre ciudades al interior del país y las precarias condiciones de infraestructura urbana y rural dicultan el acceso del GN a las familias. Sin embargo, como respuesta a este impedimento, a la fecha existen diferentes alternavas tecnológicas que permirían el acceso al GN para una mayor candad de hogares. Entre estas alternavas se encuentran el GNC y el GNL, que se pueden usar de acuerdo a la distancia a donde se quiere llegar y el volumen que se quiere transportar tal como se ha visto en el Capítulo 1.


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Cuadro N° 11-1: Ficha Técnica del Proyecto de Masicaci ón del Uso de Gas Natural en el Perú

sistema de ductos. Sin embargo, las limitaciones geográcas han generado la necesidad de buscar nuevas formas de abastecimiento siendo necesario desarrollar sistemas alternavos expuestos en el Capítulo 1 (GNC y GNL). De esta forma se busca acelerar la transformación prioritaria en el sector residencial, comercial y en el transporte vehicular a través del GNV, priorizando a la población de menos recursos y a aquellas regiones que no cuentan con recursos del canon. Asimismo, el arculo 4° de la citada Ley autoriza a los gobiernos regionales y locales a realizar el nanciamiento de los estudios respecvos y la inversión para el desarrollo de los programas de inserción de GN, incluyendo su operación y mantenimiento. Esto se realizará mediante transferencias de los recursos provenientes del canon hacia las empresas de distribución eléctrica. Estos convenios fueron rmados con los Gobiernos Regionales de Cusco, Ayacucho, entre otros. En el sector eléctrico, el incremento de la demanda en los úlmos años ha incenvado la inversión en centrales termoeléctricas en base al GN de Camisea, concentradas en la costa central del país (Chilca), las cuales producen alrededor del 40% de la energía demandada por el SEIN. Esta situación ha ocasionado una importante dependencia del SEIN respecto del único Sistema de Transporte a Gas a la fecha existente, a través del cual se transporta el GN desde los yacimientos de Camisea hasta los centros de consumo en la zona de Lima, incluyendo las citadas centrales.

Una falla del Sistema de Transporte puede ocasionar un racionamiento del suministro eléctrico en detrimento de la acvidad económica del país.

Adjudicamiento

Ciudades Alto Andinas

Adjudicario

Graña y Montero Petrolera S.A.

Consorcio Promigas-Surtigas

Gas Natural Internacional SDG S.A

Operador

Transportadora de Gas Natural Comprimido Andina S.A. (perteneciente al adjudicatario ganador)

Gases del Pacífico S.A. (perteneciente al consorcio )

Gas Natural Fenosa Perú S.A. (perteneciente al adjudicatario)

Beneficiarios

250 mil personas en condiciones de pobreza

El Concesionario se comprometió a conectar a 150,137 clientes residenciales en un plazo de cinco años.

El Concesionario se comprometió a conectar a 64,000 usuarios en un plazo de siete años.

Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo, Jauja, Cusco, Juliaca y Puno.

Huaraz, Chimbote, Trujillo, Pacasmayo, Cajamarca, Chiclayo, y Lambayeque.

Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna.

Localización

Inversión

US$ 14.5 millones

US$ 142 millones

US$ 60 millones

Perfil del Proyecto

El Objetivo es contar con un sistema de abastecimiento de GN, utilizando como tecnología el GNC, para las zonas alto andinas del país, que permitirá suministrar de GNC y GNV a dichas zonas, llevando los beneficios de este combustible a distintas localidades del centro del país.

El proyecto consiste en brindar el servicio de distribución de GN por red de ductos en las áreas de concesión para lo cual se tendrá la siguiente infraestructura: transporte terrestre del GNL desde la estación de Carga ubicada en la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita hasta las respectivas áreas de concesión, estaciones de distrito que incluyen un sistema de recepción, almacenamiento y regasificación del GNL y las estaciones de regulación, medición y odorización a ubicarse en las ciudades por abastecer así como un sistema de distribución de gas natural por red de ductos para suministrar gas a los usuarios finales.

El proyecto consiste en brindar el servicio de distribución de GN por red de ductos en las áreas de concesión, para lo cual se contempla la siguiente infraestructura: transporte terrestre del GNL desde la estación de carga ubicada en la Planta de Licuefacción hasta las respectivas áreas de concesión, estaciones de distrito que incluyen un sistema de recepción, almacenamiento y regasificación del GNL, y las estaciones de regulación, medición y odorización, a ubicarse en las ciudades por abastecer, así como un sistema de distribución de gas natural por red de ductos para suministrar gas a los usuarios finales.

Frenteaesteescenario,elEstadoPeruano,mediantela LeyN°29970,declaró de interés nacional la implementación de medidas para el aanzamiento de la seguridad energéca del país, basado en tres pilares: i) diversicar las fuentes energécas ii) reducir la dependencia externa, y iii) incrementar la conabilidad de la cadena de suministro de energía. Asimismo, el Estado Peruano dispuso que todo proyecto cuyo n sea incrementar la conabilidad de la cadena de suministro de energía, pudiera ser beneciado con el Mecanismo de Ingresos Garanzados, previa aprobación del Ministerio de Energía y Minas. Su costo sería asumido por toda la demanda beneciada de dicho proyecto. Como se ha mencionado en esta sección, a la fecha existen proyectos que permirán impulsar el consumo de GN en las diferentes regiones del Perú. Serán detallados a connuación.

Norte

Suroeste

Fuente: GFGN- Osinergmin.Elaboración: OEE- Osinergmin

: :

abastecido en las ciudades alto andinas mientras que la tecnología de GNL será brindada en las ciudades del norte y suroeste del país. Véase elCuadro N° 11-1.

Proyecto de Masicación de Gas Natural en el Perú

Proyecto del Sistema de Abastecimiento de GNL para el Mercado Nacional

A la fecha se han concesionado tres proyectos para expandir el consumo del GN en el Perú mediante GNC y GNL. El GN en la modalidad de GNC será

Mediante Resolución Suprema N° 028-2012-EF publicada el 26 de abril de 2012, se racó el acuerdo adoptado por el Consejo Direcvo de

ProInversión, en su sesión de fecha 15 de diciembre de 2011, en virtud del cual se acordó aprobar el Plan de Promoción de la Inversión Privada para la entrega en concesión del proyecto “Sistema de Abastecimiento de GNL para el Mercado Nacional.” Según información de ProInversión, dicho proyecto tendrá una vigencia de 20 años y será asumida por la demanda beneciada. Este proyecto busca asegurar, mediante un contrato de concesión, el suministro de GN en casos de emergencia (aproximadamente 7 días) para abastecer al sistema de transporte de GN en la costa y al sistema


Cuadro N° 11-1: Ficha Técnica del Proyecto de Masicaci ón del Uso de Gas Natural en el Perú

sistema de ductos. Sin embargo, las limitaciones geográcas han generado la necesidad de buscar nuevas formas de abastecimiento siendo necesario desarrollar sistemas alternavos expuestos en el Capítulo 1 (GNC y GNL). De esta forma se busca acelerar la transformación prioritaria en el sector residencial, comercial y en el transporte vehicular a través del GNV, priorizando a la población de menos recursos y a aquellas regiones que no cuentan con recursos del canon. Asimismo, el arculo 4° de la citada Ley autoriza a los gobiernos regionales y locales a realizar el nanciamiento de los estudios respecvos y la inversión para el desarrollo de los programas de inserción de GN, incluyendo su operación y mantenimiento. Esto se realizará mediante transferencias de los recursos provenientes del canon hacia las empresas de distribución eléctrica. Estos convenios fueron rmados con los Gobiernos Regionales de Cusco, Ayacucho, entre otros. En el sector eléctrico, el incremento de la demanda en los úlmos años ha incenvado la inversión en centrales termoeléctricas en base al GN de Camisea, concentradas en la costa central del país (Chilca), las cuales producen alrededor del 40% de la energía demandada por el SEIN. Esta situación ha ocasionado una importante dependencia del SEIN respecto del único Sistema de Transporte a Gas a la fecha existente, a través del cual se transporta el GN desde los yacimientos de Camisea hasta los centros de consumo en la zona de Lima, incluyendo las citadas centrales.

Una falla del Sistema de Transporte puede ocasionar un racionamiento del suministro eléctrico en detrimento de la acvidad económica del país.

Adjudicamiento

Ciudades Alto Andinas

Adjudicario

Graña y Montero Petrolera S.A.

Consorcio Promigas-Surtigas

Gas Natural Internacional SDG S.A

Operador

Transportadora de Gas Natural Comprimido Andina S.A. (perteneciente al adjudicatario ganador)

Gases del Pacífico S.A. (perteneciente al consorcio )

Gas Natural Fenosa Perú S.A. (perteneciente al adjudicatario)

Beneficiarios

250 mil personas en condiciones de pobreza

El Concesionario se comprometió a conectar a 150,137 clientes residenciales en un plazo de cinco años.

El Concesionario se comprometió a conectar a 64,000 usuarios en un plazo de siete años.

Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo, Jauja, Cusco, Juliaca y Puno.

Huaraz, Chimbote, Trujillo, Pacasmayo, Cajamarca, Chiclayo, y Lambayeque.

Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna.

Localización

Inversión

US$ 14.5 millones

US$ 142 millones

US$ 60 millones

Perfil del Proyecto

El Objetivo es contar con un sistema de abastecimiento de GN, utilizando como tecnología el GNC, para las zonas alto andinas del país, que permitirá suministrar de GNC y GNV a dichas zonas, llevando los beneficios de este combustible a distintas localidades del centro del país.

El proyecto consiste en brindar el servicio de distribución de GN por red de ductos en las áreas de concesión para lo cual se tendrá la siguiente infraestructura: transporte terrestre del GNL desde la estación de Carga ubicada en la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita hasta las respectivas áreas de concesión, estaciones de distrito que incluyen un sistema de recepción, almacenamiento y regasificación del GNL y las estaciones de regulación, medición y odorización a ubicarse en las ciudades por abastecer así como un sistema de distribución de gas natural por red de ductos para suministrar gas a los usuarios finales.

El proyecto consiste en brindar el servicio de distribución de GN por red de ductos en las áreas de concesión, para lo cual se contempla la siguiente infraestructura: transporte terrestre del GNL desde la estación de carga ubicada en la Planta de Licuefacción hasta las respectivas áreas de concesión, estaciones de distrito que incluyen un sistema de recepción, almacenamiento y regasificación del GNL, y las estaciones de regulación, medición y odorización, a ubicarse en las ciudades por abastecer, así como un sistema de distribución de gas natural por red de ductos para suministrar gas a los usuarios finales.

Frenteaesteescenario,elEstadoPeruano,mediantela LeyN°29970,declaró de interés nacional la implementación de medidas para el aanzamiento de la seguridad energéca del país, basado en tres pilares: i) diversicar las fuentes energécas ii) reducir la dependencia externa, y iii) incrementar la conabilidad de la cadena de suministro de energía. Asimismo, el Estado Peruano dispuso que todo proyecto cuyo n sea incrementar la conabilidad de la cadena de suministro de energía, pudiera ser beneciado con el Mecanismo de Ingresos Garanzados, previa aprobación del Ministerio de Energía y Minas. Su costo sería asumido por toda la demanda beneciada de dicho proyecto. Como se ha mencionado en esta sección, a la fecha existen proyectos que permirán impulsar el consumo de GN en las diferentes regiones del Perú. Serán detallados a connuación.

Norte

Suroeste

Fuente: GFGN- Osinergmin.Elaboración: OEE- Osinergmin

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abastecido en las ciudades alto andinas mientras que la tecnología de GNL será brindada en las ciudades del norte y suroeste del país. Véase elCuadro N° 11-1.

Proyecto de Masicación de Gas Natural en el Perú

Proyecto del Sistema de Abastecimiento de GNL para el Mercado Nacional

A la fecha se han concesionado tres proyectos para expandir el consumo del GN en el Perú mediante GNC y GNL. El GN en la modalidad de GNC será

Mediante Resolución Suprema N° 028-2012-EF publicada el 26 de abril de 2012, se racó el acuerdo adoptado por el Consejo Direcvo de

ProInversión, en su sesión de fecha 15 de diciembre de 2011, en virtud del cual se acordó aprobar el Plan de Promoción de la Inversión Privada para la entrega en concesión del proyecto “Sistema de Abastecimiento de GNL para el Mercado Nacional.” Según información de ProInversión, dicho proyecto tendrá una vigencia de 20 años y será asumida por la demanda beneciada. Este proyecto busca asegurar, mediante un contrato de concesión, el suministro de GN en casos de emergencia (aproximadamente 7 días) para abastecer al sistema de transporte de GN en la costa y al sistema

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Cuadro N° 11-2: Ficha Técnica del Proyect o Sistema de Abastecimiento de GNL para el Mercado Nacional

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Cuadro N° 11-3: Ficha Técnica del Proyect o Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao Sistema de Abastecimiento de GNL p ara el Mercado Nacional

Sistema de Abastecimiento de GNL para el Mercado Nacional Beneficiarios

Consumidores residenciales, vehiculares, industriales y de generación eléctrica.

Localización

Ica y Lima

Localización

Las instalaciones del proyecto se ubicarían junto o dentro de a la planta de Perú LNG en Melchorita (Km 170 al sur de Lima)

Inversión estimada

US$ 250 millones

Inversión estimada

US$ 250 millones

Perfil del Proyecto

Concesión del diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de un sistema de abastecimiento que permitirá contar con una reserva de GN en estado líquido producido en la planta de licuefacción de gas de Pampa Melchorita, a 170 km al sur de Lima, con una capacidad de 130,000 m3 (aproximadamente 7 días de consumo), a fin asegurar el suministro de GN en casos de emergencia. La reserva del GNL se utilizará, previa regasificación, principalmente para abastecer a las plantas térmicas ubicadas en el distrito de Chilca, industrias, transporte vehicular y consumo doméstico en Lima y Callao.

Adjudicación prevista

III Trimestre del 2014

Concesión del diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lurín. La capacidad de transporte será de 2800 TM/día a la Puesta en Operación Comercial y al año 5 será de 3500 TM/día. El sistem a de transporte constaría de los siguientes activos: un ducto de aprox. 250 Km. de longitud desde Pisco hasta Lurín, terminales de almacenamiento y despacho a ubicarse en Lurín y estación de bombeo, válvulas y equipos de medición y comunicaciones.

Perfil del Proyecto


2014 (en reprogramación)

Fuente: ProInversión. Elaboración: OEE- Osinergmin : I Fuente: ProInversión. Elaboración: OEE- Osinergmin :

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I :

i i

i

de distribución de GN en Lima y Callao (plantas térmicas, industrias, transporte vehicular y consumo domésco), ulizando gas licuefactado licuefactado de la planta de Perú LNG ubicada en Melchorita, con una capacidad capacidad de 130,000 m3. Véase el Cuadro N° 11- 2 para mayores detalles.

racaron los acuerdos de ProInversión sobre la incorporación al proceso de promoción de la inversión privada del proyecto “Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao,” y la aprobación del Plan de Promoción del referido Proyecto.

11.2 Otros proyectos para la expasión del gas natural

Proyecto del sistema de abastecimiento de GLP para Lima y Callao

Mediante Ocio N° 2075-2013-MEM/SEG, del 30 de seembre de 2013, se detallan las modicaciones a considerar en el esquema del proyecto denominado “Sistema de Abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo para Lima y Callao.”

El proyecto consiste en un conjunto de instalaciones para recepción y despacho de GN licuefactado a camiones cisternas criogénicos de aproximadamente 60 m3 de capacidad cada uno que se ubicarán dentro del terreno de la actual Planta de Licuefacción de GN Pampa Melchorita de la empresa Peru LNG SRL en Cañete. La inversión esmada es de US$ 16.0 millones.

A la fecha el suministro de GLP en Lima y Callo se realiza a través de transporte marímo desde Pisco hasta el puerto del Callao, siendo este modo de transporte vulnerable a factores climatológicos que pueden generar oleajes anómalos en la costa del Callao, e impedir las operaciones de descarga del GLP transportado a los terminales de almacenamiento. Esto viene ocasionando, con cierta frecuencia, problemas de desabastecimiento desabastecimiento de GLP en la ciudad de Lima, incluso por más de siete días, lo que conlleva a un incremento en los precios del GLP, envasado y a granel, en perjuicio de los usuarios. Frente a esta problemáca y mediante Ocio N° 1452-2010-MEM/ SEG, del 3 de agosto de 2010, el MINEM solicitó incorporar el proyecto denominado “Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao,” a los procesos de promoción de la inversión privada. Con Resolución Suprema N° 094-2010-EF, publicada el 9 de seembre de 2010, se

El concesionario que se adjudique el proyecto, como parte de su operación comercial, suscribirá contratos por el servicio de transporte de hidrocarburos con los usuarios del sistema. Asimismo, el concesionario tendrá el derecho de cobrar una tarifa por el servicio de transporte de hidrocarburos, la que será jada por Osinergmin sobre la base de la oferta adjudicada, por lo que el factor de competencia para la adjudicación será la menor tarifa ofertada. Para mayor detalle véase véase el Cuadro N° 11-3. Por otro lado, los proyectos que se presentan a connuación muestran principalmente los avances normavos encaminados a promover el uso del gas natural, focalizados en el ámbito regional; mediante los mismos se busca promover esta fuente energéca en los departamentos de Ayacucho, Ucayali, Piura y Cusco.

Construcción de una Estación de Recepción y Despacho de GNL en Planta Melchorita

al contrato BOOT de transporte de GN rmado con TGP para la construcción de una derivación principal del sistema de transporte a la región Ayacucho.

La derivación principal a Ayacucho tendrá su inicio en el distrito de Chiara, provincia de Huamanga, Región Ayacucho y se extenderá hasta la ciudad de Ayacucho donde se ubicará un City Gate. El proyecto a cargo de Transportadora de Gas del Perú S.A. comprende la construcción de una derivación y el tendido de un gasoducto de 14” de diámetro con una longitud aproximada de 20 km en la región Ayacucho que permirá suministrar GN inicialmente al segmento vehicular y, posteriormente, a los segmentos residencial, comercial e El plazo para la construcción y puesta en operación de este proyecto industrial. Este proyecto es necesario para la operación del contrato de será de aproximadamente 12 meses y es necesario para la operación Asociación Público Privada rmado por el Estado con la empresa Graña de los contratos de concesión del Norte y del Suroeste mencionados MonteroPetrolera. anteriormente. Por otro lado, en seembre del 2013 el Gobierno Regional de Ayacucho Región Ayacucho y la empresa de distribución eléctrica Electrocentro rmaron un convenio para impulsar impulsar la Inserción del GN en la región, el mismo que En seembre del 2012, el Ministerio de Energía y Minas suscribió consiste en implementar el sistema de distribución de GN en la ciudad un convenio con el Gobierno Regional de Ayacucho para acelerar el de Ayacucho, a parr de la infraestructura a ser montada por la empresa proceso de inserción de GN en la región y el 29 de agosto del 2013, Graña y Montero Petrolera (GMP) concesionaria del “Proyecto de Gas mediante Resolución Suprema N° 053-2013-EM, se aprobó la adenda Natural Comprimido (GNC) para las zonas altoandinas del Perú.”


Cuadro N° 11-2: Ficha Técnica del Proyect o Sistema de Abastecimiento de GNL para el Mercado Nacional

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Cuadro N° 11-3: Ficha Técnica del Proyect o Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao Sistema de Abastecimiento de GNL p ara el Mercado Nacional

Sistema de Abastecimiento de GNL para el Mercado Nacional Beneficiarios

Consumidores residenciales, vehiculares, industriales y de generación eléctrica.

Localización

Ica y Lima

Localización

Las instalaciones del proyecto se ubicarían junto o dentro de a la planta de Perú LNG en Melchorita (Km 170 al sur de Lima)

Inversión estimada

US$ 250 millones

Inversión estimada

US$ 250 millones

Perfil del Proyecto

Concesión del diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de un sistema de abastecimiento que permitirá contar con una reserva de GN en estado líquido producido en la planta de licuefacción de gas de Pampa Melchorita, a 170 km al sur de Lima, con una capacidad de 130,000 m3 (aproximadamente 7 días de consumo), a fin asegurar el suministro de GN en casos de emergencia. La reserva del GNL se utilizará, previa regasificación, principalmente para abastecer a las plantas térmicas ubicadas en el distrito de Chilca, industrias, transporte vehicular y consumo doméstico en Lima y Callao.


III Trimestre del 2014

Concesión del diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lurín. La capacidad de transporte será de 2800 TM/día a la Puesta en Operación Comercial y al año 5 será de 3500 TM/día. El sistem a de transporte constaría de los siguientes activos: un ducto de aprox. 250 Km. de longitud desde Pisco hasta Lurín, terminales de almacenamiento y despacho a ubicarse en Lurín y estación de bombeo, válvulas y equipos de medición y comunicaciones.

Perfil del Proyecto


2014 (en reprogramación)

Fuente: ProInversión. Elaboración: OEE- Osinergmin : I Fuente: ProInversión. Elaboración: OEE- Osinergmin :

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de distribución de GN en Lima y Callao (plantas térmicas, industrias, transporte vehicular y consumo domésco), ulizando gas licuefactado licuefactado de la planta de Perú LNG ubicada en Melchorita, con una capacidad capacidad de 130,000 m3. Véase el Cuadro N° 11- 2 para mayores detalles.

racaron los acuerdos de ProInversión sobre la incorporación al proceso de promoción de la inversión privada del proyecto “Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao,” y la aprobación del Plan de Promoción del referido Proyecto.

11.2 Otros proyectos para la expasión del gas natural

Proyecto del sistema de abastecimiento de GLP para Lima y Callao

Mediante Ocio N° 2075-2013-MEM/SEG, del 30 de seembre de 2013, se detallan las modicaciones a considerar en el esquema del proyecto denominado “Sistema de Abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo para Lima y Callao.”

El proyecto consiste en un conjunto de instalaciones para recepción y despacho de GN licuefactado a camiones cisternas criogénicos de aproximadamente 60 m3 de capacidad cada uno que se ubicarán dentro del terreno de la actual Planta de Licuefacción de GN Pampa Melchorita de la empresa Peru LNG SRL en Cañete. La inversión esmada es de US$ 16.0 millones.

A la fecha el suministro de GLP en Lima y Callo se realiza a través de transporte marímo desde Pisco hasta el puerto del Callao, siendo este modo de transporte vulnerable a factores climatológicos que pueden generar oleajes anómalos en la costa del Callao, e impedir las operaciones de descarga del GLP transportado a los terminales de almacenamiento. Esto viene ocasionando, con cierta frecuencia, problemas de desabastecimiento desabastecimiento de GLP en la ciudad de Lima, incluso por más de siete días, lo que conlleva a un incremento en los precios del GLP, envasado y a granel, en perjuicio de los usuarios. Frente a esta problemáca y mediante Ocio N° 1452-2010-MEM/ SEG, del 3 de agosto de 2010, el MINEM solicitó incorporar el proyecto denominado “Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao,” a los procesos de promoción de la inversión privada. Con Resolución Suprema N° 094-2010-EF, publicada el 9 de seembre de 2010, se

El concesionario que se adjudique el proyecto, como parte de su operación comercial, suscribirá contratos por el servicio de transporte de hidrocarburos con los usuarios del sistema. Asimismo, el concesionario tendrá el derecho de cobrar una tarifa por el servicio de transporte de hidrocarburos, la que será jada por Osinergmin sobre la base de la oferta adjudicada, por lo que el factor de competencia para la adjudicación será la menor tarifa ofertada. Para mayor detalle véase véase el Cuadro N° 11-3. Por otro lado, los proyectos que se presentan a connuación muestran principalmente los avances normavos encaminados a promover el uso del gas natural, focalizados en el ámbito regional; mediante los mismos se busca promover esta fuente energéca en los departamentos de Ayacucho, Ucayali, Piura y Cusco.

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Construcción de una Estación de Recepción y Despacho de GNL en Planta Melchorita

al contrato BOOT de transporte de GN rmado con TGP para la construcción de una derivación principal del sistema de transporte a la región Ayacucho.

La derivación principal a Ayacucho tendrá su inicio en el distrito de Chiara, provincia de Huamanga, Región Ayacucho y se extenderá hasta la ciudad de Ayacucho donde se ubicará un City Gate. El proyecto a cargo de Transportadora de Gas del Perú S.A. comprende la construcción de una derivación y el tendido de un gasoducto de 14” de diámetro con una longitud aproximada de 20 km en la región Ayacucho que permirá suministrar GN inicialmente al segmento vehicular y, posteriormente, a los segmentos residencial, comercial e El plazo para la construcción y puesta en operación de este proyecto industrial. Este proyecto es necesario para la operación del contrato de será de aproximadamente 12 meses y es necesario para la operación Asociación Público Privada rmado por el Estado con la empresa Graña de los contratos de concesión del Norte y del Suroeste mencionados MonteroPetrolera. anteriormente. Por otro lado, en seembre del 2013 el Gobierno Regional de Ayacucho Región Ayacucho y la empresa de distribución eléctrica Electrocentro rmaron un convenio para impulsar impulsar la Inserción del GN en la región, el mismo que En seembre del 2012, el Ministerio de Energía y Minas suscribió consiste en implementar el sistema de distribución de GN en la ciudad un convenio con el Gobierno Regional de Ayacucho para acelerar el de Ayacucho, a parr de la infraestructura a ser montada por la empresa proceso de inserción de GN en la región y el 29 de agosto del 2013, Graña y Montero Petrolera (GMP) concesionaria del “Proyecto de Gas mediante Resolución Suprema N° 053-2013-EM, se aprobó la adenda Natural Comprimido (GNC) para las zonas altoandinas del Perú.” -201-


Región Ucayali

La Resolución Ministerial N° 089-2014-MEM/DM, publicada el 23 de febrero del 2014 en el diario ocial El Peruano, precisa que el MINEM realizará las acciones necesarias para promover el desarrollo de la industria del GN en la referida zona del país. La norma establece que el MINEM suscribirá convenios de cooperación instucional con el Gobierno Regional de Ucayali, a n de coadyuvar al cumplimiento del citado objevo, como parte de la políca nacional de desarrollo descentralizado. zado. A su vez Osinergmin presentó un plan de acceso para la Inserción del GN que beneciaría a las familias más vulnerables, con un precio de S/. 14.63 a través del proyecto del FISE, abriendo una posibilidad para la expansión del GN en Ucayali mediante un plan de acceso a la energía con masicació masicación n de GN por ductos. Región Piura

A través de la Resolución Ministerial N° 141-2914-MEM/DM, publicada en el diario ocial “El Peruano, el MINEM armó realizar “las acciones necesarias” para promover el desarrollo de dicha industria en esa zona del país. Esta resolución se da en el marco de la Ley N° 29969, que promueve la Inserción del uso de GN en las diversas regiones del país para potenciales consumidores residenciales y vehiculares,

priorizando la atención de la población de las zonas de menores recursos económicos mediante el suministro de GNC, GNV o GNL. Asimismo se suscribirá suscribirán n convenios de cooperación interinstucional con el Gobierno Regional de Piura, a n de promover la Inserción del uso del GN mediante la Ordenanza Regional que declara de Interés Regional la Inserción del GN en la Región Piura - OR N° 277 - 2013/ GRP-CR. El MEM, se compromete a suministrar GN mediante el uso de ductos y/o transporte de GNC y GNL y de las Estaciones de Comprensión en el “City Gate” (sistema de regulación de presión para la distribución de GN) que se instalarán en cada localidad, lo que mejorará la oferta energéca, acelerando la instalación de redes de distribución para atender la demanda en el sector residencial, vehicular y consumidores de la región. Además, el MINEM brindará asistencia especializada para desarrollar proyectos desnados a la instalación ón de redes de distribución de GN en las principales localidades localidades de la región, así como apoyo en la gesón de la evaluación de estudios ambientales que sean necesarios para esta inserción. También promoverá la instalación de talleres para la conversión vehicular a GN. En tanto, el Gobierno Regional de Piura tendrá que idencar y priorizar las necesidades energécas de la región, mejorar la infraestructura de transporte y comunicaciones ones para

acelerar el proceso de abastecimiento del gas, promover la conexión Privada (APP). También se hará cargo del nanciamiento de las redes de domiciliaria en la red de distribución de ese recurso y ulizar los distribución en el ámbito de su región a través de la empresa distribuidora recursos del canon en los programas de Inserción de GN en la región. eléctrica. Finalmente, Electro Sur Este se compromete a ejecutar programas de Inserción del GN, gesonar la adquisición de dicho gas y la Aproximadamente para el mes de julio se estaría entregando la concesión de los sistemas de distribución de manera temporal. concesión de este importante proyecto a la empresa que resulte ganadora del concurso. Habían 12 empresas interesadas pero, hasta el En tanto, el 7 de marzo de 2014, el MINEM y el Gobierno Regional momento hay 02 empresas que están siguiendo con todo el proceso y suscribieron otro convenio con la nalidad de impulsar la cooperación han presentado ante el MINEM sus solicitudes de parcipar, que son: interinstuc interinstucional ional que permita iniciar la construcción de las redes de gas Gas del Norte y Sechura Oil. domiciliarias as y estaciones de servicio (GNV) en la región. Finalmente, el Gobierno Regional viene desarrollando el Proyecto Qosqo Gas que permirá abastecer de GN a la ciudad del Cusco, mediante sistemas Región Cusco móviles (cisternas) (cisternas) para su uso en el parque automotor. El 6 de seembre del 2013 el Ministerio de Energía y Minas suscribió un convenio con el Gobierno Regional del Cusco y la empresa Electro Por otra parte, el Ministerio de Energía y Minas también ha rmado Sur Este para desarrollar redes de suministro de GN en la región. En convenios con los Gobiernos Regionales de Huancavelica, Puno y el convenio, el MINEM se compromete a gesonar los recursos para Apurímac. En dichos convenios, el citado ministerio se compromete remunerar los servicios necesarios para el diseño, construcción y a suministrar GN, mediante sistemas de transporte virtuales a estas mantenimiento mantenimien to de las redes de distribución de GN. regiones y brindar asistencia técnica especializada para el desarrollo de proyectos orientados a la instalación de redes de distribución de El Gobierno Regional del Cusco, por su parte, se obliga a conducir la GN y conversión vehicular a GNV. A su vez, los gobiernos regionales subasta para la selección de una empresa encargada de la concesión de se comprometen a idencar las necesidades energécas de sus los sistemas de distribución de GN, a través de una Asociación Público regiones, mejorar la infraestructura de transporte y comunicacion comunicaciones, es,


priorizando la atención de la población de las zonas de menores recursos económicos mediante el suministro de GNC, GNV o GNL.

Región Ucayali

La Resolución Ministerial N° 089-2014-MEM/DM, publicada el 23 de febrero del 2014 en el diario ocial El Peruano, precisa que el MINEM realizará las acciones necesarias para promover el desarrollo de la industria del GN en la referida zona del país. La norma establece que el MINEM suscribirá convenios de cooperación instucional con el Gobierno Regional de Ucayali, a n de coadyuvar al cumplimiento del citado objevo, como parte de la políca nacional de desarrollo descentralizado. zado. A su vez Osinergmin presentó un plan de acceso para la Inserción del GN que beneciaría a las familias más vulnerables, con un precio de S/. 14.63 a través del proyecto del FISE, abriendo una posibilidad para la expansión del GN en Ucayali mediante un plan de acceso a la energía con masicació masicación n de GN por ductos. Región Piura

A través de la Resolución Ministerial N° 141-2914-MEM/DM, publicada en el diario ocial “El Peruano, el MINEM armó realizar “las acciones necesarias” para promover el desarrollo de dicha industria en esa zona del país. Esta resolución se da en el marco de la Ley N° 29969, que promueve la Inserción del uso de GN en las diversas regiones del país para potenciales consumidores residenciales y vehiculares,

Asimismo se suscribirá suscribirán n convenios de cooperación interinstucional con el Gobierno Regional de Piura, a n de promover la Inserción del uso del GN mediante la Ordenanza Regional que declara de Interés Regional la Inserción del GN en la Región Piura - OR N° 277 - 2013/ GRP-CR. El MEM, se compromete a suministrar GN mediante el uso de ductos y/o transporte de GNC y GNL y de las Estaciones de Comprensión en el “City Gate” (sistema de regulación de presión para la distribución de GN) que se instalarán en cada localidad, lo que mejorará la oferta energéca, acelerando la instalación de redes de distribución para atender la demanda en el sector residencial, vehicular y consumidores de la región. Además, el MINEM brindará asistencia especializada para desarrollar proyectos desnados a la instalación ón de redes de distribución de GN en las principales localidades localidades de la región, así como apoyo en la gesón de la evaluación de estudios ambientales que sean necesarios para esta inserción. También promoverá la instalación de talleres para la conversión vehicular a GN. En tanto, el Gobierno Regional de Piura tendrá que idencar y priorizar las necesidades energécas de la región, mejorar la infraestructura de transporte y comunicaciones ones para

acelerar el proceso de abastecimiento del gas, promover la conexión Privada (APP). También se hará cargo del nanciamiento de las redes de domiciliaria en la red de distribución de ese recurso y ulizar los distribución en el ámbito de su región a través de la empresa distribuidora recursos del canon en los programas de Inserción de GN en la región. eléctrica. Finalmente, Electro Sur Este se compromete a ejecutar programas de Inserción del GN, gesonar la adquisición de dicho gas y la Aproximadamente para el mes de julio se estaría entregando la concesión de los sistemas de distribución de manera temporal. concesión de este importante proyecto a la empresa que resulte ganadora del concurso. Habían 12 empresas interesadas pero, hasta el En tanto, el 7 de marzo de 2014, el MINEM y el Gobierno Regional momento hay 02 empresas que están siguiendo con todo el proceso y suscribieron otro convenio con la nalidad de impulsar la cooperación han presentado ante el MINEM sus solicitudes de parcipar, que son: interinstuc interinstucional ional que permita iniciar la construcción de las redes de gas Gas del Norte y Sechura Oil. domiciliarias as y estaciones de servicio (GNV) en la región. Finalmente, el Gobierno Regional viene desarrollando el Proyecto Qosqo Gas que permirá abastecer de GN a la ciudad del Cusco, mediante sistemas Región Cusco móviles (cisternas) (cisternas) para su uso en el parque automotor. El 6 de seembre del 2013 el Ministerio de Energía y Minas suscribió un convenio con el Gobierno Regional del Cusco y la empresa Electro Por otra parte, el Ministerio de Energía y Minas también ha rmado Sur Este para desarrollar redes de suministro de GN en la región. En convenios con los Gobiernos Regionales de Huancavelica, Puno y el convenio, el MINEM se compromete a gesonar los recursos para Apurímac. En dichos convenios, el citado ministerio se compromete remunerar los servicios necesarios para el diseño, construcción y a suministrar GN, mediante sistemas de transporte virtuales a estas mantenimiento mantenimien to de las redes de distribución de GN. regiones y brindar asistencia técnica especializada para el desarrollo de proyectos orientados a la instalación de redes de distribución de El Gobierno Regional del Cusco, por su parte, se obliga a conducir la GN y conversión vehicular a GNV. A su vez, los gobiernos regionales subasta para la selección de una empresa encargada de la concesión de se comprometen a idencar las necesidades energécas de sus los sistemas de distribución de GN, a través de una Asociación Público regiones, mejorar la infraestructura de transporte y comunicacion comunicaciones, es,

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” o n a u r e P r u S o t c u d o s a G l e d o l l o r r a s e D y s í a P l e d a c  é g r e n E d a d i r u g e S a l a s a r o j e M “ o t c e y o r p l e d s o m a r t e d n ó i c a c i b U : 2 1 1 ° N n ó i c a r t s u l I

O N A U R E P R U S O T C

U A O D D A S N G E Y E L

N Ó I C A V I R E D E D O T N U P

S O C I M Í U Q O R T E E I P E M S A D O N T S O C A I E T C Y C N O A A L R R P F P N G O T N

l l Cuadro N° 11-4: Tramos del proyecto del Gasoducto Sur Peruano

S A C I M R É T S E L A R T N E C

Tramo

Descripción Corresponde desde el Punto de Conexión hasta Urcos (Cusco). En él se incluyen las conexiones a la futura central térmica de Quillabamba y a la provincia de Anta, lo que incluiría un City Gate en Quillabamba y uno en Anta.

Tramo A1

Tramo A2

Une el gasoducto desde Urcos hasta la central térmica de Ilo y pasa por la central térmica de Mollendo, incluyendo un City Gate en Cusco. Transportará el GN.

Tramo B

Formado por el gasoducto y Poliducto desde la Planta de Separación Malvinas al PC. Es la parte de la infraestructura que generará seguridad energética en el transporte de GN y GNL respecto al sistema de transporte existente a cargo de TGP.

: i

I :

i i

i

Fuente: ProInversión. Elaboración: OEE-Osinergmin

promover las conexiones domiciliarias as de GN y ulizar los recursos del canon en los programas de masicación ón de GN.

B O M A R T

2 A O M A R T

1 A O M A R T

S O C R U

O N U P

A P I U Q E R A

A U G E U Q O M

A T N A

C O M A R T

A N C A T

O L L I A A

A A C I B M M R A É B T A L L A L I R T U N Q E E C D A C R I T N I U Q H C

R C T I N M E R C É T

Y A C

N A B A

A C I O M R D É N T E L L A L R O T M N E C

Sin duda, uno de los proyectos más importante en el desarrollo del gas natural en nuestro país es el Gaseoducto Sur Peruano. El mismo tendrá un efecto considerable sobre el desarrollo de la industria en las regiones involucradas, involucradas, y en la calidad de vida de los pobladores dentro de su zona de inuencia. A connuación se detallan los aspectos más importantes dentro del desarrollo del mismo.

n i m g r e n i s O E E O : n ó i c a r o b a l E . n ó i s r e v n i o r P : e t n e u F

11.3 Proyecto de mejoras a la seguridad energéca del país y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano Revisión del contrato y licitación del GSP

En aplicación de la Ley Nº 29970, “Ley que Aanza la Seguridad Energéca y promueve el desarrollo del Polo Petroquímico en el sur del país”, el 10 de enero de 2013, mediante R.S. N° 005-2013-EF se solicita a ProInversión la convocatoria del proyecto “Mejoras en la Seguridad Energéca del País y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano” que en la versión nal del contrato establece los derechos y obligaciones del concesionario y el concedente. Además espula las normas y procedimientoss que regirán entre éstas. procedimiento

El proyecto responde a un esquema DFBOOT126; por tanto, durante el plazo del contrato el concesionario será el propietario de los Bienes de Concesión. A su vez, el proyecto comprenderá dos sistemas de transporte: (i) Gasoducto y Poliducto de la Planta Separación Malvinas al Punto de Conexión (PC) ubicado en el sistema de transporte existente; y de este punto a la Planta de Compresión Chiquinrca. En esta úlma sección, el concesionario está obligado a realizar únicamente el estudio FEED128 y el Estudio de Impacto Ambiental; y (ii) Gasoducto desde el PC hasta la costa sur del país la cual contemplará la Sección 1 (Gasoducto desde el PC a Urcos) y Sección 2 (Gasoducto Urcos- Mollendo - Ilo). Este proyecto contará con tres tramos los cuales se describen en el Cuadro N° 11-4. 11-4 . En el Tramo C el concesionario deberá efectuar obligatoriamente Estudios de Ingeniería y de Línea Base Ambiental para que se lleve a cabo un próximo concurso para su ejecución, en el cual podrá parcipar. Véase la Ilustración N° 11-2 para 11-2 para mayores detalles. El 30 de junio de 2014 se adjudicó el proyecto del GSP al consorcio ganador conformado por Odebrecht de Brasil y Enagás de España, las que tendrán a cargo el gasoducto del sur por 34 años. Este consorcio presentó la oferta de US$ 7,328 millones, que será el costo del servicio durante la concesión del proyecto. Ambas empresas anunciaron que la


” o n a u r e P r u S o t c u d o s a G l e d o l l o r r a s e D y s í a P l e d a c  é g r e n E d a d i r u g e S a l a s a r o j e M “ o t c e y o r p l e d s o m a r t e d n ó i c a c i b U : 2 1 1 ° N n ó i c a r t s u l I

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U A D O D A S N G E Y E L

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l l Cuadro N° 11-4: Tramos del proyecto del Gasoducto Sur Peruano

S A C I M R É T S E L A R T N E

Tramo

Descripción

C

Corresponde desde el Punto de Conexión hasta Urcos (Cusco). En él se incluyen las conexiones a la futura central térmica de Quillabamba y a la provincia de Anta, lo que incluiría un City Gate en Quillabamba y uno en Anta.

Tramo A1

Tramo A2

Une el gasoducto desde Urcos hasta la central térmica de Ilo y pasa por la central térmica de Mollendo, incluyendo un City Gate en Cusco. Transportará el GN.

Tramo B

Formado por el gasoducto y Poliducto desde la Planta de Separación Malvinas al PC. Es la parte de la infraestructura que generará seguridad energética en el transporte de GN y GNL respecto al sistema de transporte existente a cargo de TGP.

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I :

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Fuente: ProInversión. Elaboración: OEE-Osinergmin

promover las conexiones domiciliarias as de GN y ulizar los recursos del canon en los programas de masicación ón de GN.

B O M A R T

2 A O M A R T

1 A O M A R T

S O C R U

O N U P

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Sin duda, uno de los proyectos más importante en el desarrollo del gas natural en nuestro país es el Gaseoducto Sur Peruano. El mismo tendrá un efecto considerable sobre el desarrollo de la industria en las regiones involucradas, involucradas, y en la calidad de vida de los pobladores dentro de su zona de inuencia. A connuación se detallan los aspectos más importantes dentro del desarrollo del mismo.

O L L I A A R C T I N M E R C É T

A C I O M R D É N T E L L L A O R T M N E C

g r e n i s O E E O : n ó i c a r o b a l E . n ó i s r e v n i o r P : e t n e u F

11.3 Proyecto de mejoras a la seguridad energéca del país y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano Revisión del contrato y licitación del GSP

En aplicación de la Ley Nº 29970, “Ley que Aanza la Seguridad Energéca y promueve el desarrollo del Polo Petroquímico en el sur del país”, el 10 de enero de 2013, mediante R.S. N° 005-2013-EF se solicita a ProInversión la convocatoria del proyecto “Mejoras en la Seguridad Energéca del País y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano” que en la versión nal del contrato establece los derechos y obligaciones del concesionario y el concedente. Además espula las normas y procedimientoss que regirán entre éstas. procedimiento

El proyecto responde a un esquema DFBOOT126; por tanto, durante el plazo del contrato el concesionario será el propietario de los Bienes de Concesión. A su vez, el proyecto comprenderá dos sistemas de transporte: (i) Gasoducto y Poliducto de la Planta Separación Malvinas al Punto de Conexión (PC) ubicado en el sistema de transporte existente; y de este punto a la Planta de Compresión Chiquinrca. En esta úlma sección, el concesionario está obligado a realizar únicamente el estudio FEED128 y el Estudio de Impacto Ambiental; y (ii) Gasoducto desde el PC hasta la costa sur del país la cual contemplará la Sección 1 (Gasoducto desde el PC a Urcos) y Sección 2 (Gasoducto Urcos- Mollendo - Ilo). Este proyecto contará con tres tramos los cuales se describen en el Cuadro N° 11-4. 11-4 . En el Tramo C el concesionario deberá efectuar obligatoriamente Estudios de Ingeniería y de Línea Base Ambiental para que se lleve a cabo un próximo concurso para su ejecución, en el cual podrá parcipar. Véase la Ilustración N° 11-2 para 11-2 para mayores detalles. El 30 de junio de 2014 se adjudicó el proyecto del GSP al consorcio ganador conformado por Odebrecht de Brasil y Enagás de España, las que tendrán a cargo el gasoducto del sur por 34 años. Este consorcio presentó la oferta de US$ 7,328 millones, que será el costo del servicio durante la concesión del proyecto. Ambas empresas anunciaron que la

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Ilustración N° 11-3: Cadena de Valor de la Industria Petroquímica

PETROQUÍMICA BÁSICA

Amoníaco Metano Gas Natural

Benecios para las industrias relacionadas

El proyecto favorecerá el desarrollo económico y social de las regiones del sur del país, pues hará posible el suministro de GN en las ciudades de Cusco, Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna beneciando a los clientes nales con las ventajas económicas de esta fuente energéca. Este proyecto permirá el reforzamiento de la seguridad energéca del país evitando cualquier interrupción del servicio de transporte de GN y logrará al mismo empo la desconcentración de la generación eléctrica. Asimismo, se prevé que el GSP traerá de la mano inversiones por US$ 12,000 millones en el sector, como por ejemplo la construcción de centrales del Nodo Energéco, la ampliación de la planta de Malvinas, la constución de redes de distribución de gas a ciudades, la construcción del gasoducto y el futuro desarrollo de la petroquímica del etano y metano.

El proyecto del Nodo Energéco comprende la construcción de dos centrales térmicas, una en Mollendo y la otra en Ilo totalizando una inversión de alrededor de US$ 800 millones. La primera central estará bajo la adjudicación de la empresa Samay I, mientras que la otra estará a cargo de Enersur, las cuales entrarían en operación comercial el 1 de mayo del 2016 y el 1 de marzo del 2017, respecvamente128. La remuneración garanzada que percibirán los adjudicatarios de ambas centrales se determina como el producto de la potencia instalada de cada central térmica y el correspondiente precio por potencia ofertado, mecanismo aplicable durante la vigencia de los contratos, los cuales serán de 20 años, contados a parr de la correspondiente fecha de puesta en operación comercial. El Proyecto tendrá una capacidad de generación de 1,000 MW de Ciclo Simple, Dual (Diesel B5 y GN) a instalarse en las dos centrales termoeléctricas, las cuales en una primera etapa operarán con Diesel B5, para luego ulizar GN una vez que este recurso esté disponible en la zona sur del país. Por tal razón, la viabilidad de la concesión del GSP ha sido importante para proveer de GN al Nodo Energéco, así como para otros proyectos, entre ellos los petroquímicos. Si bien el Nodo Energéco estará ubicado en los departamentos de Arequipa y Moquegua, su área de inuencia abarca todo el sur del país,

Condensados

Etileno

PETROQUÍMICA FINAL

Urea

Fertilizantes

Nitrato de Amonio

Fertilizantes Explosivos Solventes MTBE

Metano

Etano construcción para la infraestructura para el transporte de GN al sur del Perú se realizará en el más breve plazo y de la manera más eciente posible. El contrasta ene un plazo de 56 meses para concluir la obra, pero conforme se vaya construyendo podrá ser ulizado: por ejemplo cuando llegue al Cusco podrá servir a la central térmica en Quillabamba y comenzar a entregar gas a los consumidores en esta zona del país. Se espera el término del proyecto en el 2019. Véase la Ilustración N° 11 2.

PETROQUÍMICA INTERMEDIA

Polietileno

Propano

Propileno

Polipropileno

Butano

Butileno

Polibutadieno

Pentano Hexano

Benceno

Etilbenceno Cumeno

Plásticos fibras Resinas Cauchos Solventes

Detergentes


principalmente los departamentos de Apurímac, Cusco, Moquegua, Puno, Arequipa y Tacna. En ese sendo, cuando el GSP comience a operar y las centrales térmicas tengan la infraestructura requerida, se dinamizará las economías regionales en dichas zonas y se connuará diversicando la matriz energéca del país, consolidando así un sistema eléctrico más conable y de mayor compevidad.

desconcentrar la capacidad de generación eléctrica de la costa central y mantener una reserva de generación del 30%. Y siendo más importante, las centrales térmicas asegurarán el 70% de la demanda del gas que provendrá del GSP.

A connuación se discuten los proyectos petroquímicos en el Perú, cuyo desarrollo es considerado como uno de los retos a futuro más Cabe resaltar que el Nodo Energéco creará otro núcleo de generación importantes de la industria gasífera en el país. eléctrica en el sur del país, permiendo atender la demanda creciente en esta región para los próximos años. Además, permirá


Ilustración N° 11-3: Cadena de Valor de la Industria Petroquímica


Amoníaco Metano Gas Natural

Benecios para las industrias relacionadas

El proyecto favorecerá el desarrollo económico y social de las regiones del sur del país, pues hará posible el suministro de GN en las ciudades de Cusco, Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna beneciando a los clientes nales con las ventajas económicas de esta fuente energéca. Este proyecto permirá el reforzamiento de la seguridad energéca del país evitando cualquier interrupción del servicio de transporte de GN y logrará al mismo empo la desconcentración de la generación eléctrica. Asimismo, se prevé que el GSP traerá de la mano inversiones por US$ 12,000 millones en el sector, como por ejemplo la construcción de centrales del Nodo Energéco, la ampliación de la planta de Malvinas, la constución de redes de distribución de gas a ciudades, la construcción del gasoducto y el futuro desarrollo de la petroquímica del etano y metano.

El proyecto del Nodo Energéco comprende la construcción de dos centrales térmicas, una en Mollendo y la otra en Ilo totalizando una inversión de alrededor de US$ 800 millones. La primera central estará bajo la adjudicación de la empresa Samay I, mientras que la otra estará a cargo de Enersur, las cuales entrarían en operación comercial el 1 de mayo del 2016 y el 1 de marzo del 2017, respecvamente128. La remuneración garanzada que percibirán los adjudicatarios de ambas centrales se determina como el producto de la potencia instalada de cada central térmica y el correspondiente precio por potencia ofertado, mecanismo aplicable durante la vigencia de los contratos, los cuales serán de 20 años, contados a parr de la correspondiente fecha de puesta en operación comercial. El Proyecto tendrá una capacidad de generación de 1,000 MW de Ciclo Simple, Dual (Diesel B5 y GN) a instalarse en las dos centrales termoeléctricas, las cuales en una primera etapa operarán con Diesel B5, para luego ulizar GN una vez que este recurso esté disponible en la zona sur del país. Por tal razón, la viabilidad de la concesión del GSP ha sido importante para proveer de GN al Nodo Energéco, así como para otros proyectos, entre ellos los petroquímicos. Si bien el Nodo Energéco estará ubicado en los departamentos de Arequipa y Moquegua, su área de inuencia abarca todo el sur del país,

Condensados

Etileno

PETROQUÍMICA FINAL

Urea

Fertilizantes

Nitrato de Amonio

Fertilizantes Explosivos Solventes MTBE

Metano

Etano construcción para la infraestructura para el transporte de GN al sur del Perú se realizará en el más breve plazo y de la manera más eciente posible. El contrasta ene un plazo de 56 meses para concluir la obra, pero conforme se vaya construyendo podrá ser ulizado: por ejemplo cuando llegue al Cusco podrá servir a la central térmica en Quillabamba y comenzar a entregar gas a los consumidores en esta zona del país. Se espera el término del proyecto en el 2019. Véase la Ilustración N° 11 2.


Polietileno

Propano

Propileno

Polipropileno

Butano

Butileno

Polibutadieno

Pentano Hexano

Benceno

Etilbenceno Cumeno

Plásticos fibras Resinas Cauchos Solventes

Detergentes


principalmente los departamentos de Apurímac, Cusco, Moquegua, Puno, Arequipa y Tacna. En ese sendo, cuando el GSP comience a operar y las centrales térmicas tengan la infraestructura requerida, se dinamizará las economías regionales en dichas zonas y se connuará diversicando la matriz energéca del país, consolidando así un sistema eléctrico más conable y de mayor compevidad.

desconcentrar la capacidad de generación eléctrica de la costa central y mantener una reserva de generación del 30%. Y siendo más importante, las centrales térmicas asegurarán el 70% de la demanda del gas que provendrá del GSP.

A connuación se discuten los proyectos petroquímicos en el Perú, cuyo desarrollo es considerado como uno de los retos a futuro más Cabe resaltar que el Nodo Energéco creará otro núcleo de generación importantes de la industria gasífera en el país. eléctrica en el sur del país, permiendo atender la demanda creciente en esta región para los próximos años. Además, permirá

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Ilustración N°11-4: Valor Agregado de la Industria Petroquímica

MATERIA PRIMA



PETROQUÍMICA FINAL VALOR AGREGADO APROX.5.4 VECES

GAS NATURAL 230-260 US$/TM

772-992 US$/TM

9921213 US$/TM

12131433 US$/TM

VALOR AGREGADO APROX. 1.9 VECES

CRUDO 680-720 US$/TM

muestra la Ilustración N° 11-3 donde se detalla la cadena de valor de la Industria Petroquímica indicando cada una de las fases mencionadas Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

Según el nivel de transformación, la petroquímica se puede clasicar en tres grandes fases: (i) básica, (i) intermedia y (iii) nal. En la primera fase se transforman los componentes del GN, de los condensados La petroquímica es el proceso industrial mediante el cual se transforma de GN, del crudo o derivados de petróleo, para obtener productos de manera irreversible y profunda en un nivel estructural las sustancias que serán ulizados como insumos para otros procesos industriales, componentes del GN, del petróleo crudo o de sus derivados, para denominados Petroquímica Intermedia, o ser empleados directamente obtener otras sustancias totalmente diferentes denominadas por el usuario nal como el amoniaco, metanol, eleno, etc. Por su productos petroquímicos básicos, intermedios y/o nales. En este parte, en la fase Intermedia existe un valor agregado mayor al producir sendo, el 90% de los productos petroquímicos se obenen de siete sustancias que son comercializadas a granel como insumo para la materiales primarios: metano, etano, propano, butano, benceno, Petroquímica Final entre las cuales destacan: urea, nitrato de amonio, tolueno y xileno. Los dos primeros se obenen principalmente de los polieleno, etc. Por úlmo, en la etapa de Petroquímica Final, se procesos de separación del GN; el propeno y buteno son sustancias alcanza el valor agregado nal de esta industria mediante la producción obtenidas del craqueo de naas y aceites pesados; el benceno, tolueno de bienes directamente demandados por el consumidor nal como y xileno se obenen principalmente del reformado de naas, así como ferlizantes, explosivos, pláscos y detergentes. La inmensa variedad de estos productos nales se pueden clasicar en 5 grandes grupos: también pueden ser obtenidos de los procesos Gas to Liquid (GTL). (i) pláscos y bras sintécas, (ii) solventes MTBE, (iii) ferlizantes nitrogenados, (iv) detergentes y (v) explosivos. A connuación se

11.4 Los proyectos de la petroquímica en el Perú

Asimismo, la petroquímica constuye una de las industrias que más contribuye al proceso de desarrollo industrial de un país, debido a su efecto mulplicador, el cual va desde la simple comercialización de sus productos y derivados, pasando por la cadena petroquímica de transformación de pláscos hasta introducirse en todas las demás industrias y cadenas de productos básicos, intermedios y manufacturados de los más variados sectores de la economía. Por ejemplo, del GN se puede extraer el etano, que es transformado por la industria petroquímica en eleno y posteriormente en polielenos de disntos pos. Estos úlmos son suministrados a la industria de transformación de pláscos, que a su vez los convierte en disntos bienes de consumo: bolsas de supermercado, bolsas para basura, mangueras, películas de disnto po y aplicaciones, cajones de cerveza, envases para detergentes y lubricantes, entre otros. En cada una de las diferentes etapas, el producto nal ene mayor valor agregado. De esta manera, la industria petroquímica transforma el GN en bienes de consumo nal que pueden valer en promedio hasta 6 veces su valor inicial. Véase la Ilustración N°11-4.

El resto de la presente sección está conformada de la siguiente manera: luego de la introducción que se ha realizado, se menciona la normava peruana relacionada a la industria petroquímica; posteriormente, se describen los principales proyectos petroquímicos en el país y sus implicancias socio-económicas; nalmente, se discuten los retos y dicultades que enfrenta la industria petroquímica. Normava de la Industria Petroquímica en el Perú

El impulso de la industria petroquímica en el país comenzó a darse en el 2007 cuando se promulga la primera Ley relacionada explícitamente al desarrollo de esta industria. Es así que a través de la Ley N° 29163 se declara de interés nacional y necesidad pública el fomento, la promoción y el desarrollo de la industria petroquímica, priorizando la producción de urea y ferlizantes, bajo criterios de responsabilidad socio-ambiental y de compevidad. Se señala a su vez al MINEM y a Osinergmin como promotores de la petroquímica básica y reguladores del sector potencial, mientras que el Ministerio de la Producción cumple un rol como promotor de la petroquímica intermedia y nal, entre aspectos que destacan como el ambiental y el de la compevidad. Esto incluye los permisos para la instalación de plantas. Posteriormente, en el año 2011, se promulgó la Ley N° 29690, la cual promueve el desarrollo de la Petroquímica basada en el etano, contenido en el GN, así como el desarrollo del nodo energéco


Ilustración N°11-4: Valor Agregado de la Industria Petroquímica

MATERIA PRIMA



PETROQUÍMICA FINAL VALOR AGREGADO APROX.5.4 VECES

GAS NATURAL 230-260 US$/TM

772-992 US$/TM

9921213 US$/TM

12131433 US$/TM

VALOR AGREGADO APROX. 1.9 VECES

CRUDO 680-720 US$/TM

muestra la Ilustración N° 11-3 donde se detalla la cadena de valor de la Industria Petroquímica indicando cada una de las fases mencionadas Fuente: GFGN-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin

Según el nivel de transformación, la petroquímica se puede clasicar en tres grandes fases: (i) básica, (i) intermedia y (iii) nal. En la primera fase se transforman los componentes del GN, de los condensados La petroquímica es el proceso industrial mediante el cual se transforma de GN, del crudo o derivados de petróleo, para obtener productos de manera irreversible y profunda en un nivel estructural las sustancias que serán ulizados como insumos para otros procesos industriales, componentes del GN, del petróleo crudo o de sus derivados, para denominados Petroquímica Intermedia, o ser empleados directamente obtener otras sustancias totalmente diferentes denominadas por el usuario nal como el amoniaco, metanol, eleno, etc. Por su productos petroquímicos básicos, intermedios y/o nales. En este parte, en la fase Intermedia existe un valor agregado mayor al producir sendo, el 90% de los productos petroquímicos se obenen de siete sustancias que son comercializadas a granel como insumo para la materiales primarios: metano, etano, propano, butano, benceno, Petroquímica Final entre las cuales destacan: urea, nitrato de amonio, tolueno y xileno. Los dos primeros se obenen principalmente de los polieleno, etc. Por úlmo, en la etapa de Petroquímica Final, se procesos de separación del GN; el propeno y buteno son sustancias alcanza el valor agregado nal de esta industria mediante la producción obtenidas del craqueo de naas y aceites pesados; el benceno, tolueno de bienes directamente demandados por el consumidor nal como y xileno se obenen principalmente del reformado de naas, así como ferlizantes, explosivos, pláscos y detergentes. La inmensa variedad de estos productos nales se pueden clasicar en 5 grandes grupos: también pueden ser obtenidos de los procesos Gas to Liquid (GTL). (i) pláscos y bras sintécas, (ii) solventes MTBE, (iii) ferlizantes nitrogenados, (iv) detergentes y (v) explosivos. A connuación se

11.4 Los proyectos de la petroquímica en el Perú

Asimismo, la petroquímica constuye una de las industrias que más contribuye al proceso de desarrollo industrial de un país, debido a su efecto mulplicador, el cual va desde la simple comercialización de sus productos y derivados, pasando por la cadena petroquímica de transformación de pláscos hasta introducirse en todas las demás industrias y cadenas de productos básicos, intermedios y manufacturados de los más variados sectores de la economía. Por ejemplo, del GN se puede extraer el etano, que es transformado por la industria petroquímica en eleno y posteriormente en polielenos de disntos pos. Estos úlmos son suministrados a la industria de transformación de pláscos, que a su vez los convierte en disntos bienes de consumo: bolsas de supermercado, bolsas para basura, mangueras, películas de disnto po y aplicaciones, cajones de cerveza, envases para detergentes y lubricantes, entre otros. En cada una de las diferentes etapas, el producto nal ene mayor valor agregado. De esta manera, la industria petroquímica transforma el GN en bienes de consumo nal que pueden valer en promedio hasta 6 veces su valor inicial. Véase la Ilustración N°11-4.

El resto de la presente sección está conformada de la siguiente manera: luego de la introducción que se ha realizado, se menciona la normava peruana relacionada a la industria petroquímica; posteriormente, se describen los principales proyectos petroquímicos en el país y sus implicancias socio-económicas; nalmente, se discuten los retos y dicultades que enfrenta la industria petroquímica. Normava de la Industria Petroquímica en el Perú

El impulso de la industria petroquímica en el país comenzó a darse en el 2007 cuando se promulga la primera Ley relacionada explícitamente al desarrollo de esta industria. Es así que a través de la Ley N° 29163 se declara de interés nacional y necesidad pública el fomento, la promoción y el desarrollo de la industria petroquímica, priorizando la producción de urea y ferlizantes, bajo criterios de responsabilidad socio-ambiental y de compevidad. Se señala a su vez al MINEM y a Osinergmin como promotores de la petroquímica básica y reguladores del sector potencial, mientras que el Ministerio de la Producción cumple un rol como promotor de la petroquímica intermedia y nal, entre aspectos que destacan como el ambiental y el de la compevidad. Esto incluye los permisos para la instalación de plantas. Posteriormente, en el año 2011, se promulgó la Ley N° 29690, la cual promueve el desarrollo de la Petroquímica basada en el etano, contenido en el GN, así como el desarrollo del nodo energéco

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Ilustración N° 11-6: Principales Proyectos Petroquímicos, 2013

CF INDUSTRIES (SAN JUAN DE MARCONA) en el sur del Perú. En ese mismo año, la Ley N° 29817 declara de interés nacional la construcción y puesta en operación del sistema de transporte de hidrocarburos derivados del GN desde los yacimientos ubicados en el sur para el desarrollo del polo petroquímico en esa zona del país. Finalmente, la Ley N° 29970, promulgada en el año 2012, maniesta la necesidad de aanzar la seguridad energéca del país. Adicionalmente a estas leyes, se promulgaron Resoluciones Ministeriales (R.M.) declarando zonas geográcas para el desarrollo de un polo petroquímico en ellas. A la fecha, se han declarado cuatro zonas geográcas: Lomas de Ilo (Moquegua), Paracas y San Juan de Marcona129 en Ica, e Islay en Arequipa. Esto ha ido en concordancia con los lineamientos planteados en la Ley N° 29163. Véase el anexo digital del presente capítulo para mayor detalle. Proyectos Petroquímicos en el Perú

Con el n de cumplir los lineamientos establecidos en las leyes promulgadas, entre los cuales resaltan la necesidad de la construcción de polos petroquímicos y promover la seguridad energéca del país, el Estado ha optado por promover la ejecución de los proyectos petroquímicos necesarios. En ese sendo, se necesitaba un marco legal que permiera la creación de estos polos, por lo que se promulgaron

las Resoluciones Ministeriales explicadas líneas arriba. Así, hasta la fecha existen cuatro grandes proyectos en cartera, ubicados en Pisco, Marcona e Ilo. Véase la Ilustración N° 11-6. A la fecha, sin embargo estos cuatros proyectos se encuentran en condición de suspendidos debido a la falta de gas natural disponible en su locación proyectada y a la falta de reservas probadas de gas natural en el Perú. En el primer grupo de ellos, se encuentran dos proyectos para la instalación de plantas petroquímicas a parr del gas natural de Camisea que seguirán la vía del amoníaco, localizadas ambas en el departamento de Ica proyectadas para ser abastecidas por el gasoducto de TGP, y que por no exisr gas natural disponible en el extremo del referido ducto se encuentran en ésta condición, uno de ellos es el de CF Industries para producir amoníaco-urea, en el Polo Petroquímico de Marcona y el otro el de Nitratos del Perú para producir nitrato de amonio, en el polo petroquímico de Pisco. El proyecto CF Industries consta de una planta de Amoníaco (950 mil ton/año) y una planta de Urea (1,4 millones ton/año). La inversión alcanzaría los US$ 2,000 millones. El estudio de impacto ambiental se encuentra aprobad o por la Dirección General de Asuntos Ambientales Energécos (DGAAE). Cuenta con

ORICAS NITRATO (ILO) NITRATOS DEL PERÚ (PARACAS-PISCO)

BRASKEM (ILO)



Ilustración N° 11-6: Principales Proyectos Petroquímicos, 2013

CF INDUSTRIES (SAN JUAN DE MARCONA) en el sur del Perú. En ese mismo año, la Ley N° 29817 declara de interés nacional la construcción y puesta en operación del sistema de transporte de hidrocarburos derivados del GN desde los yacimientos ubicados en el sur para el desarrollo del polo petroquímico en esa zona del país. Finalmente, la Ley N° 29970, promulgada en el año 2012, maniesta la necesidad de aanzar la seguridad energéca del país. Adicionalmente a estas leyes, se promulgaron Resoluciones Ministeriales (R.M.) declarando zonas geográcas para el desarrollo de un polo petroquímico en ellas. A la fecha, se han declarado cuatro zonas geográcas: Lomas de Ilo (Moquegua), Paracas y San Juan de Marcona129 en Ica, e Islay en Arequipa. Esto ha ido en concordancia con los lineamientos planteados en la Ley N° 29163. Véase el anexo digital del presente capítulo para mayor detalle. Proyectos Petroquímicos en el Perú

Con el n de cumplir los lineamientos establecidos en las leyes promulgadas, entre los cuales resaltan la necesidad de la construcción de polos petroquímicos y promover la seguridad energéca del país, el Estado ha optado por promover la ejecución de los proyectos petroquímicos necesarios. En ese sendo, se necesitaba un marco legal que permiera la creación de estos polos, por lo que se promulgaron

las Resoluciones Ministeriales explicadas líneas arriba. Así, hasta la fecha existen cuatro grandes proyectos en cartera, ubicados en Pisco, Marcona e Ilo. Véase la Ilustración N° 11-6. A la fecha, sin embargo estos cuatros proyectos se encuentran en condición de suspendidos debido a la falta de gas natural disponible en su locación proyectada y a la falta de reservas probadas de gas natural en el Perú. En el primer grupo de ellos, se encuentran dos proyectos para la instalación de plantas petroquímicas a parr del gas natural de Camisea que seguirán la vía del amoníaco, localizadas ambas en el departamento de Ica proyectadas para ser abastecidas por el gasoducto de TGP, y que por no exisr gas natural disponible en el extremo del referido ducto se encuentran en ésta condición, uno de ellos es el de CF Industries para producir amoníaco-urea, en el Polo Petroquímico de Marcona y el otro el de Nitratos del Perú para producir nitrato de amonio, en el polo petroquímico de Pisco. El proyecto CF Industries consta de una planta de Amoníaco (950 mil ton/año) y una planta de Urea (1,4 millones ton/año). La inversión alcanzaría los US$ 2,000 millones. El estudio de impacto ambiental se encuentra aprobad o por la Dirección General de Asuntos Ambientales Energécos (DGAAE). Cuenta con

ORICAS NITRATO (ILO) NITRATOS DEL PERÚ (PARACAS-PISCO)

BRASKEM (ILO)


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la ingeniería inicial y diseño del proyecto realizado por Technip de Italia. En contraste con la situación nacional, la alta oferta de shale gas y el descenso en el precio del gas natural en Estados Unidos ha hecho más atracvo para los inversores priorizar sus proyectos en su país de origen, por lo que por el momento se ve poco viable su instalación en Ica.

de las olenas. Este proyecto contempla la instalación de una planta de producción de 1.2 millones de toneladas métricas anuales de eleno a parr del etano contenido en el gas natural de Camisea, la cual dependerá de la construcción del Gasoducto Sur Peruano y/o de un poliducto para el transporte de su materia prima.

El proyecto Nitratos del Perú consta de una planta de Amoníaco (750 mil ton/año), una planta de Ácido Nítrico (340 mil ton/año) y una planta de Nitrato de amonio (340 mil ton/año). La inversión total alcanzaría a los US$ 1,000 millones. Su estudio de impacto ambiental fue aprobado por la DGAAE en enero de 2011.

La escala mínima comercial para la producción de eleno requiere de unos 80 mil barriles por día de etano, lo que signicaría transportar 1.2 millones de pies cúbicos estándar de gas natural, lo cual conlleva a disponer de reservas probadas del orden de 8.8 TCF de GN en los lotes 57, 58 y 59 o de cualquier otro dispuesto a suministrarle. Sin embargo al no haberse logrado a la fecha evidenciar la disponibilidad de la mencionada candad de reservas probadas de gas natural, el proyecto se encuentra en condición de suspenso. No obstante, la reciente posibilidad de encontrar grandes candades de reservas en el Lote 76130 y alcanzar los TCF necesarios para rentabilizar el proyecto, permite pensar en su desarrollo en el futuro próximo.

A la fecha Nitratos del Perú ya comenzó la ingeniería inicial del proyecto a cargo de Technip y Técnica Reunidas. La dicultad actual de este proyecto radica en que todavía se encuentra en espera de la suscripción del contrato de suministro de gas natural del Lote 88 de Camisea, operado por Pluspetrol. De no contar con dicho contrato, los interesados maniestan que existe la posibilidad de importar amoniaco para producir el ácido nítrico y nitrato de amonio. Por su parte, entre los proyectos que se encuentran en suspensión debido a la falta de reservas probadas de gas natural, gura el proyecto de Braskem ubicado en el Polo Petroquímico de Ilo que seguirá la ruta

Cabe indicar que en el Polo Petroquímico de Ilo, la empresa Orica Nitratos Perú S.A. proyecta instalar una planta de petroquímica intermedia, para la producción de nitrato de amonio en grado industrial ulizando como materia prima amoniaco. La inversión alcanzaría los US$ 500 millones y tendrá una capacidad de producción de 300 mil

ton/año, para el suministro a la minería peruana y los excedentes que no consuma el mercado interno serán exportados.

En el caso de la agricultura, al ser Perú un importador neto de ferlizantes131, los productores nacionales pueden beneciarse debido al ahorro por el no pago de etes, impuestos aduaneros, entre otros. Por ejemplo, el precio En resumen, los proyectos concernientes a la producción de urea y amonio promedio de la Urea es de US$ 490/TM; sin embargo, al añadirle US$ totalizan una inversión de US$ 3,500 millones, similar al proyecto basado 90/TM por conceptos de ete, impuestos y el margen de los mayoristas en el etano, sumando conjuntamente alrededor de US$ 7,000 millones. y minorista, el precio alcanza los US$ 700/TM para el consumidor nal. Véase en el formato digital del anexo del presente capítulo. Así, al exisr un productor nacional de urea, los agricultores se ahorrarían cerca de US$ 200/TM (Cárdenas 2013). Finalmente, cabe resaltar que el futuro de la industria petroquímica está estrechamente ligado al desarrollo del GSP debido a que como De igual manera, la minería también se beneciaría de un inminente sistema de transporte es una parte fundamental dentro de la cadena desarrollo de la industria petroquímica. Al ser la minería el principal producva de la industria y permirá el abastecimiento del insumo demandante de explosivos a nivel nacional (concentra alrededor del principal desde los lotes de explotación hasta los polos petroquímicos. 80%) y siendo estos producidos con nitrato de amonio, la construcción Con la reciente concesión del GSP, se espera desarrollar el polo y operación de una planta de nitrato de amonio fomentaría y permiría petroquímico en la zona sur del país en un futuro cercano. que la minería siga creciendo a altas tasas, conviréndose en un hito importante para el desarrollo de proyectos mineros en el país. Al igual Implicancias de la Petroquímica en la acvidad económica del que en la agricultura, la minería nacional obtendría ahorros por la sustución comercial de estos explosivos provenientes de países como Perú Rusia, China y Ucrania. Los diferentes productos obtenidos en la industria petroquímica son usados intensivamente en las principales acvidades económicas del En lo que se reere al efecto en variables como consumo, empleo o país y del mundo, especialmente en la agricultura y en minería, siendo inversiones en otras industrias, la ejecución de los grandes proyectos éstos ulizados en forma de ferlizantes y explosivos, respecvamente. petroquímicos en los polos establecidos tendrá un impacto en los


la ingeniería inicial y diseño del proyecto realizado por Technip de Italia. En contraste con la situación nacional, la alta oferta de shale gas y el descenso en el precio del gas natural en Estados Unidos ha hecho más atracvo para los inversores priorizar sus proyectos en su país de origen, por lo que por el momento se ve poco viable su instalación en Ica.

de las olenas. Este proyecto contempla la instalación de una planta de producción de 1.2 millones de toneladas métricas anuales de eleno a parr del etano contenido en el gas natural de Camisea, la cual dependerá de la construcción del Gasoducto Sur Peruano y/o de un poliducto para el transporte de su materia prima.

El proyecto Nitratos del Perú consta de una planta de Amoníaco (750 mil ton/año), una planta de Ácido Nítrico (340 mil ton/año) y una planta de Nitrato de amonio (340 mil ton/año). La inversión total alcanzaría a los US$ 1,000 millones. Su estudio de impacto ambiental fue aprobado por la DGAAE en enero de 2011.

La escala mínima comercial para la producción de eleno requiere de unos 80 mil barriles por día de etano, lo que signicaría transportar 1.2 millones de pies cúbicos estándar de gas natural, lo cual conlleva a disponer de reservas probadas del orden de 8.8 TCF de GN en los lotes 57, 58 y 59 o de cualquier otro dispuesto a suministrarle. Sin embargo al no haberse logrado a la fecha evidenciar la disponibilidad de la mencionada candad de reservas probadas de gas natural, el proyecto se encuentra en condición de suspenso. No obstante, la reciente posibilidad de encontrar grandes candades de reservas en el Lote 76130 y alcanzar los TCF necesarios para rentabilizar el proyecto, permite pensar en su desarrollo en el futuro próximo.

A la fecha Nitratos del Perú ya comenzó la ingeniería inicial del proyecto a cargo de Technip y Técnica Reunidas. La dicultad actual de este proyecto radica en que todavía se encuentra en espera de la suscripción del contrato de suministro de gas natural del Lote 88 de Camisea, operado por Pluspetrol. De no contar con dicho contrato, los interesados maniestan que existe la posibilidad de importar amoniaco para producir el ácido nítrico y nitrato de amonio. Por su parte, entre los proyectos que se encuentran en suspensión debido a la falta de reservas probadas de gas natural, gura el proyecto de Braskem ubicado en el Polo Petroquímico de Ilo que seguirá la ruta

Cabe indicar que en el Polo Petroquímico de Ilo, la empresa Orica Nitratos Perú S.A. proyecta instalar una planta de petroquímica intermedia, para la producción de nitrato de amonio en grado industrial ulizando como materia prima amoniaco. La inversión alcanzaría los US$ 500 millones y tendrá una capacidad de producción de 300 mil

ton/año, para el suministro a la minería peruana y los excedentes que no consuma el mercado interno serán exportados.

En el caso de la agricultura, al ser Perú un importador neto de ferlizantes131, los productores nacionales pueden beneciarse debido al ahorro por el no pago de etes, impuestos aduaneros, entre otros. Por ejemplo, el precio En resumen, los proyectos concernientes a la producción de urea y amonio promedio de la Urea es de US$ 490/TM; sin embargo, al añadirle US$ totalizan una inversión de US$ 3,500 millones, similar al proyecto basado 90/TM por conceptos de ete, impuestos y el margen de los mayoristas en el etano, sumando conjuntamente alrededor de US$ 7,000 millones. y minorista, el precio alcanza los US$ 700/TM para el consumidor nal. Véase en el formato digital del anexo del presente capítulo. Así, al exisr un productor nacional de urea, los agricultores se ahorrarían cerca de US$ 200/TM (Cárdenas 2013). Finalmente, cabe resaltar que el futuro de la industria petroquímica está estrechamente ligado al desarrollo del GSP debido a que como De igual manera, la minería también se beneciaría de un inminente sistema de transporte es una parte fundamental dentro de la cadena desarrollo de la industria petroquímica. Al ser la minería el principal producva de la industria y permirá el abastecimiento del insumo demandante de explosivos a nivel nacional (concentra alrededor del principal desde los lotes de explotación hasta los polos petroquímicos. 80%) y siendo estos producidos con nitrato de amonio, la construcción Con la reciente concesión del GSP, se espera desarrollar el polo y operación de una planta de nitrato de amonio fomentaría y permiría petroquímico en la zona sur del país en un futuro cercano. que la minería siga creciendo a altas tasas, conviréndose en un hito importante para el desarrollo de proyectos mineros en el país. Al igual Implicancias de la Petroquímica en la acvidad económica del que en la agricultura, la minería nacional obtendría ahorros por la sustución comercial de estos explosivos provenientes de países como Perú Rusia, China y Ucrania. Los diferentes productos obtenidos en la industria petroquímica son usados intensivamente en las principales acvidades económicas del En lo que se reere al efecto en variables como consumo, empleo o país y del mundo, especialmente en la agricultura y en minería, siendo inversiones en otras industrias, la ejecución de los grandes proyectos éstos ulizados en forma de ferlizantes y explosivos, respecvamente. petroquímicos en los polos establecidos tendrá un impacto en los

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componentes de la demanda nal. Esto generaría de forma encadenada un incremento en la producción de las industrias que producen bienes intermedios que requieran las obras de infraestructura y de puesta en marcha de los proyectos petroquímicos, siendo las más favorecidas las industrias del cemento, siderúrgica, transporte, entre otras. A su vez también se impulsará la producción de las industrias de hierro, minería no metálica, energía eléctrica, entre otras.

intermedios (e incluso nales) de gran demanda mundial. Asimismo, existe el potencial de creación de otras industrias relacionadas no existentes hoy en el Perú, como por ejemplo, petroquímica derivada, petroquímica de aromácos, petroquímica del metano (con urea y/o amoniaco y sus derivados con fósforo y potasio NPK), producción de termopláscos y sus variedades, etc. ubicadas dentro de polos industriales-petroquímicos.

Este proceso de encadenamiento producvo se presenta sucesivamente en la economía y ene como resultado una mayor demanda de mano de obra y creación de empleo e ingresos, que a su vez impactará en mayores niveles de consumo por la compra de bienes y servicios de consumo nal por los hogares, incenvando de esta manera una mayor producción de las industrias de bienes de consumo, donde se generarán nuevos puestos de trabajo y generación de ingresos. En este ámbito, por ejemplo el proyecto petroquímico de Braskem proyecta generar alrededor de 70,000 puestos de empleo de manera directa e indirecta. Véase en el formato digital el anexo del presente capítulo.

No obstante, es necesario mencionar los impactos sociales que puede conllevar la industria petroquímica. Debido a la magnitud de las inversiones y la ubicación de los proyectos, frecuentemente se requiere la reubicación de los hogares a zonas que estén alejadas de las acvidades de mayor riesgo. Sin embargo, a medida que el proyecto se desarrolla también se crea un fenómeno migratorio hacia las zonas ubicadas y aledañas del proyecto.

En general, toda gran inversión genera efectos posivos en gran cuana y, en el caso de la petroquímica, se añade el valor agregado tan solicitado para diversicar las exportaciones peruanas, pasando de ser un país exportador de bienes primarios a un país productor de bienes

En resumen, la industria petroquímica trae consigo impactos tanto sociales como económicos que afectarán la acvidad económica del país, a través de la creación de puestos de trabajo, mejora de la compevidad de la agricultura y minería, adición de valor agregado a las exportaciones peruanas y aparición de nuevas industrias derivadas de la petroquímica; no obstante, es importante considerar las implicancias sociodemográcas como los procesos de migración.

“La industria petroquímica genera una serie de eslabonamientos en la economía, por lo que el Estado peruano ha realizado esfuerzos para desarrollarla. Sin embargo, esto se ha visto retardado por factores internacionales, como los descubrimientos de shale gas en Estados Unidos, una fuente no convencional que ha atraído las inversiones hacia ese país y causado la baja del precio internacional del etano, principal insumo de la industria petroquímica. Por fortuna, también se observa una mayor demanda regional por otros derivados como el etileno, la urea, el estireno y fertilizantes, lo cual constituye una gran oportunidad. El desarrollo de esta industria también está supeditado a factores domésticos, entre ellos el volumen de reservas probadas de gas natural (el Lote 58 contaría con 10 TCF y el Lote 76 podría contener tres o cuatro veces las reservas del Lote 88). El papel del Estado podría enfocarse en mejorar las condiciones domésticas para atenuar la pérdida de competitividad a nivel internacional”. Mg. Raúl Lizardo García Carpio Coordinador Técnico de Análisis Regulatorio de la Oficina de Estudios Económicos


componentes de la demanda nal. Esto generaría de forma encadenada un incremento en la producción de las industrias que producen bienes intermedios que requieran las obras de infraestructura y de puesta en marcha de los proyectos petroquímicos, siendo las más favorecidas las industrias del cemento, siderúrgica, transporte, entre otras. A su vez también se impulsará la producción de las industrias de hierro, minería no metálica, energía eléctrica, entre otras.

intermedios (e incluso nales) de gran demanda mundial. Asimismo, existe el potencial de creación de otras industrias relacionadas no existentes hoy en el Perú, como por ejemplo, petroquímica derivada, petroquímica de aromácos, petroquímica del metano (con urea y/o amoniaco y sus derivados con fósforo y potasio NPK), producción de termopláscos y sus variedades, etc. ubicadas dentro de polos industriales-petroquímicos.

Este proceso de encadenamiento producvo se presenta sucesivamente en la economía y ene como resultado una mayor demanda de mano de obra y creación de empleo e ingresos, que a su vez impactará en mayores niveles de consumo por la compra de bienes y servicios de consumo nal por los hogares, incenvando de esta manera una mayor producción de las industrias de bienes de consumo, donde se generarán nuevos puestos de trabajo y generación de ingresos. En este ámbito, por ejemplo el proyecto petroquímico de Braskem proyecta generar alrededor de 70,000 puestos de empleo de manera directa e indirecta. Véase en el formato digital el anexo del presente capítulo.

No obstante, es necesario mencionar los impactos sociales que puede conllevar la industria petroquímica. Debido a la magnitud de las inversiones y la ubicación de los proyectos, frecuentemente se requiere la reubicación de los hogares a zonas que estén alejadas de las acvidades de mayor riesgo. Sin embargo, a medida que el proyecto se desarrolla también se crea un fenómeno migratorio hacia las zonas ubicadas y aledañas del proyecto.

En general, toda gran inversión genera efectos posivos en gran cuana y, en el caso de la petroquímica, se añade el valor agregado tan solicitado para diversicar las exportaciones peruanas, pasando de ser un país exportador de bienes primarios a un país productor de bienes

En resumen, la industria petroquímica trae consigo impactos tanto sociales como económicos que afectarán la acvidad económica del país, a través de la creación de puestos de trabajo, mejora de la compevidad de la agricultura y minería, adición de valor agregado a las exportaciones peruanas y aparición de nuevas industrias derivadas de la petroquímica; no obstante, es importante considerar las implicancias sociodemográcas como los procesos de migración.

“La industria petroquímica genera una serie de eslabonamientos en la economía, por lo que el Estado peruano ha realizado esfuerzos para desarrollarla. Sin embargo, esto se ha visto retardado por factores internacionales, como los descubrimientos de shale gas en Estados Unidos, una fuente no convencional que ha atraído las inversiones hacia ese país y causado la baja del precio internacional del etano, principal insumo de la industria petroquímica. Por fortuna, también se observa una mayor demanda regional por otros derivados como el etileno, la urea, el estireno y fertilizantes, lo cual constituye una gran oportunidad. El desarrollo de esta industria también está supeditado a factores domésticos, entre ellos el volumen de reservas probadas de gas natural (el Lote 58 contaría con 10 TCF y el Lote 76 podría contener tres o cuatro veces las reservas del Lote 88). El papel del Estado podría enfocarse en mejorar las condiciones domésticas para atenuar la pérdida de competitividad a nivel internacional”. Mg. Raúl Lizardo García Carpio Coordinador Técnico de Análisis Regulatorio de la Oficina de Estudios Económicos

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11.5 Retos a futuro Al inicio del Proyecto Camisea, se enfrentó el reto de crear y desarrollar un mercado de GN, lo que originó que el diseño del proyecto se ajuste sobre la marcha, y nalmente se opte por la desintegración vercal total de la cadena de valor del GN así como establecer con el operador del lote 88 precios promocionales para su expansión. A la fecha, y en miras al futuro, al requerirse un mayor acceso a energía, es necesario plantearse formas ecientes para el desarrollo de la infraestructura con el consecuente acceso al servicio de distribución de GN. De esta manera, la Políca Energéca Nacional del Perú 2010-2040, aprobada por Decreto Supremo N° 064-2010-EM, establece como uno de sus objevos el desarrollo de la Industria del GN y su uso en acvidades domiciliarias, transporte, comercio e industria así como la generación eléctrica eciente, objevo que se ha venido reejando en el diseño de los proyectos que involucran el uso del GN, y en las normas emidas hasta el momento. Acorde con ello, el diseño original de la Industria de GN debe adecuarse acorde a los nuevos proyectos y, consecuentemente, a un cambio en la interrelación entre las disntas acvidades de la cadena de valor del GN.

11.5.1 Ajustes de la normava de acuerdo a la madurez de la industria del gas natural El desarrollo del mercado de GN en el Perú fue y es un reto para la políca energéca del Estado y del organismo regulador. En principio, se optó y se sigue optando por el mecanismo de competencia por el mercado a través de las licitaciones de las acvidades de transporte, distribución y comercialización del GN, el cual es adecuado en un mercado que recién se desarrolla. Pero a medida que el mercado madura, se requiere hacer ajustes en la normava y en el diseño del mecanismo regulatorio, con la nalidad de garanzar la competencia y el adecuado desarrollo del mercado. Los ajustes regulatorios se deberían empezar a dar una vez que el diseño regulatorio inicial empiece a tener fallas, el cual puede evidenciarse al observar que el mecanismo regulatorio y el diseño tarifario ya no funcionan a consecuencia de la madurez del mercado, incremento del poder monopólico de las empresas pertenecientes a las acvidades de transporte, distribución y comercialización. Por lo que se hace necesario hacer ajustes en la normava y en parcular en el diseño tarifario, acompañado de mejor supervisión de la competencia, mejor regulación de la calidad, de la seguridad y el medio ambiente.

El poder monopólico se incrementa cuando el margen de ganancia de las empresas monopólicas empieza a crecer considerablemente producto del incremento de la demanda y el inadecuado diseño tarifario, que le permite tener a la empresa tarifas por encima de su costo medio. Este incrementa la pérdida de eciencia social y disminuye el bienestar social. Por eso es un reto para el próximo quinquenio regulatorio revisar estos temas para evitar consecuencias no deseadas.

11.5.2 Sobre el diseño del mercado de gas natural y la integración de las acvidades A la fecha, se cuenta con un marco normavo especíco para cada acvidad de la industria, que establece normas de diseño, construcción, operación, mantenimiento y abandono propias para cada acvidad. Incluso en aquellos aspectos que se ha optado por regular de manera transversal, como establece el Reglamento de Seguridad en las Acvidades de Hidrocarburos. Sin embargo, los proyectos futuros requieren, tanto en el diseño de los contratos como en la ejecución prevista de los mismos, que los tulares de aquellos proyectos realicen más de una acvidad de la cadena del GN, lo que genera, en la prácca, una mejor ejecución de acvidades bajo un mismo tular.

Como ejemplo, se puede mencionar los proyectos de infraestructura de distribución de GN en la zona norte y sur del país, los cuales requieren que el concesionario de distribución emplee vehículos transportadores de GNL para la posterior regasicación y distribución en las zonas objeto de concesión. En principio, esto es adecuado por el uso de un esquema de competencia por el mercado, pero a medida que el mercado esté más desarrollado será necesario que las acvidades involucradas formen parte de un esquema de separación vercal con la nalidad de tener un mercado más compevo. Asimismo, en el caso de un mercado más maduro, como el de distribución de GN por red de ductos, el Decreto Supremo N° 033-2013-EM, al modicar el Reglamento de Distribución de GN por Red de Ductos, aprobado por Decreto Supremo N° 042-99EM, ha permido que el distribuidor interconecte, mediante el denominado transporte virtual vía GNC o GNL, determinadas zonas alejadas de los ductos existentes con el actual sistema de distribución. Esto implica el reconocimiento de los servicios de compresión, descompresión, licuefacción y/o regasicación en la tarifa de distribución, afectando un mercado libre como es la comercialización de GNC y de GNL132.


11.5 Retos a futuro Al inicio del Proyecto Camisea, se enfrentó el reto de crear y desarrollar un mercado de GN, lo que originó que el diseño del proyecto se ajuste sobre la marcha, y nalmente se opte por la desintegración vercal total de la cadena de valor del GN así como establecer con el operador del lote 88 precios promocionales para su expansión. A la fecha, y en miras al futuro, al requerirse un mayor acceso a energía, es necesario plantearse formas ecientes para el desarrollo de la infraestructura con el consecuente acceso al servicio de distribución de GN. De esta manera, la Políca Energéca Nacional del Perú 2010-2040, aprobada por Decreto Supremo N° 064-2010-EM, establece como uno de sus objevos el desarrollo de la Industria del GN y su uso en acvidades domiciliarias, transporte, comercio e industria así como la generación eléctrica eciente, objevo que se ha venido reejando en el diseño de los proyectos que involucran el uso del GN, y en las normas emidas hasta el momento. Acorde con ello, el diseño original de la Industria de GN debe adecuarse acorde a los nuevos proyectos y, consecuentemente, a un cambio en la interrelación entre las disntas acvidades de la cadena de valor del GN.

11.5.1 Ajustes de la normava de acuerdo a la madurez de la industria del gas natural El desarrollo del mercado de GN en el Perú fue y es un reto para la políca energéca del Estado y del organismo regulador. En principio, se optó y se sigue optando por el mecanismo de competencia por el mercado a través de las licitaciones de las acvidades de transporte, distribución y comercialización del GN, el cual es adecuado en un mercado que recién se desarrolla. Pero a medida que el mercado madura, se requiere hacer ajustes en la normava y en el diseño del mecanismo regulatorio, con la nalidad de garanzar la competencia y el adecuado desarrollo del mercado. Los ajustes regulatorios se deberían empezar a dar una vez que el diseño regulatorio inicial empiece a tener fallas, el cual puede evidenciarse al observar que el mecanismo regulatorio y el diseño tarifario ya no funcionan a consecuencia de la madurez del mercado, incremento del poder monopólico de las empresas pertenecientes a las acvidades de transporte, distribución y comercialización. Por lo que se hace necesario hacer ajustes en la normava y en parcular en el diseño tarifario, acompañado de mejor supervisión de la competencia, mejor regulación de la calidad, de la seguridad y el medio ambiente.

El poder monopólico se incrementa cuando el margen de ganancia de las empresas monopólicas empieza a crecer considerablemente producto del incremento de la demanda y el inadecuado diseño tarifario, que le permite tener a la empresa tarifas por encima de su costo medio. Este incrementa la pérdida de eciencia social y disminuye el bienestar social. Por eso es un reto para el próximo quinquenio regulatorio revisar estos temas para evitar consecuencias no deseadas.

Como ejemplo, se puede mencionar los proyectos de infraestructura de distribución de GN en la zona norte y sur del país, los cuales requieren que el concesionario de distribución emplee vehículos transportadores de GNL para la posterior regasicación y distribución en las zonas objeto de concesión. En principio, esto es adecuado por el uso de un esquema de competencia por el mercado, pero a medida que el mercado esté más desarrollado será necesario que las acvidades involucradas formen parte de un esquema de separación vercal con la nalidad de tener un mercado más compevo.

11.5.2 Sobre el diseño del mercado de gas natural y la integración de las acvidades

Asimismo, en el caso de un mercado más maduro, como el de distribución de GN por red de ductos, el Decreto Supremo N° A la fecha, se cuenta con un marco normavo especíco para cada 033-2013-EM, al modicar el Reglamento de Distribución de GN acvidad de la industria, que establece normas de diseño, construcción, por Red de Ductos, aprobado por Decreto Supremo N° 042-99operación, mantenimiento y abandono propias para cada acvidad. EM, ha permido que el distribuidor interconecte, mediante el Incluso en aquellos aspectos que se ha optado por regular de manera denominado transporte virtual vía GNC o GNL, determinadas transversal, como establece el Reglamento de Seguridad en las zonas alejadas de los ductos existentes con el actual sistema de Acvidades de Hidrocarburos. Sin embargo, los proyectos futuros distribución. Esto implica el reconocimiento de los servicios de requieren, tanto en el diseño de los contratos como en la ejecución compresión, descompresión, licuefacción y/o regasicación en prevista de los mismos, que los tulares de aquellos proyectos realicen la tarifa de distribución, afectando un mercado libre como es la más de una acvidad de la cadena del GN, lo que genera, en la prácca, comercialización de GNC y de GNL132. una mejor ejecución de acvidades bajo un mismo tular.

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En atención a ello, la legislación ha venido regulando estas situaciones, obligando a que un mismo agente cuente con más de un tulo habilitante, con la consecuente necesidad de realizar los respecvos trámite administravos; así como, una regulación especíca para evitar práccas que restrinjan la competencia, tal como la obligación de realizar “Ofertas Públicas” para la contratación del servicio de compresión, descompresión, licuefacción, regasicación y transporte de GNC y/o GNL, y la necesidad de convocar a licitaciones para la adjudicación de proyectos de diseño y construcción de instalaciones internas. Sin perjuicio de ello, debe analizarse si estas medidas son sucientes para prevenir cualquier po de prácca restricva de la competencia que perjudique, nalmente, a los consumidores y al desarrollo de la industria del GN.

11.5.3 Sobre la supervisión y scalización de las acvidades de la industria de gas natural Al diseñarse y desarrollarse el proyecto Camisea, las disntas acvidades de la cadena se regularon de acuerdo a la normava de carácter general, o en su defecto se adecuó dicha normava según los proyectos a desarrollarse, lo cual permió que el regulador parcipe en los disntos niveles de la cadena.

No obstante, se ha evidenciado que en el diseño contractual del proyecto de “Mejoramiento de la Seguridad Energéca y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano”, así como en los proyectos de distribución de GN en las zonas norte y sur del país, se ha incluido detalles técnicos de las caracteríscas de las instalaciones, estableciéndose compromisos propios de este proyecto, como pos de instalaciones que no están recogidas de manera íntegra en la normava de carácter parcular.

Si bien a la fecha se cuenta con reglamentos que regulan los aspectos técnicos y de seguridad de las disntas acvidades, resulta importante que a estas alturas del desarrollo de la industria, se jen niveles explícitos de calidad en estos servicios, considerando para ello, que al tratarse de acvidades sujetas a regulación tarifaria, los niveles de cumplimiento se vean reejados en los costos de la jación tarifaria.

Uno de los aspectos que deberán irse perfeccionando es el referido al tratamiento de los reclamos de los usuarios residenciales del gas natural. Sobre este punto, la sección siguiente trata sobre los principales desaos y problemas encontrados en la Junta de Apelaciones y Reclamos de Usuarios (JARU) de Osinergmin.

De esta manera, los contratos de concesión de los proyectos recientes, terminan siendo una fuente de obligaciones que requiere de una supervisión parcular, al tratarse de instalaciones a través de las cuales se realiza más de una acvidad o que cuentan con requerimientos técnicos que no se han recogido en los reglamentos que regulan estas acvidades. Por esta razón se requiere adecuar la normava.

En efecto, si bien el organismo regulador cuenta con la función de scalización y sanción para garanzar el cumplimiento de la normava de carácter general, resulta importante tener en consideración que las sanciones son una de las herramientas con las que cuenta la administración pública para disuadir el incumplimiento de las normas; sin embargo, en una industria de un número reducido de agentes, así como, de un reciente desarrollo, resulta conveniente complementar con incenvos que permitan el cumplimiento de la normava. Lo anterior implica el desarrollo de un diseño tarifario que permita que la empresa internalice la falta de cumplimiento de las metas establecidas, tanto a nivel de desarrollo de la infraestructura y cumplimiento de metas de usuarios conectados, como los estándares de la calidad del producto y de la gesón comercial misma.

En la concesión de Lima y Callao, el empo de demora entre la conexión de GN a una vivienda y la habilitación de su instalación interna –lo cual permite a la familia consumir efecvamente GN- originó que se presentaran reclamos de los usuarios residenciales que solicitaron nuevos suministros de GN, en tanto la concesionaria demoraba en habilitarles sus instalaciones internas.

Ante la situación de la creciente demanda y en base a la experiencia en sectores similares como el de Electricidad, se ha reservado al organismo regulador la supervisión integral de cada proyecto. A terceros debidamente acreditados se asigna la supervisión de detalle, tanto con la emisión de los cercados de las obras realizadas, como el seguimiento constante de la ejecución de dichas obras. De esta manera, se busca que cada proyecto se ejecute considerando las parcularidades del mismo, con una visión integral de la industria.

11.5.4 Habilitaciones de suministros de gas natural

En efecto, la Junta de Apelación y Reclamos de Usuarios (JARU) de Osinergmin adviró que algunos usuarios reclamantes tenían instalado el medidor, pero no se les llegó habilitar el suministro por observaciones en las instalaciones internas (generalmente por problemas en los gasodoméscos o por alguna observación en la instalación interna), lo cual indicaba que no se les estaba dando a los usuarios la información adecuada que les permiera estar preparados y se les habilitara el suministro en la oportunidad en que se instaló el medidor.


En atención a ello, la legislación ha venido regulando estas situaciones, obligando a que un mismo agente cuente con más de un tulo habilitante, con la consecuente necesidad de realizar los respecvos trámite administravos; así como, una regulación especíca para evitar práccas que restrinjan la competencia, tal como la obligación de realizar “Ofertas Públicas” para la contratación del servicio de compresión, descompresión, licuefacción, regasicación y transporte de GNC y/o GNL, y la necesidad de convocar a licitaciones para la adjudicación de proyectos de diseño y construcción de instalaciones internas. Sin perjuicio de ello, debe analizarse si estas medidas son sucientes para prevenir cualquier po de prácca restricva de la competencia que perjudique, nalmente, a los consumidores y al desarrollo de la industria del GN.

11.5.3 Sobre la supervisión y scalización de las acvidades de la industria de gas natural Al diseñarse y desarrollarse el proyecto Camisea, las disntas acvidades de la cadena se regularon de acuerdo a la normava de carácter general, o en su defecto se adecuó dicha normava según los proyectos a desarrollarse, lo cual permió que el regulador parcipe en los disntos niveles de la cadena.

No obstante, se ha evidenciado que en el diseño contractual del proyecto de “Mejoramiento de la Seguridad Energéca y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano”, así como en los proyectos de distribución de GN en las zonas norte y sur del país, se ha incluido detalles técnicos de las caracteríscas de las instalaciones, estableciéndose compromisos propios de este proyecto, como pos de instalaciones que no están recogidas de manera íntegra en la normava de carácter parcular.

Si bien a la fecha se cuenta con reglamentos que regulan los aspectos técnicos y de seguridad de las disntas acvidades, resulta importante que a estas alturas del desarrollo de la industria, se jen niveles explícitos de calidad en estos servicios, considerando para ello, que al tratarse de acvidades sujetas a regulación tarifaria, los niveles de cumplimiento se vean reejados en los costos de la jación tarifaria.

Uno de los aspectos que deberán irse perfeccionando es el referido al tratamiento de los reclamos de los usuarios residenciales del gas natural. Sobre este punto, la sección siguiente trata sobre los principales desaos y problemas encontrados en la Junta de Apelaciones y Reclamos de Usuarios (JARU) de Osinergmin.

De esta manera, los contratos de concesión de los proyectos recientes, terminan siendo una fuente de obligaciones que requiere de una supervisión parcular, al tratarse de instalaciones a través de las cuales se realiza más de una acvidad o que cuentan con requerimientos técnicos que no se han recogido en los reglamentos que regulan estas acvidades. Por esta razón se requiere adecuar la normava.

En efecto, si bien el organismo regulador cuenta con la función de scalización y sanción para garanzar el cumplimiento de la normava de carácter general, resulta importante tener en consideración que las sanciones son una de las herramientas con las que cuenta la administración pública para disuadir el incumplimiento de las normas; sin embargo, en una industria de un número reducido de agentes, así como, de un reciente desarrollo, resulta conveniente complementar con incenvos que permitan el cumplimiento de la normava. Lo anterior implica el desarrollo de un diseño tarifario que permita que la empresa internalice la falta de cumplimiento de las metas establecidas, tanto a nivel de desarrollo de la infraestructura y cumplimiento de metas de usuarios conectados, como los estándares de la calidad del producto y de la gesón comercial misma.

En la concesión de Lima y Callao, el empo de demora entre la conexión de GN a una vivienda y la habilitación de su instalación interna –lo cual permite a la familia consumir efecvamente GN- originó que se presentaran reclamos de los usuarios residenciales que solicitaron nuevos suministros de GN, en tanto la concesionaria demoraba en habilitarles sus instalaciones internas.

Ante la situación de la creciente demanda y en base a la experiencia en sectores similares como el de Electricidad, se ha reservado al organismo regulador la supervisión integral de cada proyecto. A terceros debidamente acreditados se asigna la supervisión de detalle, tanto con la emisión de los cercados de las obras realizadas, como el seguimiento constante de la ejecución de dichas obras. De esta manera, se busca que cada proyecto se ejecute considerando las parcularidades del mismo, con una visión integral de la industria.

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11.5.4 Habilitaciones de suministros de gas natural

En efecto, la Junta de Apelación y Reclamos de Usuarios (JARU) de Osinergmin adviró que algunos usuarios reclamantes tenían instalado el medidor, pero no se les llegó habilitar el suministro por observaciones en las instalaciones internas (generalmente por problemas en los gasodoméscos o por alguna observación en la instalación interna), lo cual indicaba que no se les estaba dando a los usuarios la información adecuada que les permiera estar preparados y se les habilitara el suministro en la oportunidad en que se instaló el medidor. -219-


Gráco N° 11-1: Principales Reclamos Atendidos por la JARU, 2005-Jun 2014

Cobro incorrecto, 30%

Instalaciones internas, instalaciones de suministro, 19%

Incumplimiento de Convenio, 3%

Lectura o facturación errónea, 40%

Corte y reconexión, 2%

Otros, 7%

Total de reclamos atendidos: 101 Fuente: STOR-Osinergmin. Elaboración: JARU-Osinergmin

Como lo ha manifestado la JARU, el problema surgía cuando la cuadrilla que se encargaba de la habilitación de los suministros en una determinada zona realizaba observaciones en las instalaciones internas de diversos potenciales usuarios. Cuando sólo algunos de estos potenciales usuarios informaban que habían subsanado dichas observaciones, el personal de habilitación de suministros de la concesionaria ya no regresaba a la zona por estar trabajando en otra zona habilitando suministros en masa, lo que ocasionaba en algunos casos meses de demora en la habilitación. Se advireron casos en los que la incomodidad de los usuarios era tal que ya no deseaban contar con el servicio, por lo que solicitaban que se les resolviera el contrato y la concesionaria rerara la conexión. Considerando que los usuarios tenían compromisos adquiridos y que la resolución del contrato de suministro no les exoneraba del pago del costo de la conexión, la JARU vio por conveniente manejar estos pos de reclamos con conciliaciones133, lo cual fue aceptado por las partes, solucionando sus diferencias y logrando los usuarios obtener el servicio. Por otro lado, es importante manifestar que, a lo largo de estos años, los usuarios del servicio de GN se han incrementado. Resulta

lógico que, ya ulizándose el servicio, se presentaran otros pos de reclamos relacionados con el servicio que se les está brindando: cobro indebido, errores de lectura, corte y reconexión del servicio, incumplimiento de convenio, etc. Como se aprecia en el Gráco N° 11-1, el 40% de los reclamos han estado orientados a la lectura o facturación errónea, seguido por reclamos sobre cobros indebidos con el 30% del total entre el periodo 2005-2014. En estos casos, la JARU, con la experiencia que ene resolviendo reclamos en otro servicio de similares caracteríscas -como el servicio público de electricidad-, ha estado marcando la pauta a las concesionarias de distribución de GN, a n de que presenten los medios de prueba necesarios para resolver, se actúen inspecciones de campo, se informe a los usuarios sobre su derecho al contraste del equipo de medición, se acrediten las nocaciones de los actuados conforme a ley, entre otros. Así, en la medida que se desarrolle el mercado de GN en todo el territorio nacional, se presentarán otros pos de reclamos y en mayor candad. Será necesario que la JARU actúe proacvamente, elaborando lineamientos resoluvos a n de incenvar conductas catalogadas como ecientes y diligentes de parte de los agentes que

parcipan en el mercado del servicio público de GN. Ello permirá generar una adecuada movación de las resoluciones emidas en primera instancia, y brindar a estos agentes un instrumento que, sin ser vinculante, haga predecible el pronunciamiento nal en un procedimiento de reclamo. En esta perspecva, la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) de Osinergmin complementaría la labor de la JARU con la elaboración de procedimientos de supervisión referidos a la calidad del servicio y de atención comercial.

va hacia Lima y crear un sistema interconectado de gasoductos a nivel nacional.

El MINEM ha empezado a avizorar el tendido de una línea similar al GSP pero con desno al norte del Perú. Según declaraciones ociales, se estudia la posibilidad de la existencia de dicho gasoducto, el cual parría del Cusco siguiendo la ruta del valle Mantaro y comenzando a subir hacia Trujillo y Chiclayo. Este proyecto estaría fundamentado en la necesidad de consolidar el crecimiento económico del norte En el mediano plazo, un objevo ambicioso de la industria de gas peruano, pues es una zona con un potencial industrial mayor al del sur. natural en nuestro país involucra desarrollar un mercado integrado Asimismo, la futura implementación de este gasoducto y la del GSP a nivel nacional. Este mercado integrado contribuirá a un mayor junto ala construcción de unducto entre Marcona (ductos de Contugas) desarrollo y nivel de competencia de todos los eslabones del gas y Mollendo formarían el Sistema Nacional de Gasoductos, creando un natural en el país, además de contribuir a la formación precios, con anillo de seguridad energéca y diversicando el abastecimiento de los benecios que esto implica nivel de eciencia. De tal forma, se GN en Lima, Callao e Ica134. presenta a connuación el Sistema Nacional de Ductos planeado. Sin embargo, el desarrollo de estos proyectos deberá formar parte de la planicación de políca energéca que a largo plazo el MINEM 11.5.5 Sistema Nacional de Gasoductos está en vías de diseñar y adicionalmente, son necesarias nuevas La licitación del GSP signica el comienzo de una serie de proyectos provisiones de GN para poder abastecer estos nuevos proyectos sin que buscan aanzar la seguridad energéca en el país. En ese deciencias. sendo, se busca desconcentrar el ujo de GN del ducto central que


Gráco N° 11-1: Principales Reclamos Atendidos por la JARU, 2005-Jun 2014

Cobro incorrecto, 30%

Instalaciones internas, instalaciones de suministro, 19%

Incumplimiento de Convenio, 3%

Lectura o facturación errónea, 40%

Corte y reconexión, 2%

Otros, 7%

Total de reclamos atendidos: 101 Fuente: STOR-Osinergmin. Elaboración: JARU-Osinergmin

Como lo ha manifestado la JARU, el problema surgía cuando la cuadrilla que se encargaba de la habilitación de los suministros en una determinada zona realizaba observaciones en las instalaciones internas de diversos potenciales usuarios. Cuando sólo algunos de estos potenciales usuarios informaban que habían subsanado dichas observaciones, el personal de habilitación de suministros de la concesionaria ya no regresaba a la zona por estar trabajando en otra zona habilitando suministros en masa, lo que ocasionaba en algunos casos meses de demora en la habilitación. Se advireron casos en los que la incomodidad de los usuarios era tal que ya no deseaban contar con el servicio, por lo que solicitaban que se les resolviera el contrato y la concesionaria rerara la conexión. Considerando que los usuarios tenían compromisos adquiridos y que la resolución del contrato de suministro no les exoneraba del pago del costo de la conexión, la JARU vio por conveniente manejar estos pos de reclamos con conciliaciones133, lo cual fue aceptado por las partes, solucionando sus diferencias y logrando los usuarios obtener el servicio. Por otro lado, es importante manifestar que, a lo largo de estos años, los usuarios del servicio de GN se han incrementado. Resulta

lógico que, ya ulizándose el servicio, se presentaran otros pos de reclamos relacionados con el servicio que se les está brindando: cobro indebido, errores de lectura, corte y reconexión del servicio, incumplimiento de convenio, etc. Como se aprecia en el Gráco N° 11-1, el 40% de los reclamos han estado orientados a la lectura o facturación errónea, seguido por reclamos sobre cobros indebidos con el 30% del total entre el periodo 2005-2014. En estos casos, la JARU, con la experiencia que ene resolviendo reclamos en otro servicio de similares caracteríscas -como el servicio público de electricidad-, ha estado marcando la pauta a las concesionarias de distribución de GN, a n de que presenten los medios de prueba necesarios para resolver, se actúen inspecciones de campo, se informe a los usuarios sobre su derecho al contraste del equipo de medición, se acrediten las nocaciones de los actuados conforme a ley, entre otros. Así, en la medida que se desarrolle el mercado de GN en todo el territorio nacional, se presentarán otros pos de reclamos y en mayor candad. Será necesario que la JARU actúe proacvamente, elaborando lineamientos resoluvos a n de incenvar conductas catalogadas como ecientes y diligentes de parte de los agentes que

parcipan en el mercado del servicio público de GN. Ello permirá generar una adecuada movación de las resoluciones emidas en primera instancia, y brindar a estos agentes un instrumento que, sin ser vinculante, haga predecible el pronunciamiento nal en un procedimiento de reclamo. En esta perspecva, la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) de Osinergmin complementaría la labor de la JARU con la elaboración de procedimientos de supervisión referidos a la calidad del servicio y de atención comercial.

va hacia Lima y crear un sistema interconectado de gasoductos a nivel nacional.

El MINEM ha empezado a avizorar el tendido de una línea similar al GSP pero con desno al norte del Perú. Según declaraciones ociales, se estudia la posibilidad de la existencia de dicho gasoducto, el cual parría del Cusco siguiendo la ruta del valle Mantaro y comenzando a subir hacia Trujillo y Chiclayo. Este proyecto estaría fundamentado en la necesidad de consolidar el crecimiento económico del norte En el mediano plazo, un objevo ambicioso de la industria de gas peruano, pues es una zona con un potencial industrial mayor al del sur. natural en nuestro país involucra desarrollar un mercado integrado Asimismo, la futura implementación de este gasoducto y la del GSP a nivel nacional. Este mercado integrado contribuirá a un mayor junto ala construcción de unducto entre Marcona (ductos de Contugas) desarrollo y nivel de competencia de todos los eslabones del gas y Mollendo formarían el Sistema Nacional de Gasoductos, creando un natural en el país, además de contribuir a la formación precios, con anillo de seguridad energéca y diversicando el abastecimiento de los benecios que esto implica nivel de eciencia. De tal forma, se GN en Lima, Callao e Ica134. presenta a connuación el Sistema Nacional de Ductos planeado. Sin embargo, el desarrollo de estos proyectos deberá formar parte de la planicación de políca energéca que a largo plazo el MINEM 11.5.5 Sistema Nacional de Gasoductos está en vías de diseñar y adicionalmente, son necesarias nuevas La licitación del GSP signica el comienzo de una serie de proyectos provisiones de GN para poder abastecer estos nuevos proyectos sin que buscan aanzar la seguridad energéca en el país. En ese deciencias. sendo, se busca desconcentrar el ujo de GN del ducto central que

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Gráco N° 11-2: Precio del etano en Mont Belveiu a nivel mensual, 2010 – 2014 100 90 80 n ó l a g / $ S U , s v t c

70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 e n e

0 1 r b a

0 1 l u j

0 1 t c o

1 1 e n e

1 1 r b a

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3 1 e n e

3 1 r b a

3 1 l u j

3 1 t c o

4 1 e n e

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Fuente: Bloomberg, 6 de junio del 2014. Elaboración: OEE-Osinergmin

La sostenibilidad de esta industria de gas natural en nuestro país dependerá de la existencia de reservas para la explotación a través del empo. Dicha sostenibilidad podrá ser alcanzada mediante la promoción de la exploración de gas natural en nuestro país, el cual es uno de los desaos más importantes en el futuro.

Por su parte, se ene el Lote 76 que está bajo la operación Hunt Oil en asociación con Repsol y Pluspetrol. El contrato para la exploración y explotación del Lote 76 se aprobó en octubre de 2006, mediante Decreto Supremo Nº 053-2006-EM. El contrato señala como duración un plazo de 30 años para la explotación de petróleo y 40 años para la explotación de gas, indicando que el Programa Mínimo de Trabajo 11.5.6 Potencial de reservas de gas natural en los Lotes 58 y 76 (PMT) consiste en efectuar estudios geológico-geosicos, análisis químicos y su interpretación, así como la ejecución de trabajos de La connuación del desarrollo de la industria gasífera en el Perú, sísmica, la perforación de pozos exploratorios y otros estudios. Las mediante los proyectos que se encuentran realizándose así como expectavas señalan que toda esa franja estaría colmada de gas y los planeados, requiere de mayores fuentes de reservas probadas de probablemente la proporción de éxito será como la de Camisea GN y su posterior explotación. En ese sendo, dentro de los futuros (80% de éxito), totalizando reservas que representarían 3 o 4 veces yacimientos a ser potencialmente explotados se encuentran el Lote a las de Camisea. La operadora Hunt Oil ha previsto empezar con 58 y el Lote 76. la perforación de los primeros pozos a nes de 2014. Sin duda, es un proyecto estratégico para el desarrollo económico del país, El primero que a la fecha está bajo la operación de la empresa China impulsando inversiones futuras en la industria de gas natural135. Naonal Petroleum Company (CNPC), ha iniciado en abril de 2014 la sexta fase de exploración, la cual concluirá en mayo de 2016, 11.5.7 El desarrollo de la industria petroquímica en el Perú cerrando así la fase de exploraciones establecidas en el contrato. Según Perupetro, esta zona puede tener de 10 TCF a más reservas Si bien el Estado peruano ha realizado esfuerzos para desarrollar esta de gas. Se le calica como el lote de mayor potencial en el futuro industria emiendo disposivos legales como la Ley Nº 29163 y la Ley inmediato. A la fecha ya se ha esmado la existencia de 2 TCF de gas Nº 29690, han aparecido limitaciones que no permiten aprovechar natural en esa zona.

las oportunidades comerciales de los productos derivados de la petroquímica concretando los proyectos en cartera que ene el país, llevándolos incluso hasta la condición de suspendidos.

Unidos, los precios a los que se vende el gas natural de Camisea resultan siendo menos compevos, reduciendo el atracvo a las inversiones petroquímicas en el Perú.

De acuerdo a Laugier (2014), la industria del eleno se encuentra en una tendencia mundial donde se observa que la demanda regional proyectada para el 2018 de productos petroquímicos es del orden de los 3.2 millones de toneladas métricas anuales (MMTMA) y de 2.5 MMTMA para el 2023 para el caso del polieleno, mientras que la demanda nacional de polielenos asciende a 840,000 toneladas métricas anuales, lo que representa una gran oportunidad para la industria petroquímica en el país. No obstante, se esma que el desarrollo del shale gas en Estados Unidos ha reducido el precio del GN y por ende se ha reducido el precio del insumo principal de la industria petroquímica en Estados Unidos. Tal como se aprecia en el Gráco N° 11 2 a parr de enero del 2012, el precio del etano en Mont Belveiu ha ido en constante reducción. Así, después de haber llegado a un pico en octubre del 2011 (US$ 92.3 ctvs. por galón), el precio se ha reducido hasta US$ 29.3 ctvs. por galón. Lo anterior muestra un desao para la industria petroquímica en el Perú, debido a la menor compevidad que enfrenta estos proyectos en comparación a inversiones del mismo sector en Estados Unidos. Al ser por el momento más barato el precio del etano en Estados

Por otro lado, la urea y el esreno136 son productos vistos como alternavas tentadoras para su desarrollo. De acuerdo a Laugier (2014), la demanda regional de la urea es del orden de 11 MMTMA y para los derivados nitrogenados como el NPK, ferlizantes que conenen nitrógeno (N) fósforo (P) y potasio (K), es de 7 MMTMA mientras que el mercado nacional requiere 365 MTMA de Urea y 262.5 MTMA de nitrato de amonio y 530 MTMA de ferlizantes nitrogenados con compuestos de fósforo (P) y Azufre (S), lo cual suma una demanda anual de 1.16 millones de toneladas de ferlizantes nitrogenados. Por su parte, la demanda mundial del esreno está ligada a la demanda de sus aplicaciones en la producción de poliesreno (PS), poliesreno expandible (EPS), acrilonitrilo-butadieno-esreno (ABS), esreno-acrilonitrilo (SAN), caucho esreno-butadieno (SBR), esreno- látex de butadieno (SBL) y otros. Ésta alcanza las 30 MMTMA, de las cuales 5 MMTMA no son sasfechas. (Burridge y Brice 2011). Otro factor clave para el desarrollo de la industria petroquímica en el Perú es la disponibilidad de reservas de GN en el país. A la fecha,


Gráco N° 11-2: Precio del etano en Mont Belveiu a nivel mensual, 2010 – 2014 100 90 80 n ó l a g / $ S U , s v t c

70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 e n e

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Fuente: Bloomberg, 6 de junio del 2014. Elaboración: OEE-Osinergmin

La sostenibilidad de esta industria de gas natural en nuestro país dependerá de la existencia de reservas para la explotación a través del empo. Dicha sostenibilidad podrá ser alcanzada mediante la promoción de la exploración de gas natural en nuestro país, el cual es uno de los desaos más importantes en el futuro.

Por su parte, se ene el Lote 76 que está bajo la operación Hunt Oil en asociación con Repsol y Pluspetrol. El contrato para la exploración y explotación del Lote 76 se aprobó en octubre de 2006, mediante Decreto Supremo Nº 053-2006-EM. El contrato señala como duración un plazo de 30 años para la explotación de petróleo y 40 años para la explotación de gas, indicando que el Programa Mínimo de Trabajo 11.5.6 Potencial de reservas de gas natural en los Lotes 58 y 76 (PMT) consiste en efectuar estudios geológico-geosicos, análisis químicos y su interpretación, así como la ejecución de trabajos de La connuación del desarrollo de la industria gasífera en el Perú, sísmica, la perforación de pozos exploratorios y otros estudios. Las mediante los proyectos que se encuentran realizándose así como expectavas señalan que toda esa franja estaría colmada de gas y los planeados, requiere de mayores fuentes de reservas probadas de probablemente la proporción de éxito será como la de Camisea GN y su posterior explotación. En ese sendo, dentro de los futuros (80% de éxito), totalizando reservas que representarían 3 o 4 veces yacimientos a ser potencialmente explotados se encuentran el Lote a las de Camisea. La operadora Hunt Oil ha previsto empezar con 58 y el Lote 76. la perforación de los primeros pozos a nes de 2014. Sin duda, es un proyecto estratégico para el desarrollo económico del país, El primero que a la fecha está bajo la operación de la empresa China impulsando inversiones futuras en la industria de gas natural135. Naonal Petroleum Company (CNPC), ha iniciado en abril de 2014 la sexta fase de exploración, la cual concluirá en mayo de 2016, 11.5.7 El desarrollo de la industria petroquímica en el Perú cerrando así la fase de exploraciones establecidas en el contrato. Según Perupetro, esta zona puede tener de 10 TCF a más reservas Si bien el Estado peruano ha realizado esfuerzos para desarrollar esta de gas. Se le calica como el lote de mayor potencial en el futuro industria emiendo disposivos legales como la Ley Nº 29163 y la Ley inmediato. A la fecha ya se ha esmado la existencia de 2 TCF de gas Nº 29690, han aparecido limitaciones que no permiten aprovechar natural en esa zona. -222-

las oportunidades comerciales de los productos derivados de la petroquímica concretando los proyectos en cartera que ene el país, llevándolos incluso hasta la condición de suspendidos.

Unidos, los precios a los que se vende el gas natural de Camisea resultan siendo menos compevos, reduciendo el atracvo a las inversiones petroquímicas en el Perú.

De acuerdo a Laugier (2014), la industria del eleno se encuentra en una tendencia mundial donde se observa que la demanda regional proyectada para el 2018 de productos petroquímicos es del orden de los 3.2 millones de toneladas métricas anuales (MMTMA) y de 2.5 MMTMA para el 2023 para el caso del polieleno, mientras que la demanda nacional de polielenos asciende a 840,000 toneladas métricas anuales, lo que representa una gran oportunidad para la industria petroquímica en el país. No obstante, se esma que el desarrollo del shale gas en Estados Unidos ha reducido el precio del GN y por ende se ha reducido el precio del insumo principal de la industria petroquímica en Estados Unidos. Tal como se aprecia en el Gráco N° 11 2 a parr de enero del 2012, el precio del etano en Mont Belveiu ha ido en constante reducción. Así, después de haber llegado a un pico en octubre del 2011 (US$ 92.3 ctvs. por galón), el precio se ha reducido hasta US$ 29.3 ctvs. por galón. Lo anterior muestra un desao para la industria petroquímica en el Perú, debido a la menor compevidad que enfrenta estos proyectos en comparación a inversiones del mismo sector en Estados Unidos. Al ser por el momento más barato el precio del etano en Estados

Por otro lado, la urea y el esreno136 son productos vistos como alternavas tentadoras para su desarrollo. De acuerdo a Laugier (2014), la demanda regional de la urea es del orden de 11 MMTMA y para los derivados nitrogenados como el NPK, ferlizantes que conenen nitrógeno (N) fósforo (P) y potasio (K), es de 7 MMTMA mientras que el mercado nacional requiere 365 MTMA de Urea y 262.5 MTMA de nitrato de amonio y 530 MTMA de ferlizantes nitrogenados con compuestos de fósforo (P) y Azufre (S), lo cual suma una demanda anual de 1.16 millones de toneladas de ferlizantes nitrogenados. Por su parte, la demanda mundial del esreno está ligada a la demanda de sus aplicaciones en la producción de poliesreno (PS), poliesreno expandible (EPS), acrilonitrilo-butadieno-esreno (ABS), esreno-acrilonitrilo (SAN), caucho esreno-butadieno (SBR), esreno- látex de butadieno (SBL) y otros. Ésta alcanza las 30 MMTMA, de las cuales 5 MMTMA no son sasfechas. (Burridge y Brice 2011). Otro factor clave para el desarrollo de la industria petroquímica en el Perú es la disponibilidad de reservas de GN en el país. A la fecha, -223-


la candad de reservas probadas limita su realización. Por ejemplo, se ene el caso del complejo petroquímico en Ilo que requiere cerca de 8.8 TCF. Sin embargo, la movación privada por inverr en esta etapa ha tomado un repunte considerando el potencial en reservas gasíferas que posee el Lote 76 y lotes aledaños, que podrían ser hasta tres veces las reservas del lote 88. Esto, sin lugar a duda, augura un promisorio desarrollo para la industria petroquímica. Los aspectos a considerar para el desarrollo de la industria petroquímica mencionados en esta subsección, son interdependientes. Si bien, los menores precios del etano en Estados Unidos restan compevidad a las inversiones en el país, el Estado está tomando medidas para crear mecanismos que compensen estas desventajas y aprovechar las oportunidades del mercado regional e internacional. Estas medidas involucran polícas que permitan agilizar la inversión así como generarle estabilidad económica. Uno de los puntos más importantes de debate hacia el futuro trata acerca de la pernencia de la explotación del gas esquisto. Nuestro país no será ajeno a dicho discusión, la cual estará inuenciada por los avances tecnológicos que se irán presentando sobre la explotación de dicho recurso.

11.5.8 Explotación futura del gas de esquisto Shale gas en el Perú En el Perú se han realizado hallazgos de gas de esquisto en el lote 31-E, ubicado en el departamento de Loreto. Sin embargo, el Estado peruano aún debe realizar ajustes en la regulación para poder realizar su puesta en valor comercial en el país. En efecto, el Perú aún ene que adecuar las regulaciones y normas técnicas para permir el uso de maquinarias y equipos de úlma tecnología para la exploración y explotación del shale gas tal como se hace en Estados Unidos138. Como se ha visto el descubrimiento de este po de gas en el Estados Unidos ha originado una etapa de repotenciación de la industria gasífera, atrayendo inversiones en este rubro no registradas en los úlmos años. Ante esta situación, países que solo poseen reversas convencionales de gas pueden enfrentar un entorno de baja compevidad para desarrollar proyectos relacionados al gas natural, especialmente si los depósitos convencionales se encuentran en zonas remotas como en el caso del Perú. En ese sendo, sería necesario que en un futuro el Estado peruano pueda promover proyectos de prospección geológica y geosica, con el objeto de cuancar el potencial gasífero no convencional

y determinar polícas energécas que permitan desarrollar estos mencionados, nos podemos dar una idea del largo camino que todavía recursos y, de esta manera, reforzar la seguridad ene rgéca del país. queda por recorrer para lograr el completo desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país. Dichos proyectos abarcan el impulso El presente capítulo ha abarcado el amplio potencial de desarrollo del consumo de esta fuente energéca entre un mayor número e inuencia del Proyecto Camisea como propulsor de la industria de peruanos, y las opciones de incrementar el valor agregado de la de gas natural en nuestro país. A través de los proyectos antes industria a través de la petroquímica.


la candad de reservas probadas limita su realización. Por ejemplo, se ene el caso del complejo petroquímico en Ilo que requiere cerca de 8.8 TCF. Sin embargo, la movación privada por inverr en esta etapa ha tomado un repunte considerando el potencial en reservas gasíferas que posee el Lote 76 y lotes aledaños, que podrían ser hasta tres veces las reservas del lote 88. Esto, sin lugar a duda, augura un promisorio desarrollo para la industria petroquímica. Los aspectos a considerar para el desarrollo de la industria petroquímica mencionados en esta subsección, son interdependientes. Si bien, los menores precios del etano en Estados Unidos restan compevidad a las inversiones en el país, el Estado está tomando medidas para crear mecanismos que compensen estas desventajas y aprovechar las oportunidades del mercado regional e internacional. Estas medidas involucran polícas que permitan agilizar la inversión así como generarle estabilidad económica. Uno de los puntos más importantes de debate hacia el futuro trata acerca de la pernencia de la explotación del gas esquisto. Nuestro país no será ajeno a dicho discusión, la cual estará inuenciada por los avances tecnológicos que se irán presentando sobre la explotación de dicho recurso.

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11.5.8 Explotación futura del gas de esquisto Shale gas en el Perú En el Perú se han realizado hallazgos de gas de esquisto en el lote 31-E, ubicado en el departamento de Loreto. Sin embargo, el Estado peruano aún debe realizar ajustes en la regulación para poder realizar su puesta en valor comercial en el país. En efecto, el Perú aún ene que adecuar las regulaciones y normas técnicas para permir el uso de maquinarias y equipos de úlma tecnología para la exploración y explotación del shale gas tal como se hace en Estados Unidos138.

y determinar polícas energécas que permitan desarrollar estos mencionados, nos podemos dar una idea del largo camino que todavía recursos y, de esta manera, reforzar la seguridad ene rgéca del país. queda por recorrer para lograr el completo desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país. Dichos proyectos abarcan el impulso El presente capítulo ha abarcado el amplio potencial de desarrollo del consumo de esta fuente energéca entre un mayor número e inuencia del Proyecto Camisea como propulsor de la industria de peruanos, y las opciones de incrementar el valor agregado de la de gas natural en nuestro país. A través de los proyectos antes industria a través de la petroquímica.

Como se ha visto el descubrimiento de este po de gas en el Estados Unidos ha originado una etapa de repotenciación de la industria gasífera, atrayendo inversiones en este rubro no registradas en los úlmos años. Ante esta situación, países que solo poseen reversas convencionales de gas pueden enfrentar un entorno de baja compevidad para desarrollar proyectos relacionados al gas natural, especialmente si los depósitos convencionales se encuentran en zonas remotas como en el caso del Perú. En ese sendo, sería necesario que en un futuro el Estado peruano pueda promover proyectos de prospección geológica y geosica, con el objeto de cuancar el potencial gasífero no convencional -225-



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CONCLU El presente libro ha tenido como objevo poner en perspecva el desarrollo de uno de los proyectos energécos más ambiciosos en la historia del Perú, el proyecto Camisea. Para ello, se ha efectuado un balance de los principales aspectos relacionados a la industria del gas natural durante los primeros diez años de operación de este importante proyecto. La inuencia de Camisea para el desarrollo de la economía peruana ha sido muy relevante y se espera que su impacto dinamizador de la acvidad económica siga estando vigente en el largo plazo. En el libro se han revisado y analizado los antecedentes nacionales e internacionales más importantes de la industria del gas natural, el desarrollo histórico del proyecto Camisea, el marco regulatorio y los sistemas de supervisión de seguridad industrial y calidad aplicables a la industria, su inuencia e impacto económico en el país, así como los principales retos a futuro para la industria.

menos contaminante que el petróleo) y los mayores descubrimientos de reservas de gas natural en diferentes jurisdicciones. En este contexto, se observa que el Perú, si bien a la fecha cuenta con una dotación modesta de reservas de gas natural, podría converrse con un mayor esfuerzo exploratorio en una potencia gasífera regional. La explotación de fuentes no convencionales como el gas de esquisto (shale gas) y el desarrollo del transporte bajo la modalidad de gas natural licuado (GNL) han dinamizado los mercados internacionales de gas natural en los úlmos años, poniendo al Perú en un posición expectante respecto al desarrollo de su industria gasífera.

Con respecto al segundo tema, el descubrimiento del yacimiento de Camisea y su posterior explotación en la década pasada ha permido transformar el modo de vida de la población peruana, permiendo que ésta acceda a una fuente energéca más económica, limpia y segura. Prueba de ello es que, a la fecha, alrededor del 40% de la Respecto al primer tema, se ha analizado de manera general la industria matriz energéca primaria del sector eléctrico está compuesta por gas del gas natural a nivel mundial, con la nalidad de conocer el entorno natural. Asimismo, el gas natural está sasfaciendo las necesidades global en el que se enmarca el sector en el Perú. Se puede apreciar energécas de aproximadamente 200,000 usuarios a nivel residencial, que el gas natural se ha transformado en una de las fuentes de energía más de 150,000 vehículos de transporte que consumen gas natural más importantes en la matriz energéca mundial, debido al aumento vehicular (GNV) y cerca de 1,400 clientes industriales y comerciales. La sostenido de la demanda global de energía, las preocupaciones perspecva a futuro, como se ha discudo en el libro, es que el número ambientales por el cambio climáco (el gas natural es un combusble de clientes de gas natural crezca de manera sostenida en el empo en

SIONES la medida en que las redes de transporte y distribución se expandan a nivel nacional. En relación al tercer tema, el desarrollo de la industria del natural luego del inicio de la explotación del campo de Camisea ha estado acompañado por un marco regulatorio y legal estable, transparente y predecible para los inversionistas y usuarios. Éste marco ha permido garanzar una rentabilidad razonable para las inversiones mediante la regulación de tarifas ecientes que reconocen los costos de suministrar gas, generar señales económicas para la expansión de las redes y para la búsqueda de nuevas reservas de este hidrocarburo, así como brindar incenvos a los concesionarios para que cumplan las normas de seguridad industrial y los estándares de calidad del servicio. Al respecto, el Organismos Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, (Osinergmin), como endad supervisora y reguladora de la industria del gas natural, ha contribuido al desarrollo de este proyecto mediante la gesón del marco normavo de la industria y la regulación de las tarifas de transporte y distribución de gas, así como la scalización del cumplimiento de las normas técnicas, de seguridad industrial y de calidad del servicio. Asimismo, Osinergmin desempeñó un papel importante como administrador de las garanas a la inversión dadas en el marco normavo promulgado por el Estado, las cuales tuvieron como propósito otorgar los incenvos necesarios

de credibilidad y cerdumbre a la inversión privada en el transporte y distribución por redes de ductos para que se pueda nanciar y poner en marcha el proyecto. En años recientes, el enfoque del marco regulatorio ha cambiado; las polícas de Estado en los úlmos cinco años se han centrado en modicar las regulaciones para promover la expansión del uso del gas natural como fuente energéca en diferentes sectores de la acvidad económica y en diversas regiones del país. Así, desde un contexto inicial donde se enfazó un diseño de mercado de gas con separación vercal de las acvidades (exploración y explotación, transporte y distribución) que buscaba viabilizar el proyecto Camisea mediante esquemas de garana de ingresos y el esmulo para el consumo del gas en la generación eléctrica, se ha pasado hacia un entorno donde la políca energéca del Estado busca promover el acceso universal al gas natural a nivel residencial en las disntas regiones del país mediante mecanismos de promoción en el sistema tarifario y esquemas de subsidios como el Fondo de Inclusión Social Energéco (FISE). Asimismo, la políca energéca nacional vigente a la fecha busca establecer esquemas que aancen la seguridad energéca nacional en base a sistemas de transporte y almacenamiento de gas natural e hidrocarburos líquidos, así como fomentar el uso del gas para el desarrollo de la industria petroquímica.


CONCLU El presente libro ha tenido como objevo poner en perspecva el desarrollo de uno de los proyectos energécos más ambiciosos en la historia del Perú, el proyecto Camisea. Para ello, se ha efectuado un balance de los principales aspectos relacionados a la industria del gas natural durante los primeros diez años de operación de este importante proyecto. La inuencia de Camisea para el desarrollo de la economía peruana ha sido muy relevante y se espera que su impacto dinamizador de la acvidad económica siga estando vigente en el largo plazo. En el libro se han revisado y analizado los antecedentes nacionales e internacionales más importantes de la industria del gas natural, el desarrollo histórico del proyecto Camisea, el marco regulatorio y los sistemas de supervisión de seguridad industrial y calidad aplicables a la industria, su inuencia e impacto económico en el país, así como los principales retos a futuro para la industria.

menos contaminante que el petróleo) y los mayores descubrimientos de reservas de gas natural en diferentes jurisdicciones. En este contexto, se observa que el Perú, si bien a la fecha cuenta con una dotación modesta de reservas de gas natural, podría converrse con un mayor esfuerzo exploratorio en una potencia gasífera regional. La explotación de fuentes no convencionales como el gas de esquisto (shale gas) y el desarrollo del transporte bajo la modalidad de gas natural licuado (GNL) han dinamizado los mercados internacionales de gas natural en los úlmos años, poniendo al Perú en un posición expectante respecto al desarrollo de su industria gasífera.

Con respecto al segundo tema, el descubrimiento del yacimiento de Camisea y su posterior explotación en la década pasada ha permido transformar el modo de vida de la población peruana, permiendo que ésta acceda a una fuente energéca más económica, limpia y segura. Prueba de ello es que, a la fecha, alrededor del 40% de la Respecto al primer tema, se ha analizado de manera general la industria matriz energéca primaria del sector eléctrico está compuesta por gas del gas natural a nivel mundial, con la nalidad de conocer el entorno natural. Asimismo, el gas natural está sasfaciendo las necesidades global en el que se enmarca el sector en el Perú. Se puede apreciar energécas de aproximadamente 200,000 usuarios a nivel residencial, que el gas natural se ha transformado en una de las fuentes de energía más de 150,000 vehículos de transporte que consumen gas natural más importantes en la matriz energéca mundial, debido al aumento vehicular (GNV) y cerca de 1,400 clientes industriales y comerciales. La sostenido de la demanda global de energía, las preocupaciones perspecva a futuro, como se ha discudo en el libro, es que el número ambientales por el cambio climáco (el gas natural es un combusble de clientes de gas natural crezca de manera sostenida en el empo en

SIONES la medida en que las redes de transporte y distribución se expandan a nivel nacional. En relación al tercer tema, el desarrollo de la industria del natural luego del inicio de la explotación del campo de Camisea ha estado acompañado por un marco regulatorio y legal estable, transparente y predecible para los inversionistas y usuarios. Éste marco ha permido garanzar una rentabilidad razonable para las inversiones mediante la regulación de tarifas ecientes que reconocen los costos de suministrar gas, generar señales económicas para la expansión de las redes y para la búsqueda de nuevas reservas de este hidrocarburo, así como brindar incenvos a los concesionarios para que cumplan las normas de seguridad industrial y los estándares de calidad del servicio. Al respecto, el Organismos Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, (Osinergmin), como endad supervisora y reguladora de la industria del gas natural, ha contribuido al desarrollo de este proyecto mediante la gesón del marco normavo de la industria y la regulación de las tarifas de transporte y distribución de gas, así como la scalización del cumplimiento de las normas técnicas, de seguridad industrial y de calidad del servicio. Asimismo, Osinergmin desempeñó un papel importante como administrador de las garanas a la inversión dadas en el marco normavo promulgado por el Estado, las cuales tuvieron como propósito otorgar los incenvos necesarios

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de credibilidad y cerdumbre a la inversión privada en el transporte y distribución por redes de ductos para que se pueda nanciar y poner en marcha el proyecto. En años recientes, el enfoque del marco regulatorio ha cambiado; las polícas de Estado en los úlmos cinco años se han centrado en modicar las regulaciones para promover la expansión del uso del gas natural como fuente energéca en diferentes sectores de la acvidad económica y en diversas regiones del país. Así, desde un contexto inicial donde se enfazó un diseño de mercado de gas con separación vercal de las acvidades (exploración y explotación, transporte y distribución) que buscaba viabilizar el proyecto Camisea mediante esquemas de garana de ingresos y el esmulo para el consumo del gas en la generación eléctrica, se ha pasado hacia un entorno donde la políca energéca del Estado busca promover el acceso universal al gas natural a nivel residencial en las disntas regiones del país mediante mecanismos de promoción en el sistema tarifario y esquemas de subsidios como el Fondo de Inclusión Social Energéco (FISE). Asimismo, la políca energéca nacional vigente a la fecha busca establecer esquemas que aancen la seguridad energéca nacional en base a sistemas de transporte y almacenamiento de gas natural e hidrocarburos líquidos, así como fomentar el uso del gas para el desarrollo de la industria petroquímica. -231-


Con relación al cuarto punto, el libro no solamente ha realizado un análisis de la evolución de la industria del gas natural y el proyecto Camisea en sus diez primeros años de operación, sino también ha efectuado una esmación de los impactos generados por el ingreso masivo del gas natural en la acvidad económica del país. Para ello, se realizó un ejercicio de cuancación para esmar los ahorros y benecios que ha traído consigo la operación del proyecto Camisea, los cuales se concentraron en tres sectores: (i) el sector privado, cuyos benecios están relacionados a los ahorros generados para los usuarios nales que cuentan con una conexión de gas natural; (ii) el sector público, cuyos benecios se relacionan a los ingresos scales a través del impuesto a la renta y el canon gasífero; (iii) el sector externo, el cual considera el efecto posivo de la producción del gas de Camisea en la balanza comercial de hidrocarburos del país. En resumen, el proyecto Camisea durante los primeros diez años de su operación comercial habría generado signicavos benecios a los principales sectores de la economía del país, los cuales, en total, ascenderían aproximadamente a US$ 41,576 millones (expresados en valores monetarios del año 2013). En primer lugar, el sector privado habría obtenido ahorros cercanos a los US$ 6,952 millones. De esta cifra, el 46% constuye el ahorro esmado para los usuarios industriales, comerciales y residenciales que se conectaron al servicio

público de gas natural; el 28% constuye el ahorro esmado de los usuarios de gas natural vehicular (principalmente transporstas); nalmente, el 26% corresponde al ahorro aproximado del cual se habrían beneciado los usuarios del servicio público de electricidad por la reducción de las tarifas de energía como consecuencia del uso del gas natural en la generación eléctrica. Con respecto al sector público, los ingresos generados para el Estado por la explotación del gas natural que provienen de las regalías gasíferas y el impuesto a la renta habrían totalizado aproximadamente US$ 10,702 millones (expresados en valores monetarios del año 2013). Por otro lado, el proyecto Camisea habría mejorado la situación de la balanza comercial de hidrocarburos del país, cuyo décit se habría reducido signicavamente debido a la sustución de importaciones de GLP y al proyecto de exportación de GNL. Se esma que la reducción del décit en la balanza comercial de hidrocarburos habría ascendido, en los úlmos diez años, a US$ 23,921 millones (en valores monetarios del año 2013). Ante estos resultados, se puede concluir que el proyecto Camisea ha contribuido a mejorar la compevidad de la economía peruana en la región lanoamericana al reducir los costos de la producción de energía, ha permido brindar benecios importantes a los

consumidores peruanos al generarles signicavos ahorros por acceder a un combusble más barato y ha mejorado la posición externa de las cuentas externas del Perú al reducir las importaciones netas de hidrocarburos. Estos benecios no se habrían obtenido si no fuera por el adecuado accionar de las diferentes instuciones públicas competentes dentro de la industria gasífera en el Perú, como es el caso de Osinergmin, el organismo regulador y supervisor de la industria del gas natural. En efecto, la aplicación por parte de Osinergmin de reglas regulatorias estables a lo largo del empo y de una supervisión altamente especializada, para garanzar el cumplimiento de los compromisos contractuales de los concesionarios y de las normas de seguridad y calidad, han permido conducir dicha industria hacia un desarrollo progresivo, proceso que ha contribuido a maximizar los benecios directos e indirectos del uso del gas natural como fuente energéca. Finalmente, se puede concluir que, teniendo en cuenta los inmensos benecios que ha traído la operación comercial del proyecto Camisea, el Estado peruano ha trazado un derrotero, mediante la promulgación de un nuevo marco normavo, que permirá garanzar la connuidad

del desarrollo de la industria del gas natural en el Perú y explotar al máximo los frutos generados por el proyecto Camisea, sasfaciendo los requerimientos crecientes de la demanda nacional de energía, expandiendo los benecios del gas natural en otras ciudades del país y aanzando la seguridad energéca. El Estado, a la fecha, está promoviendo proyectos para expandir el consumo del gas natural en las ciudades del norte, sur y la región alto andina del país que van a basarse en el transporte virtual del gas natural vía camiones cisterna de gas natural comprimido (GNC) y GNL, así como en un sistema nacional de gasoductos que se conectarán al ducto principal del proyecto Camisea y al recientemente concesionado Gasoducto Sur Peruano. Asimismo, se espera que para entonces el Nodo Energéco del Sur se haya constuido en un eje de desarrollo en la zona sur del país a través de la generación térmica de electricidad. Finalmente, la políca de Estado también contempla la promoción del desarrollo de los proyectos petroquímicos en la costa sur, los cuales permirán darle valor agregado a las exportaciones peruanas. Por tanto, con este camino trazado, se espera que en los próximos años el proyecto Camisea y los nuevos proyectos de gas natural mencionados anteriormente connúen generando grandes benecios para la población peruana y contribuyan a seguir impulsando el desarrollo económico del país.


Con relación al cuarto punto, el libro no solamente ha realizado un análisis de la evolución de la industria del gas natural y el proyecto Camisea en sus diez primeros años de operación, sino también ha efectuado una esmación de los impactos generados por el ingreso masivo del gas natural en la acvidad económica del país. Para ello, se realizó un ejercicio de cuancación para esmar los ahorros y benecios que ha traído consigo la operación del proyecto Camisea, los cuales se concentraron en tres sectores: (i) el sector privado, cuyos benecios están relacionados a los ahorros generados para los usuarios nales que cuentan con una conexión de gas natural; (ii) el sector público, cuyos benecios se relacionan a los ingresos scales a través del impuesto a la renta y el canon gasífero; (iii) el sector externo, el cual considera el efecto posivo de la producción del gas de Camisea en la balanza comercial de hidrocarburos del país. En resumen, el proyecto Camisea durante los primeros diez años de su operación comercial habría generado signicavos benecios a los principales sectores de la economía del país, los cuales, en total, ascenderían aproximadamente a US$ 41,576 millones (expresados en valores monetarios del año 2013). En primer lugar, el sector privado habría obtenido ahorros cercanos a los US$ 6,952 millones. De esta cifra, el 46% constuye el ahorro esmado para los usuarios industriales, comerciales y residenciales que se conectaron al servicio

público de gas natural; el 28% constuye el ahorro esmado de los usuarios de gas natural vehicular (principalmente transporstas); nalmente, el 26% corresponde al ahorro aproximado del cual se habrían beneciado los usuarios del servicio público de electricidad por la reducción de las tarifas de energía como consecuencia del uso del gas natural en la generación eléctrica. Con respecto al sector público, los ingresos generados para el Estado por la explotación del gas natural que provienen de las regalías gasíferas y el impuesto a la renta habrían totalizado aproximadamente US$ 10,702 millones (expresados en valores monetarios del año 2013). Por otro lado, el proyecto Camisea habría mejorado la situación de la balanza comercial de hidrocarburos del país, cuyo décit se habría reducido signicavamente debido a la sustución de importaciones de GLP y al proyecto de exportación de GNL. Se esma que la reducción del décit en la balanza comercial de hidrocarburos habría ascendido, en los úlmos diez años, a US$ 23,921 millones (en valores monetarios del año 2013). Ante estos resultados, se puede concluir que el proyecto Camisea ha contribuido a mejorar la compevidad de la economía peruana en la región lanoamericana al reducir los costos de la producción de energía, ha permido brindar benecios importantes a los

consumidores peruanos al generarles signicavos ahorros por acceder a un combusble más barato y ha mejorado la posición externa de las cuentas externas del Perú al reducir las importaciones netas de hidrocarburos. Estos benecios no se habrían obtenido si no fuera por el adecuado accionar de las diferentes instuciones públicas competentes dentro de la industria gasífera en el Perú, como es el caso de Osinergmin, el organismo regulador y supervisor de la industria del gas natural. En efecto, la aplicación por parte de Osinergmin de reglas regulatorias estables a lo largo del empo y de una supervisión altamente especializada, para garanzar el cumplimiento de los compromisos contractuales de los concesionarios y de las normas de seguridad y calidad, han permido conducir dicha industria hacia un desarrollo progresivo, proceso que ha contribuido a maximizar los benecios directos e indirectos del uso del gas natural como fuente energéca. Finalmente, se puede concluir que, teniendo en cuenta los inmensos benecios que ha traído la operación comercial del proyecto Camisea, el Estado peruano ha trazado un derrotero, mediante la promulgación de un nuevo marco normavo, que permirá garanzar la connuidad

del desarrollo de la industria del gas natural en el Perú y explotar al máximo los frutos generados por el proyecto Camisea, sasfaciendo los requerimientos crecientes de la demanda nacional de energía, expandiendo los benecios del gas natural en otras ciudades del país y aanzando la seguridad energéca. El Estado, a la fecha, está promoviendo proyectos para expandir el consumo del gas natural en las ciudades del norte, sur y la región alto andina del país que van a basarse en el transporte virtual del gas natural vía camiones cisterna de gas natural comprimido (GNC) y GNL, así como en un sistema nacional de gasoductos que se conectarán al ducto principal del proyecto Camisea y al recientemente concesionado Gasoducto Sur Peruano. Asimismo, se espera que para entonces el Nodo Energéco del Sur se haya constuido en un eje de desarrollo en la zona sur del país a través de la generación térmica de electricidad. Finalmente, la políca de Estado también contempla la promoción del desarrollo de los proyectos petroquímicos en la costa sur, los cuales permirán darle valor agregado a las exportaciones peruanas. Por tanto, con este camino trazado, se espera que en los próximos años el proyecto Camisea y los nuevos proyectos de gas natural mencionados anteriormente connúen generando grandes benecios para la población peruana y contribuyan a seguir impulsando el desarrollo económico del país.

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NOTAS [1]

Información sustentada en las estadíscas publicadas por la U.S. Energy Informaon Administraon (EIA) y la Internaonal Energy Agency (IEA).

[2]

Véase IEA (2011) < hp://www.iea. org/pub licaons/ worldenergyoutlook/goldenageofgas/ >

[3]

[4]

[5]

[6]

[7]

[8]

En el capítulo 11 se ha realizado una sección referente a la industria petroquímica con mayor detalle.

[9]

La empresa Aguaya Energy del Perú S. R. L. construyó y operó desde julio de 1998 hasta el 1° de mayo del 2001.

[10] Empresa que ene la concesión del Estado por un plazo de 33 Véase García y Vásquez (2004); Dammert, García y Vásquez años prorrogables para diseñar, construir y operar el sistema de (2006); D ammert y Molinelli (2006); GART(2008a, 2008b). distribución de GN en el departamento de Lima y la Provincia Constucional del Callao. Su principal accionista es el Grupo También se les denomina Industrias de Redes. Véase con más Energía de Bogotá, con presencia en Colombia, Guatemala y detalle en Shy (2001). Perú La denición de barrera a la entrada es el costo en que incurre [11] una empresa entrante y no la establecida. (Spulber 1989) [12] La denición de subadividad de costos es que una empresa puede proveer un bien o servicio, al mercado completo, a un precio menor del que ofrecerían dos o más empresas (Baumol, Panzar y Willig 1982).

y que se encuentran en futuros proyectos de desarrollo. (Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas NaturalOsinergmin 2012) [14]

A la fecha la empresa China Naonal Petroleum Company (CNPC) ha comprado el 46.16% de parcipación del lote 57 que le pertenecía a Petrobras.

[15]

El Decreto Supremo N° 041-99-EM aprobó el Reglamento de Transportes de Hidrocarburos por Ductos, mientras que el Decreto Supremo Nº 042-99-EM aprobó el procedimiento de jación tarifaria en la acvidad de distribución de GN.

De acuerdo al diario El Peruano del 7 de junio del 2014.

[16]

Esta norma derogó el Decreto Supremo N° 041-99-EM.

En el año 2011, debido a la reesmación de las reservas probables por la perforación de dos pozos en la estructura Mipaya del lote 56, un pozo en la estructura Kinteroni Sur del lote 57, y un pozo exploratorio en la estructura Taini del lote 58 (todos en la selva sur), ocurrió una reducción signicava de las reservas probables. (Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural-Osine rgmin 2012)

[17]

Según dicho Decreto:

Buena parte de las muertes por neumonía entre los niños menores a los cinco años se debe a la inhalación de humo y parculas que se originan en la contaminación del aire de los [13] En el año 2011, las reservas posibles disminuyeron en 63% hogares por uso de combusbles sólidos. Más de un millón respecto al año anterior. Seg ún el MINEM, esta disminución se debe a que los volúmenes esmados como reservas posibles de personas mueren al año por enfermedades respiratorias crónicas debido a la exposición del aire contaminado en los en el año 2010 fueron recategorizados como recursos en el hogares. (OMS 2011) año 2011, debido a que son volúmenes aún no descubiertos

“1.13 Gas Natural Comprimido (GNC): Gas Natural que ha sido somedo a compresión en una Estación de Compresión, a una presión máxima 250 bar, para su posterior almacenamiento, transporte y/o comercialización. Debido al proceso adicional de compresión, el GNC se considera como un producto diferente al Gas Natural que el Concesionario suministra por la red de distribución. 1.14 Gas Natural Licuefactado (GNL): Gas Natural que ha sido somedo a un proceso criogénico y licuefactado a presión atmosférica, en una Estación de Licuefacción, para su posterior

almacenamiento, transporte y/o comercialización. Debido al proceso adicional de licuefacción, el GNL se considera como un producto diferente al Gas Natural que el Concesionario suministra por la red de distribución” [18]

Este sistema consiste en el transporte terrestre de gas natural, a distancias relavamente cortas ulizando camiones especialmente acondicionados para este n. Existen diversas tecnologías desarrolladas en este campo que permiten abastecer a lugares cuya demanda resulta pequeña y no jusca económicamente la construcción de un gasoducto.

[19]

Inicialmente el Contrato BOOT de Distribució n contemplaba la existencia de una Tarifa por Red Principal de Distribución y otra por las Otras Redes; no obstante, mediante Decreto Supremo N° 048-2008-EM ambas tarifas fueron unicadas, sustuyéndolas por un solo sistema denominado Tarifa Única de Distribución –TUD.

[20]

Para mayores detalles véase el Capítulo 1 del presente libro.

[21]

Se trata de la capacidad que no está respaldada por contratos bilaterales, sino que enen el compromiso de pago a rme por parte de la demanda eléctrica.

[22] En lo concerniente al úlmo Procedimiento de Fijación Tarifaria, éste se inició el 31 de octubre del 2013, y culminó el 23 de abril del 2014 tras haberse realizado de manera sasfactoria todas


NOTAS [1]

Información sustentada en las estadíscas publicadas por la U.S. Energy Informaon Administraon (EIA) y la Internaonal Energy Agency (IEA).

[2]

Véase IEA (2011) < hp://www.iea. org/pub licaons/ worldenergyoutlook/goldenageofgas/ >

[3]

[4]

[5]

[6]

[7]

[8]

En el capítulo 11 se ha realizado una sección referente a la industria petroquímica con mayor detalle.

[9]

La empresa Aguaya Energy del Perú S. R. L. construyó y operó desde julio de 1998 hasta el 1° de mayo del 2001.

[10] Empresa que ene la concesión del Estado por un plazo de 33 Véase García y Vásquez (2004); Dammert, García y Vásquez años prorrogables para diseñar, construir y operar el sistema de (2006); D ammert y Molinelli (2006); GART(2008a, 2008b). distribución de GN en el departamento de Lima y la Provincia Constucional del Callao. Su principal accionista es el Grupo También se les denomina Industrias de Redes. Véase con más Energía de Bogotá, con presencia en Colombia, Guatemala y detalle en Shy (2001). Perú La denición de barrera a la entrada es el costo en que incurre [11] una empresa entrante y no la establecida. (Spulber 1989) [12] La denición de subadividad de costos es que una empresa puede proveer un bien o servicio, al mercado completo, a un precio menor del que ofrecerían dos o más empresas (Baumol, Panzar y Willig 1982).

y que se encuentran en futuros proyectos de desarrollo. (Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas NaturalOsinergmin 2012) [14]

A la fecha la empresa China Naonal Petroleum Company (CNPC) ha comprado el 46.16% de parcipación del lote 57 que le pertenecía a Petrobras.

[15]

El Decreto Supremo N° 041-99-EM aprobó el Reglamento de Transportes de Hidrocarburos por Ductos, mientras que el Decreto Supremo Nº 042-99-EM aprobó el procedimiento de jación tarifaria en la acvidad de distribución de GN.

De acuerdo al diario El Peruano del 7 de junio del 2014.

[16]

Esta norma derogó el Decreto Supremo N° 041-99-EM.

En el año 2011, debido a la reesmación de las reservas probables por la perforación de dos pozos en la estructura Mipaya del lote 56, un pozo en la estructura Kinteroni Sur del lote 57, y un pozo exploratorio en la estructura Taini del lote 58 (todos en la selva sur), ocurrió una reducción signicava de las reservas probables. (Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural-Osine rgmin 2012)

[17]

Según dicho Decreto:

Buena parte de las muertes por neumonía entre los niños menores a los cinco años se debe a la inhalación de humo y parculas que se originan en la contaminación del aire de los [13] En el año 2011, las reservas posibles disminuyeron en 63% hogares por uso de combusbles sólidos. Más de un millón respecto al año anterior. Seg ún el MINEM, esta disminución se debe a que los volúmenes esmados como reservas posibles de personas mueren al año por enfermedades respiratorias crónicas debido a la exposición del aire contaminado en los en el año 2010 fueron recategorizados como recursos en el hogares. (OMS 2011) año 2011, debido a que son volúmenes aún no descubiertos

“1.13 Gas Natural Comprimido (GNC): Gas Natural que ha sido somedo a compresión en una Estación de Compresión, a una presión máxima 250 bar, para su posterior almacenamiento, transporte y/o comercialización. Debido al proceso adicional de compresión, el GNC se considera como un producto diferente al Gas Natural que el Concesionario suministra por la red de distribución. 1.14 Gas Natural Licuefactado (GNL): Gas Natural que ha sido somedo a un proceso criogénico y licuefactado a presión atmosférica, en una Estación de Licuefacción, para su posterior

almacenamiento, transporte y/o comercialización. Debido al proceso adicional de licuefacción, el GNL se considera como un producto diferente al Gas Natural que el Concesionario suministra por la red de distribución” [18]

Este sistema consiste en el transporte terrestre de gas natural, a distancias relavamente cortas ulizando camiones especialmente acondicionados para este n. Existen diversas tecnologías desarrolladas en este campo que permiten abastecer a lugares cuya demanda resulta pequeña y no jusca económicamente la construcción de un gasoducto.

[19]

Inicialmente el Contrato BOOT de Distribució n contemplaba la existencia de una Tarifa por Red Principal de Distribución y otra por las Otras Redes; no obstante, mediante Decreto Supremo N° 048-2008-EM ambas tarifas fueron unicadas, sustuyéndolas por un solo sistema denominado Tarifa Única de Distribución –TUD.

[20]

Para mayores detalles véase el Capítulo 1 del presente libro.

[21]

Se trata de la capacidad que no está respaldada por contratos bilaterales, sino que enen el compromiso de pago a rme por parte de la demanda eléctrica.

[22] En lo concerniente al úlmo Procedimiento de Fijación Tarifaria, éste se inició el 31 de octubre del 2013, y culminó el 23 de abril del 2014 tras haberse realizado de manera sasfactoria todas

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las etapas, estableciéndose las Tarifas para el periodo mayo 2014-abril 2016

que haría en condiciones de no regulación, maximizando sus benecios. (Pérez-Reyes 2006:17)

[23]

Contratos de suministro de gas natural con ELECTROPERÚ y seis industrias.

[26]

De acuerdo al Arculo 109° del TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural.

[24]

Según TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural [27] por Red de Ductos, arculo 108.-“El Margen de Distribución se basará en una empresa eciente y considerará el valor presente de los siguientes componentes:

Procesos llevados de manera conjunta con la jación de tarifas de transporte por red principal. Las tarifas jadas para el periodo 2010-2012 quedaron sin efecto el 8 de mayo de 2010 al entrar en vigencia la TUD.

- Anualidad del Valor nuevo de reemplazo de las inversiones desnadas a prestar el servicio de distribución (ductos, estaciones reguladoras, compresoras, etc.);

En el Arculo 6° de dicha Ley se establecen los mecanismos y condiciones para garanzar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el costo del servicio a los inversionistas, entendido éste como el monto ofertado por el concesionario en el concurso internacional llevado a cabo.

[28]

- Costo estándar anual de operación y mantenimiento de las redes y estaciones reguladoras; [29] - Demanda o consumo de los Consumidores, según corresponda; - Pérdidas estándares; y

[30]

- La tasa de actualización establecida en el presente Reglamento (…)” [25]

Consiste en un incenvo asobre inverr, debido al abaratamiento relavo del capital, que resulta de la regulación de la tasa de ganancia, la empresa regulada demanda más capital del

[31]

descrita en el numeral anterior se presentara por: a) Tres (3) años de cálculo consecuvos, o, b) Tres (3) años durante cinco (5) Años de Cálculos consecuvos. Para efectos de lo establecido en este numeral, la evaluación requerida para determinar la exnción de la Garana, se hará considerando sólo los Ingresos Esperados del Servicio de transporte o distribución de Gas Natural desnado al Consumidor Nacional” [32]

Una descripción más detalladadel impacto en el sector eléctrico de la GRP se presenta en el Capítulo 9 del presente libro.

[33]

De acuerdo a lo dispuesto en el arculo 11° de la Ley N° 29325, Ley del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental, en concordancia con el arculo 2° de la Resolución de Consejo Direcvo N° 001-2011-OEFA-CD, desde el 4 de marzo de 2011, las competencias para supervisar, scalizar y sancionar el incumplimiento a la normava ambiental de los agentes del subsector Hidrocarburos, han sido transferidas al Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental - OEFA.

Red de Ductos desnada al transporte de gas natural y a la distribución en alta presión del gas natural. Mediante Decreto Supremo N° 046-2002-EM, se establecen las disposiciones para regular la recaudación y pago adelantado de la GRP. y se jó el inicio de dicha recaudación para el 1° de noviembre de 2002. ”La Garana, para los segmentos de transporte o distribución en alta presión de la Red Principal, se exngue cuando, a parr del quinto año de operación de la Red Principal, la situación

[34]

y salud en el trabajo, han sido transferidas al Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo - MINTRA. [35]

Así, conforme a lo señalado en la Ley Complementaria de Fortalecimiento de Osinergmin, Ley N° 27699, las funciones de supervisión atribuidas a dicho organismo a través de su ley de creación, pueden ser delegadas a empresas supervisoras.

[36]

Conforme a lo señalado en la Ley N° 26734, Ley de Osinergmin, Indecopi es competente, como integrante del Sistema Supervisor de la inversión en Energía, de velar en los subsectores de electricidad e hidrocarburos por la aplicación de las normas que a la fecha integran sus áreas de competencia.

[37]

Capítulo IVdel Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, queaprobó el Reglamento General de Osinergmin, publicado en el diario ocial El Peruano el 9 de mayo de 2001.

[38]

Direcva “Procedimiento Administravo de Reclamos de los Usuarios de los Servicios Públicos de Electricidad y Gas Natural, aprobada por la Resolución N° 671-2007-OS/CD.

De acuerdo a lo dispuesto en el arculo 95° de la Ley N° 29783, Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo, en concordancia con la PrimeraDisposiciónComplementariaModicatoriade lareferida [39] Ley, que modicó el arculo 34° de la Ley General de Inspección del Trabajo, con la Primera Disposición Complementaria Final [40] de la referida Ley, y el arculo 2° de la Ley N° 29901, desde el 21 de agosto de 2011, las competencias para supervisar, scalizar y sancionar el incumplimiento a la normava sobre seguridad

Aprobado por la Resolución N° 272-2012-OS/CD. La JARU cuenta con total autonomía funcional para la adopción de sus decisiones, lo que implica que ningún funcionario de Osinergmin, ni ninguna otra autoridad o persona inuye en el sendo ni contenido de las resoluciones que emite.


las etapas, estableciéndose las Tarifas para el periodo mayo 2014-abril 2016

que haría en condiciones de no regulación, maximizando sus benecios. (Pérez-Reyes 2006:17)

[23]

Contratos de suministro de gas natural con ELECTROPERÚ y seis industrias.

[26]

De acuerdo al Arculo 109° del TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural.

[24]

Según TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural [27] por Red de Ductos, arculo 108.-“El Margen de Distribución se basará en una empresa eciente y considerará el valor presente de los siguientes componentes:

Procesos llevados de manera conjunta con la jación de tarifas de transporte por red principal. Las tarifas jadas para el periodo 2010-2012 quedaron sin efecto el 8 de mayo de 2010 al entrar en vigencia la TUD.

- Anualidad del Valor nuevo de reemplazo de las inversiones desnadas a prestar el servicio de distribución (ductos, estaciones reguladoras, compresoras, etc.);

En el Arculo 6° de dicha Ley se establecen los mecanismos y condiciones para garanzar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el costo del servicio a los inversionistas, entendido éste como el monto ofertado por el concesionario en el concurso internacional llevado a cabo.

[28]

- Costo estándar anual de operación y mantenimiento de las redes y estaciones reguladoras; [29] - Demanda o consumo de los Consumidores, según corresponda; - Pérdidas estándares; y

[30]

- La tasa de actualización establecida en el presente Reglamento (…)” [25]

Consiste en un incenvo asobre inverr, debido al abaratamiento relavo del capital, que resulta de la regulación de la tasa de ganancia, la empresa regulada demanda más capital del

[31]

descrita en el numeral anterior se presentara por: a) Tres (3) años de cálculo consecuvos, o, b) Tres (3) años durante cinco (5) Años de Cálculos consecuvos. Para efectos de lo establecido en este numeral, la evaluación requerida para determinar la exnción de la Garana, se hará considerando sólo los Ingresos Esperados del Servicio de transporte o distribución de Gas Natural desnado al Consumidor Nacional” [32]

Una descripción más detalladadel impacto en el sector eléctrico de la GRP se presenta en el Capítulo 9 del presente libro.

[33]

De acuerdo a lo dispuesto en el arculo 11° de la Ley N° 29325, Ley del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental, en concordancia con el arculo 2° de la Resolución de Consejo Direcvo N° 001-2011-OEFA-CD, desde el 4 de marzo de 2011, las competencias para supervisar, scalizar y sancionar el incumplimiento a la normava ambiental de los agentes del subsector Hidrocarburos, han sido transferidas al Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental - OEFA.

Red de Ductos desnada al transporte de gas natural y a la distribución en alta presión del gas natural. Mediante Decreto Supremo N° 046-2002-EM, se establecen las disposiciones para regular la recaudación y pago adelantado de la GRP. y se jó el inicio de dicha recaudación para el 1° de noviembre de 2002.

[34]

”La Garana, para los segmentos de transporte o distribución en alta presión de la Red Principal, se exngue cuando, a parr del quinto año de operación de la Red Principal, la situación

y salud en el trabajo, han sido transferidas al Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo - MINTRA. [35]

Así, conforme a lo señalado en la Ley Complementaria de Fortalecimiento de Osinergmin, Ley N° 27699, las funciones de supervisión atribuidas a dicho organismo a través de su ley de creación, pueden ser delegadas a empresas supervisoras.

[36]

Conforme a lo señalado en la Ley N° 26734, Ley de Osinergmin, Indecopi es competente, como integrante del Sistema Supervisor de la inversión en Energía, de velar en los subsectores de electricidad e hidrocarburos por la aplicación de las normas que a la fecha integran sus áreas de competencia.

[37]

Capítulo IVdel Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, queaprobó el Reglamento General de Osinergmin, publicado en el diario ocial El Peruano el 9 de mayo de 2001.

[38]

Direcva “Procedimiento Administravo de Reclamos de los Usuarios de los Servicios Públicos de Electricidad y Gas Natural, aprobada por la Resolución N° 671-2007-OS/CD.

De acuerdo a lo dispuesto en el arculo 95° de la Ley N° 29783, Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo, en concordancia con la PrimeraDisposiciónComplementariaModicatoriade lareferida [39] Ley, que modicó el arculo 34° de la Ley General de Inspección del Trabajo, con la Primera Disposición Complementaria Final [40] de la referida Ley, y el arculo 2° de la Ley N° 29901, desde el 21 de agosto de 2011, las competencias para supervisar, scalizar y sancionar el incumplimiento a la normava sobre seguridad

Aprobado por la Resolución N° 272-2012-OS/CD. La JARU cuenta con total autonomía funcional para la adopción de sus decisiones, lo que implica que ningún funcionario de Osinergmin, ni ninguna otra autoridad o persona inuye en el sendo ni contenido de las resoluciones que emite.

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[41]

Más detalle en: hp://puntoedu.pucp.edu.pe/nocias/ situacion-energeca-en-peru/

congura como un real inicio de operación solo una puesta en operación parcial que no genera compromisos contractuales.

[42]

Su nombre comercial es Distribución de Gas Natural de Lima y [47] Callao desde el año 2007

[43]

Declaraciones del gerente general de Cálidda, Adolfo Heeren. Revista Eléctrica del Perú “Energía y Negocios”. (Mayo, 2014)

Plan de Conexiones Residenciales que se beneciarán con el gasto de promoción y que será aprobado por el Osinergmin, de acuerdo con el Arculo 112a del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.

[48] [44]

Esto evidencia la presencia de economías de escala en la acvidad de distribución de gas natural. Ver para más detalle el Capítulo 1 del presente libro.

Descuento aplicado a los costos de las instalaciones internas residenciales de los niveles socioeconómicos C, D y E.

[49]

Este monto es mayor al propuesto por Cálidda en 3,7%. Ver más detalle en Informe N° 0237-2014-GART.

[50]

Para mayor detalle revisar su página web: hp://www.se.gob. pe/

[51]

Su administración temporal, hasta el 2017, está a cargo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (Osinergmin).

[45]

[46]

Un contrato BOOT implica que el concesionario será el responsable de construir (Build), operar (Operate) y que durante la concesión esta infraestructura le pertenece (Own) pero que al término de su plazo, ésta revierte al Estado (Transfer). Mediante resolución de Osinergmin N° 1425-2010-OS-GFGN/ DDCN en concordancia con lo establecido en el D.S. 006-2010EM se autoriza a los concesionarios de transporte y distribución de energía, la instalación de redes e infraestructura en zonas en las cuales hayan ocurrido situaciones de emergencia o desastres naturales, ante esto Contugas (antes Congas) contó con un permiso especial, concedido después del terremoto ocurrido en agosto de 2007, conocido como Programa de Instalación de Facilidades de Conexión y Redes de Suministro de Gas Natural para la provincia de Pisco. Por ser una situación parcular no

privilegiando la asistencia a la población vulnerable a n de garanzar la igualdad de oportunidades económicas y sociales.

[61]

Shell tomó la posición de oaker en lugar de Repsol CG a parr del 1 de enero de 2014.

[54]

Para mayores detalles sobre el acceso universal a la energía, véase Vásquez et al. (2012)

[62]

Véase para mayor detalle en Mayorga (2012)

[63] [55]

Véase para mayores detalles ACA (2013).

[56]

La escalera energéca es el diagrama que muestra la relación entre la eciencia de los combusbles y el desarrollo económico de la población. El ascenso por los peldaños de la energía suele [64] producirse en forma paulana, a medida que la mayoría de las familias de ingresos bajos y medianos ulizan una combinación de combusbles para sasfacer sus necesidades de cocinar. [65] Véase con mayor detalle en OMS (2007).

El marcador Henry Hub se redujo de US$7.11 por MMBTU en el quinquenio 2003-2008 a niveles promedio de US$2.75 por MMBTU en el 2012. A diciembre de 2013 el precio del HH llegó a US$ 4.3 por MMBTU

[57]

[52]

La iniciava del BID en estos temas es LAC SE4ALL que realiza un esfuerzo mancomunado con la Iniciava Global SE4ALL de NacionesUnidas.

[53]

Tomando en cuenta la 10° Políca del Acuer do Nacional (2002), el Estado peruano se compromeó a dar prioridad efecva a la lucha contra la pobreza y a la reducción de la desigualdad social,

Arculo 10 del D.S N° 021-2012-EM

[60]

Sector intensivo en el consumo de derivados del petróleo (residual N° 6 y 500, diésel N°2 y GLP a granel).

[66]

Debido a la disponibilidad de información asociado a la demanda, solo se consideró al GLP, excluyendo la producción de gasolina natural, la cual es exportado casi en su totalidad, y la de los deslados y diésel.

El contrato LLC ene por nalidad regular los intereses de Perú [67] LNG Company LLC, así regula la organización corporava, los derechos a voto de los miembros, sus relaciones así como los derechos y obligaciones de Perú LNG Company LLC con Perú [68] LNG.

Encuesta elaborada e implementada por el Instuto Nacional de Estadísca e Informáca (INEI).

Millones de toneladas métricas anuales

El derecho de conexión es el elemento que permite la conexión

[58] hp://www.proyectosapp.pe/modulos/JER/PlanllaProyecto. aspx?ARE=0&PFL=2&JER=5587&SEC=22 [59]

Esta etapa contempla las acvidades de explotación, transporte y distribución del proyecto Camisea.

[69]

Informes Técnicos OSINERG- GART/DGN N° 009-2003, N° 0102003 y N° 015-2004


[41]

Más detalle en: hp://puntoedu.pucp.edu.pe/nocias/ situacion-energeca-en-peru/

congura como un real inicio de operación solo una puesta en operación parcial que no genera compromisos contractuales.

[42]

Su nombre comercial es Distribución de Gas Natural de Lima y [47] Callao desde el año 2007

[43]

Declaraciones del gerente general de Cálidda, Adolfo Heeren. Revista Eléctrica del Perú “Energía y Negocios”. (Mayo, 2014)

Plan de Conexiones Residenciales que se beneciarán con el gasto de promoción y que será aprobado por el Osinergmin, de acuerdo con el Arculo 112a del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.

[48] [44]

Esto evidencia la presencia de economías de escala en la acvidad de distribución de gas natural. Ver para más detalle el Capítulo 1 del presente libro.

Descuento aplicado a los costos de las instalaciones internas residenciales de los niveles socioeconómicos C, D y E.

[49]

Este monto es mayor al propuesto por Cálidda en 3,7%. Ver más detalle en Informe N° 0237-2014-GART.

[50]

Para mayor detalle revisar su página web: hp://www.se.gob. pe/

[51]

Su administración temporal, hasta el 2017, está a cargo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (Osinergmin).

[45]

[46]

Un contrato BOOT implica que el concesionario será el responsable de construir (Build), operar (Operate) y que durante la concesión esta infraestructura le pertenece (Own) pero que al término de su plazo, ésta revierte al Estado (Transfer). Mediante resolución de Osinergmin N° 1425-2010-OS-GFGN/ DDCN en concordancia con lo establecido en el D.S. 006-2010EM se autoriza a los concesionarios de transporte y distribución de energía, la instalación de redes e infraestructura en zonas en las cuales hayan ocurrido situaciones de emergencia o desastres naturales, ante esto Contugas (antes Congas) contó con un permiso especial, concedido después del terremoto ocurrido en agosto de 2007, conocido como Programa de Instalación de Facilidades de Conexión y Redes de Suministro de Gas Natural para la provincia de Pisco. Por ser una situación parcular no

privilegiando la asistencia a la población vulnerable a n de garanzar la igualdad de oportunidades económicas y sociales.

[61]

Shell tomó la posición de oaker en lugar de Repsol CG a parr del 1 de enero de 2014.

[54]

Para mayores detalles sobre el acceso universal a la energía, véase Vásquez et al. (2012)

[62]

Véase para mayor detalle en Mayorga (2012)

[63] [55]

Véase para mayores detalles ACA (2013).

[56]

La escalera energéca es el diagrama que muestra la relación entre la eciencia de los combusbles y el desarrollo económico de la población. El ascenso por los peldaños de la energía suele [64] producirse en forma paulana, a medida que la mayoría de las familias de ingresos bajos y medianos ulizan una combinación de combusbles para sasfacer sus necesidades de cocinar. [65] Véase con mayor detalle en OMS (2007).

El marcador Henry Hub se redujo de US$7.11 por MMBTU en el quinquenio 2003-2008 a niveles promedio de US$2.75 por MMBTU en el 2012. A diciembre de 2013 el precio del HH llegó a US$ 4.3 por MMBTU

[57]

[52]

La iniciava del BID en estos temas es LAC SE4ALL que realiza un esfuerzo mancomunado con la Iniciava Global SE4ALL de NacionesUnidas.

[53]

Tomando en cuenta la 10° Políca del Acuer do Nacional (2002), el Estado peruano se compromeó a dar prioridad efecva a la lucha contra la pobreza y a la reducción de la desigualdad social,

Arculo 10 del D.S N° 021-2012-EM

[60]

Sector intensivo en el consumo de derivados del petróleo (residual N° 6 y 500, diésel N°2 y GLP a granel).

[66]

Debido a la disponibilidad de información asociado a la demanda, solo se consideró al GLP, excluyendo la producción de gasolina natural, la cual es exportado casi en su totalidad, y la de los deslados y diésel.

El contrato LLC ene por nalidad regular los intereses de Perú [67] LNG Company LLC, así regula la organización corporava, los derechos a voto de los miembros, sus relaciones así como los derechos y obligaciones de Perú LNG Company LLC con Perú [68] LNG.

Encuesta elaborada e implementada por el Instuto Nacional de Estadísca e Informáca (INEI).

Millones de toneladas métricas anuales

El derecho de conexión es el elemento que permite la conexión

[58] hp://www.proyectosapp.pe/modulos/JER/PlanllaProyecto. aspx?ARE=0&PFL=2&JER=5587&SEC=22 [59]

Esta etapa contempla las acvidades de explotación, transporte y distribución del proyecto Camisea.

[69]

Informes Técnicos OSINERG- GART/DGN N° 009-2003, N° 0102003 y N° 015-2004

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entre la red de distribución y la acomeda del domicilio, está conformado por una tubería de conexión y una válvula de aislamiento. Por otra parte, la acomeda es el elemento que une la tubería de conexión con la red interna del domicilio y permite controlar y medir el ujo del gas natural a consumir. Está conformada por el medidor, los equipos de regulación, la caja de protección, los accesorios y las válvulas de protección. Por úlmo, la instalación interna es el elemento que une la acomeda con los disntos artefactos instalados en el domicilio del consumidor, está conformado por cañerías, válvulas de protección, acoples y elementos de control (GART 2009). [70]

Informe OSINERG-GART/DGN N° 015-2004

[71]

Descuento equivalente a US$ 315 por cliente. Aprobado por la Resolución N° 261-2009-OS/CD.

[72]

Información obtenida de la página de Osinergmin (S/. 1,719.3).

[76]

Según el D.S. N° 032-2002-EM, un consumidor directo es denido como aquel agente que adquiere en el país o importa combusbles para uso propio y exclusivo en sus acvidades y que cuenta con instalaciones para recepcionar y almacenar combusbles con capacidad mínima de 0.45 m3 de GLP.

de GNV por un período de diez años, encargo que operará a través de un Contrato de Fideicomiso. [82]

En relación al consumo promedio, éste se obene a través de la división de las ventas de GNV y el número de vehículos acvos a GNV registrados en Infogas. Ver más detalle en hp://www.infogas.com.pe/infogas/index.php?opon=com_ content&view=arcle&id=16&Itemid=5

[87]

El costo a considerar corresponde al costo de conversión o el costo de compra del vehículo nuevo según sea el caso más el costo de las revisiones quinquenales.

[88]

Estos escenarios teóricos permiten evaluar la composición ópma del mercado eléctrico, bajo ciertos supuestos, tanto para el escenario con Camisea como en el escenario sin Camisea. Se ha excluido al Carbón del proceso de opmización al no ser viable; sin embargo, en los resultados para las tarifas eléctricas se realiza la corrección del efecto del carbón sobre los costos de la energía.

[77]

Se considera como susto directo a los petróleos industriales N° 6 y 500.

[78]

Cerámica San Lorenzo, Cerámica Lima (con 2 plantas), Alicorp (con 2 plantas), Corporación Cerámica (con 2 plantas), Owens Illinois, Sudamericana de Fibras y Planta Pisco (Pluspetrol).

[83]

El rendimiento ulizado para el GNV es 10.746 km/m3, siendo [89] éste 13% superior al rendimiento que posee la gasolina (9.5105 km/m3).

[79]

La importación de vehículos fabricados para GNV comenzó a darse a parr del 2007. Ver con más detalle en hp:// www.infogas.com.pe/images/pdf/estadisticas/05-2014/ estadscas-04.pdf

[84]

El costo anual de usar GNV como combusble ha sido determinado considerando un sistema bi-fuel donde el GNV es usado en un 90% y la gasolina un 10%.

[85] [80]

[73]

Asumiendo un consumo promedio anual de 7.37 GigaJoules, un ahorro operavo promedio de US$ 14.87 por gigaJoule consumido y un costo jo promedio de US$ 12.21 anuales.

[74]

El ahorro por realizar agregado se determina en base al valor presente de un ahorro neto operavo perpetuo y al número de [81] clientes conectados a diciembre del 2013.

[75]

Informe OSINERG-GART/DGN N° 015-2004.

Según la NTP 111.015.2004, se considera los siguientes puntos para la instalación del equipo completo para GNV en vehículos: cilindros, tubería del sistema de alimentación, regulador de presión, válvulas, eléctricas, selector de combusbles, disposivo electrónico de avance de encendido, indicador de presión, interfaz para el sistema de información, etc. En octubre del 2005 se publicó Resolución del Consejo Supervisor N° 001-2005-CS/GNV por la cual se acordó nombrar a COFIDE como administrador del Sistema de Control de Carga

[86]

[90]

En ambos casos, se asume que los costos de conversión y de un vehículo nuevo a GNV son nanciados totalmente a 5 años con la [91] TSD ajustada (14.09%). Si bien estos montos oscilan de acuerdo a la marca y el modelo, para el estudio se ha considerado un Chevrolet Corsa (conocido como “Chevytaxi”) a GNV cuyo valor en el mercado es de US$ 13,000 y un costo promedio de US$ [92] 10,000 para un vehículo gasolinero. Para el caso de la compra de un vehículo nuevo a GNV se debe incluir el costo del nanciamiento si se comprara un vehículo gasolinero. Es decir, en realidad se nancia solo US$ 3,000.

Para la opmización se ha ulizado el soware Gurobi, se planteó el modelo en formato AMPL, a través de la plataforma online NEOS Server (Network Enabled Opmizaon System). Para un análisis más objevo, las diferencias en los escenarios teóricos serán trasladadas a los datos observados, la metodología ulizada se detalla en cada sección. Se uliza la tasa de descuento social general de 14.09% ajustada por inación y devaluación.

[93]

C.T. Ilo 21-Enersur.

[94]

ApoyoConsu ltoria (2007).


entre la red de distribución y la acomeda del domicilio, está conformado por una tubería de conexión y una válvula de aislamiento. Por otra parte, la acomeda es el elemento que une la tubería de conexión con la red interna del domicilio y permite controlar y medir el ujo del gas natural a consumir. Está conformada por el medidor, los equipos de regulación, la caja de protección, los accesorios y las válvulas de protección. Por úlmo, la instalación interna es el elemento que une la acomeda con los disntos artefactos instalados en el domicilio del consumidor, está conformado por cañerías, válvulas de protección, acoples y elementos de control (GART 2009).

[76]

[82]

En relación al consumo promedio, éste se obene a través de la división de las ventas de GNV y el número de vehículos acvos a GNV registrados en Infogas. Ver más detalle en hp://www.infogas.com.pe/infogas/index.php?opon=com_ content&view=arcle&id=16&Itemid=5

[87]

El costo a considerar corresponde al costo de conversión o el costo de compra del vehículo nuevo según sea el caso más el costo de las revisiones quinquenales.

[88]

Estos escenarios teóricos permiten evaluar la composición ópma del mercado eléctrico, bajo ciertos supuestos, tanto para el escenario con Camisea como en el escenario sin Camisea. Se ha excluido al Carbón del proceso de opmización al no ser viable; sin embargo, en los resultados para las tarifas eléctricas se realiza la corrección del efecto del carbón sobre los costos de la energía.

Se considera como susto directo a los petróleos industriales N° 6 y 500.

[78]

Cerámica San Lorenzo, Cerámica Lima (con 2 plantas), Alicorp (con 2 plantas), Corporación Cerámica (con 2 plantas), Owens Illinois, Sudamericana de Fibras y Planta Pisco (Pluspetrol).

[83]

El rendimiento ulizado para el GNV es 10.746 km/m3, siendo [89] éste 13% superior al rendimiento que posee la gasolina (9.5105 km/m3).

[79]

La importación de vehículos fabricados para GNV comenzó a darse a parr del 2007. Ver con más detalle en hp:// www.infogas.com.pe/images/pdf/estadisticas/05-2014/ estadscas-04.pdf

[84]

El costo anual de usar GNV como combusble ha sido determinado considerando un sistema bi-fuel donde el GNV es usado en un 90% y la gasolina un 10%.

Informe OSINERG-GART/DGN N° 015-2004

[71]

Descuento equivalente a US$ 315 por cliente. Aprobado por la Resolución N° 261-2009-OS/CD.

[72]

Información obtenida de la página de Osinergmin (S/. 1,719.3).

[73]

Asumiendo un consumo promedio anual de 7.37 GigaJoules, un ahorro operavo promedio de US$ 14.87 por gigaJoule consumido y un costo jo promedio de US$ 12.21 anuales.

[74]

El ahorro por realizar agregado se determina en base al valor presente de un ahorro neto operavo perpetuo y al número de [81] clientes conectados a diciembre del 2013.

[85] [80]

Informe OSINERG-GART/DGN N° 015-2004.

de GNV por un período de diez años, encargo que operará a través de un Contrato de Fideicomiso.

[77]

[70]

[75]

Según el D.S. N° 032-2002-EM, un consumidor directo es denido como aquel agente que adquiere en el país o importa combusbles para uso propio y exclusivo en sus acvidades y que cuenta con instalaciones para recepcionar y almacenar combusbles con capacidad mínima de 0.45 m3 de GLP.

Según la NTP 111.015.2004, se considera los siguientes puntos para la instalación del equipo completo para GNV en vehículos: cilindros, tubería del sistema de alimentación, regulador de presión, válvulas, eléctricas, selector de combusbles, disposivo electrónico de avance de encendido, indicador de presión, interfaz para el sistema de información, etc. En octubre del 2005 se publicó Resolución del Consejo Supervisor N° 001-2005-CS/GNV por la cual se acordó nombrar a COFIDE como administrador del Sistema de Control de Carga

[86]

[90]

En ambos casos, se asume que los costos de conversión y de un vehículo nuevo a GNV son nanciados totalmente a 5 años con la [91] TSD ajustada (14.09%). Si bien estos montos oscilan de acuerdo a la marca y el modelo, para el estudio se ha considerado un Chevrolet Corsa (conocido como “Chevytaxi”) a GNV cuyo valor en el mercado es de US$ 13,000 y un costo promedio de US$ [92] 10,000 para un vehículo gasolinero. Para el caso de la compra de un vehículo nuevo a GNV se debe incluir el costo del nanciamiento si se comprara un vehículo gasolinero. Es decir, en realidad se nancia solo US$ 3,000.

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Para la opmización se ha ulizado el soware Gurobi, se planteó el modelo en formato AMPL, a través de la plataforma online NEOS Server (Network Enabled Opmizaon System). Para un análisis más objevo, las diferencias en los escenarios teóricos serán trasladadas a los datos observados, la metodología ulizada se detalla en cada sección. Se uliza la tasa de descuento social general de 14.09% ajustada por inación y devaluación.

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C.T. Ilo 21-Enersur.

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ApoyoConsu ltoria (2007). -241-


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[99]

De acuerdo a Dammert et al. (2008), este es el precio estabilizado [101] Puede exisr confusión al momento de interpretar la fuente que permite que los generadores obtengan ingresos equivalentes a de datos consultada (COES-SINAC), pues no especica la los que se habrían registrado de aplicarse los costos marginales del clasicación la de generación térmica por po de combusble, mercado spot. sino que se clasica por po de tecnología: turbo vapor, diésel, turbo gas y combinado, sin embargo de acuerdo con Espinoza Calcula el valor presente del producto del costo marginal (precios (2000) y la GART, los combusbles ulizados por las tecnologías marginales promedios de energía) mulplicado por la demanda de mencionadas son: carbón, diésel, gas natural-CC y gas naturalCS respecvamente. energía y se divide por el valor presente de la demanda de energía. Este procedimiento emula el ulizado por la GART en la jación de tarifas; sin embargo, para el presente análisis se han tomado los 4 [102] Fondo de desarrollo Socioeconómico de Camisea. valores anuales futuros y el valor anual en el periodo de estudio. La tasa de actualización ulizada es del 12% establecida en la Ley de [103] Se compone por: 50% del monto recaudado por regalías por ConcesionesEléctricas. la explotación de gas natural, 50% del monto recaudado por impuesto a la renta de las empresas que realizan acvidades Se toma como referenciala tarifa en barra Lima 220Kv, se realizan las de explotación de gas natural y un porcentaje de los ingresos transformaciones para reejar la tarifa en barra en US$ por MWh, que obene el Estado por explotar el gas natural proveniente ulizando el promedio anual del po de cambio interbancariode contratos de servicios. Este úlmo componente se encuentra compra en frecuencia diaria. en un nivel decitario, por ello no aporta recursos al canon gasífero. Los fundamentos y mecanismo de laGRP han sido discudos en el Capítulo 5. Para el análisis se incluye el pago por adelantado de la [104] Contrato de licencia del Lote 88 (2000) y contrato de licencia de GRP que se dio entre noviembre del 2002 a agosto del 2004. Lote 56 (2004). Son relevantes las tecnologías de generación térmicas.

[105] Los montos recaudados por impuesto a la renta se presentarán en la úlma Sección.

[100] Esta situación se representa por los datos observados, es decir, la serie histórica de la producción de energía eléctrica por fuentes [106] El formulario de declaración jurada anual es administrado por el térmicas para el periodo 2004 al 2013. ente recaudador (SUNAT).

[107] Según el Manual de Gesón del Canon, se dene como el aporte que reciben los gobiernos locales y regionales del total de ingresos y rentas obtenidos por el Estado por la explotación económica del gas natural y sus condensados. [108] Con base legal en la denominada Ley del Canon, Ley N° 27506 y la Ley Orgánica de Hidrocarburos N° 26221 (incluidas sus modicatorias). [109] En base a información INEI, MINEM, calculada por la DGAESMEF. [110] Ley N° 27506, modicada por el arculo 3º de la Ley N° 28077. “El Canon será distribuido entre los gobiernos regionales y locales de acuerdo a los índices de distribución que je el MEF en base a criterios de población y pobreza vinculados a la carencia de necesidades básicas y décit de infraestructura”.

Transparencia del MEF, corresponde a la fase del ciclo del gasto donde se registra la obligación de pago, como consecuencia del respecvo compromiso contraído. [114] Los datos que se mostrarán correspo nden a la región Cusco Para los años del 2004 al 2006 los porcentajes corresponden al rubro “Canon y sobre canon”; el canon gasífero está incluido en este rubro. Esto sucede debido a que la fuente no desagrega los datos a un nivel más profundo. [115] En el año 2012 se observa un comportamiento apico, que provoca un incremento de la parcipación del rubro “Planeamiento, Gesón y Reserva de Conngencia”. Esto sucede por la expropiación de terrenos. Debido al proyecto del Aeropuerto Internacional de Chincheros en el distrito de Chincheros departamento del Cusco, se corrigió el Gráco N° 10 23 para mostrar la evolución adecuadamente.

[111] La Ley Nº 28451 crea el Fondo de Desarrollo Socioeconómico [116] En base a la metodología propuesta por Programa de Vigilancia de Camisea – FOCAM, se compone del 25% de los recursos que Ciudadana (2011) en el Informe de Transparencia: “Conciliación corresponden al Gobierno Nacional de las regalías provenientes entre ingresos y gastos por canon minero, gasífero y regalías”de los Lotes 88 y 56, luego de efectuado el pago del Canon Grupo Propuesta Ciudadana. De acuerdo al Programa de Gasífero y otras deducciones correspondientes a PERUPETRO vigilancia ciudadana (2011: 24-25): S.A., Osinergmin y el Ministerio de Energía y Minas. […] este indicador se debe presentar en forma agregada y no [112] Cuenta con una reglamentac ión disnta según Ley Nº 28622. año a año, debido a que es muy probable que ante el boom en el precio del hidrocarburo, el gobierno regional no haya podido [113] Entendido como gasto devengado, según Portal de gastar toda la transferencia. Un aspecto importante es que los


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De acuerdo a Dammert et al. (2008), este es el precio estabilizado [101] Puede exisr confusión al momento de interpretar la fuente que permite que los generadores obtengan ingresos equivalentes a de datos consultada (COES-SINAC), pues no especica la los que se habrían registrado de aplicarse los costos marginales del clasicación la de generación térmica por po de combusble, mercado spot. sino que se clasica por po de tecnología: turbo vapor, diésel, turbo gas y combinado, sin embargo de acuerdo con Espinoza Calcula el valor presente del producto del costo marginal (precios (2000) y la GART, los combusbles ulizados por las tecnologías marginales promedios de energía) mulplicado por la demanda de mencionadas son: carbón, diésel, gas natural-CC y gas naturalCS respecvamente. energía y se divide por el valor presente de la demanda de energía. Este procedimiento emula el ulizado por la GART en la jación de tarifas; sin embargo, para el presente análisis se han tomado los 4 [102] Fondo de desarrollo Socioeconómico de Camisea. valores anuales futuros y el valor anual en el periodo de estudio. La tasa de actualización ulizada es del 12% establecida en la Ley de [103] Se compone por: 50% del monto recaudado por regalías por ConcesionesEléctricas. la explotación de gas natural, 50% del monto recaudado por impuesto a la renta de las empresas que realizan acvidades Se toma como referenciala tarifa en barra Lima 220Kv, se realizan las de explotación de gas natural y un porcentaje de los ingresos transformaciones para reejar la tarifa en barra en US$ por MWh, que obene el Estado por explotar el gas natural proveniente ulizando el promedio anual del po de cambio interbancariode contratos de servicios. Este úlmo componente se encuentra compra en frecuencia diaria. en un nivel decitario, por ello no aporta recursos al canon gasífero. Los fundamentos y mecanismo de laGRP han sido discudos en el Capítulo 5. Para el análisis se incluye el pago por adelantado de la [104] Contrato de licencia del Lote 88 (2000) y contrato de licencia de GRP que se dio entre noviembre del 2002 a agosto del 2004. Lote 56 (2004). Son relevantes las tecnologías de generación térmicas.

[105] Los montos recaudados por impuesto a la renta se presentarán en la úlma Sección.

[100] Esta situación se representa por los datos observados, es decir, la serie histórica de la producción de energía eléctrica por fuentes [106] El formulario de declaración jurada anual es administrado por el térmicas para el periodo 2004 al 2013. ente recaudador (SUNAT).

[107] Según el Manual de Gesón del Canon, se dene como el aporte que reciben los gobiernos locales y regionales del total de ingresos y rentas obtenidos por el Estado por la explotación económica del gas natural y sus condensados. [108] Con base legal en la denominada Ley del Canon, Ley N° 27506 y la Ley Orgánica de Hidrocarburos N° 26221 (incluidas sus modicatorias). [109] En base a información INEI, MINEM, calculada por la DGAESMEF. [110] Ley N° 27506, modicada por el arculo 3º de la Ley N° 28077. “El Canon será distribuido entre los gobiernos regionales y locales de acuerdo a los índices de distribución que je el MEF en base a criterios de población y pobreza vinculados a la carencia de necesidades básicas y décit de infraestructura”.

Transparencia del MEF, corresponde a la fase del ciclo del gasto donde se registra la obligación de pago, como consecuencia del respecvo compromiso contraído. [114] Los datos que se mostrarán correspo nden a la región Cusco Para los años del 2004 al 2006 los porcentajes corresponden al rubro “Canon y sobre canon”; el canon gasífero está incluido en este rubro. Esto sucede debido a que la fuente no desagrega los datos a un nivel más profundo. [115] En el año 2012 se observa un comportamiento apico, que provoca un incremento de la parcipación del rubro “Planeamiento, Gesón y Reserva de Conngencia”. Esto sucede por la expropiación de terrenos. Debido al proyecto del Aeropuerto Internacional de Chincheros en el distrito de Chincheros departamento del Cusco, se corrigió el Gráco N° 10 23 para mostrar la evolución adecuadamente.

[111] La Ley Nº 28451 crea el Fondo de Desarrollo Socioeconómico [116] En base a la metodología propuesta por Programa de Vigilancia de Camisea – FOCAM, se compone del 25% de los recursos que Ciudadana (2011) en el Informe de Transparencia: “Conciliación corresponden al Gobierno Nacional de las regalías provenientes entre ingresos y gastos por canon minero, gasífero y regalías”de los Lotes 88 y 56, luego de efectuado el pago del Canon Grupo Propuesta Ciudadana. De acuerdo al Programa de Gasífero y otras deducciones correspondientes a PERUPETRO vigilancia ciudadana (2011: 24-25): S.A., Osinergmin y el Ministerio de Energía y Minas. […] este indicador se debe presentar en forma agregada y no [112] Cuenta con una reglamentac ión disnta según Ley Nº 28622. año a año, debido a que es muy probable que ante el boom en el precio del hidrocarburo, el gobierno regional no haya podido [113] Entendido como gasto devengado, según Portal de gastar toda la transferencia. Un aspecto importante es que los

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saldos de recursos no gastados no regresan al tesoro público, sino que se acumulan, es decir en algunos años los gobiernos regionales pueden gastar más de lo que se les transere cada año […]. [117] Véase el Cuadro N° 10-3. [118] Mostrado desde el año 2005, debido a que para su cálculo se toma en cuenta un periodo de análisis de tres años. [119] Se ha ulizado la tasa de descuento social, publicada por el MEF y jada en 9% y ajustada por inación y devaluación para hacerla aplicable a los ujos nominales en moneda domésca (14.09%)

impuestos (ISC, IGV, Rodaje), ni gastos de gesón Comercial, publicados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART). [124] Reporte de Análisis Económico sectorial, Año 1 – Nº 1 – Julio 2012, OEE-Osinergmin. [125] Para evitar doble medición, se ha restado las importaciones de GLP del escenario real (MGLP_ER) al encontrarse incluidas en lasimportaciones potenciales. [126] Design, nance, build, own, operate and transfer o diseño, nanciamiento, construcción, ser propietario, operación y transferencia al Estado Peruano.

[120] Según el glosario la Sociedad Nacional de Minería Petróleo y [127] Front End Engineering and Design, es el estudio de ingeniería Energía la gasolina natural se considera un insumo químico básica que deberá ser elaborado. usado en la fabricación de otros bienes (principalmente eleno). [128] El factor de competencia para dichas concesiones fue el menor [121] Se reere a la sustución de las importaciones de GLP por el precio de potencia instalada solicitado. incremento en la producción domésca. [129] El establecimiento de zona geográca para el desarrollo de un [122] Se ha tomado en cuenta la producción de GLP generada por polo petroquímico en San Juan de Marco se realiza a través de petróleo y gas natural anterior a Camisea. la R.M. N° 042-2009-MEM-DM. Posteriormente se modica y se promulga la R.M. 118-2010-MEM-DM. [123] Es pecícamente se ha ulizado el PR1: Precio de Referencia que reeja una operación eciente de importación desde el [130] Se esma que las reservas probables pueden triplicar las mercado relevante, este es un precio neto Ex-Planta, sin incluir reservas de Camisea. Véase con mayor detalle en hp://

geson.pe/economia/reservas-gas-lote-76-podrian-llegar-trescamiseas-2080351

etano y es ulizado para la producción de materiales ulizados en la construcción, arculos de uso domésco y en gran parte a la manufactura de partes del automóvil.

[131] En el 2013 se importó 365,085 ton de Urea proveniente principalmente de Rusia y China (59% y 35% del total [137] Véase con mayor detalle en hp://www.andina.com.pe/ importado, respecvamente). En el caso de la importación de agencia/noticia-peru-se-alis ta-para-promover-exploracionNitrato de Amonio en el 2013, se alcanzó las 53, 326 ton a un hidrocarburos-no-convencionales-515082.aspx precio promedio de US$ 374/ton. Ver más detalle en hp:// www.agrodataperu.com/2014/01/urea-peru-importaciondiciembre-2013.html [132] En la sección 11.1 se detallan los principales proyectos mediante transportevirtual. [133] Según el numeral 1.2 de la Direcva de Reclamos, la audiencia de conciliación es el acto del procedimiento en el que las partes pueden solucionar de mutuo acuerdo el reclamo en segunda instancia ante un representante de Osinergmin. [134] Véase más detalle en: hp://elco mercio.pe /economia/ peru/comienzan-estudio-gasoducto-hacia-norte-perunocia-1744657 [135] Véase más detalle en: hp://geson.pe/empresas/memautoriza-ingreso-pluspetrol-como-socio-hunt-oil-y-repsollote-76-2093126 [136] El esreno es un producto intermedio de la cadena de valor del


saldos de recursos no gastados no regresan al tesoro público, sino que se acumulan, es decir en algunos años los gobiernos regionales pueden gastar más de lo que se les transere cada año […]. [117] Véase el Cuadro N° 10-3. [118] Mostrado desde el año 2005, debido a que para su cálculo se toma en cuenta un periodo de análisis de tres años. [119] Se ha ulizado la tasa de descuento social, publicada por el MEF y jada en 9% y ajustada por inación y devaluación para hacerla aplicable a los ujos nominales en moneda domésca (14.09%)

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[120] Según el glosario la Sociedad Nacional de Minería Petróleo y [127] Front End Engineering and Design, es el estudio de ingeniería Energía la gasolina natural se considera un insumo químico básica que deberá ser elaborado. usado en la fabricación de otros bienes (principalmente eleno). [128] El factor de competencia para dichas concesiones fue el menor [121] Se reere a la sustución de las importaciones de GLP por el precio de potencia instalada solicitado. incremento en la producción domésca. [129] El establecimiento de zona geográca para el desarrollo de un [122] Se ha tomado en cuenta la producción de GLP generada por polo petroquímico en San Juan de Marco se realiza a través de petróleo y gas natural anterior a Camisea. la R.M. N° 042-2009-MEM-DM. Posteriormente se modica y se promulga la R.M. 118-2010-MEM-DM. [123] Es pecícamente se ha ulizado el PR1: Precio de Referencia que reeja una operación eciente de importación desde el [130] Se esma que las reservas probables pueden triplicar las mercado relevante, este es un precio neto Ex-Planta, sin incluir reservas de Camisea. Véase con mayor detalle en hp://

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etano y es ulizado para la producción de materiales ulizados en la construcción, arculos de uso domésco y en gran parte a la manufactura de partes del automóvil.

[131] En el 2013 se importó 365,085 ton de Urea proveniente principalmente de Rusia y China (59% y 35% del total [137] Véase con mayor detalle en hp://www.andina.com.pe/ importado, respecvamente). En el caso de la importación de agencia/noticia-peru-se-alis ta-para-promover-exploracionNitrato de Amonio en el 2013, se alcanzó las 53, 326 ton a un hidrocarburos-no-convencionales-515082.aspx precio promedio de US$ 374/ton. Ver más detalle en hp:// www.agrodataperu.com/2014/01/urea-peru-importaciondiciembre-2013.html [132] En la sección 11.1 se detallan los principales proyectos mediante transportevirtual. [133] Según el numeral 1.2 de la Direcva de Reclamos, la audiencia de conciliación es el acto del procedimiento en el que las partes pueden solucionar de mutuo acuerdo el reclamo en segunda instancia ante un representante de Osinergmin. [134] Véase más detalle en: hp://elco mercio.pe /economia/ peru/comienzan-estudio-gasoducto-hacia-norte-perunocia-1744657 [135] Véase más detalle en: hp://geson.pe/empresas/memautoriza-ingreso-pluspetrol-como-socio-hunt-oil-y-repsollote-76-2093126 [136] El esreno es un producto intermedio de la cadena de valor del

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Vásquez, A.; García, R.; Nario, T y J. Cabrera (2013b). Reporte de Análisis Económico Sectorial – Gas Natural, Año 2 – Número 3. Ocina de Estudios Económicos, Osinergmin.

Shell takes over enre Stream LNG eet. LNG Shipping News, 23 January 2014. Vásquez, A.; García, R.; Nario, T y S. Cueva (2012). Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Primer Semestre del Shy, O. (2001). The economics of Networks Industries” Cambridge 2012, Año 1 – N° 1 – Octubre 2012. Ocina de Estudios Económicos, University Press. Osinergmin. SNMPE (2012). Sistemas de Transporte de Gas Natural. Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía. Informe Quincenal.Vol 122. Spulber, D. (1989). Regulaon and Market. The MIT Press.. Tapia, H. y C. Torres (2007). Abastecimiento de Gas Natural. Poncia Universidad Católica de Chile Vásquez, A. (2006 a). “Principios Económicos de la Industria de Gas Natural”, Presentación realizada para el IV Curso de Extensión Universitaria-Osinergmin. Vásquez, A. (2006 b). “La Organización Económica en la Industria de Hidrocarburos en el Perú: El Mercado del Gas Licuado de Petróleo”. Revista de la Competencia y la Propiedad Intelectual. Indecopi. Vásquez, A.; García, R y E. Ruiz (2013a). Análisis de la evolución e integración de los mercados internacionales de gas natural. Documento de Trabajo N° 30.Ocina de Estudios Económicos-Osinergmin. Vásquez, A.; García, R.; Nario, T. y S. Cueva (2012). Reporte de Análisis Económico Sectorial – Gas Natural, Año 1 – Número 2. Ocina de Estudios Económicos, Osinergmin – Perú.

Vásquez, A.; García, R.; Quintanilla, E.; Salvador, J. y D. Orosco (2012). Acceso a la Energía en el Perú: Algunas Opciones de Políca. Documento de Trabajo N° 29, Ocina de Estudios Económicos – Osinergmin, Perú. Vásquez, A. (2014). Economía de la generación eléctrica. Materiales de Clase, XII curso de extensión universitaria-Osinergmin. Zimmermann, J. (2008). Canon y regalías: Distribución y uso en los gobiernos subnacionales. Documento N° 02, Programa Gobernabilidad e Inclusión GTZ-Perú.


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GLOSA RIO BCM BID BM BNDES BTU Cálidda o GNLC CECAM CFE CNPC COFIDE COGA COPRI Ctvs. DGAES-MEF DGAAE DGTP-MEF EEB EEUU EIA FEED FD FISE FOCAM GART-Osinergmin GFGN-Osinergmin

Billones de metros cúbicos (BCM por sus siglas en inglés) Banco Interamericano de Desarrollo Banco Mundial Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social de Brasil Unidad térmica británica (BTU por sus siglas en inglés) Gas Natural de Lima y Callao S.A. Comité Especial del Proyecto Camisea Comisión Federal de Electricidad de México China Naonal Petroleum Corporaon Corporación Financiera de Desarrollo Compañía Operadora de Gas del Amazonas Comisión de Promoción de la Inversión Privada Centavos Dirección General de Asuntos Económicos y Sociales del Ministerio de Economía y Finanzas Dirección General de Asuntos Ambientales Energécos Dirección General del Tesoro Público del Ministerio de Economía y Finanzas Empresa de Energía de Bogotá Estados Unidos de Norteamérica U.S. Energy Informaon Administraon Front End Engineering and Design Factor de Descuento Fondo de Inclusión Social Energéco Fondo de desarrollo socioeconómico de Camisea. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria-Osinergmin Gerencia de Fiscalización de Gas Natural-Osinergmin

GJ GLP GMP GN GNC GNCC GNCS GNL GNV GRP GSP GTL IEA JARU-Osinergmin Ha HH Indecopi Km LGN MBls MBPD MINEM MINTRA MMBls MMGJ


Giga Joule Gas Licuado de Petróleo Graña Montero Petrolera S.A Gas Natural Gas Natural Comprimido Gas Natural ciclo Combinado Gas Natural Ciclo Simple Gas natural Licuefactado Gas Natural Vehicular Garana por Red Principal Gasoducto Sur Peruano Gas a líquido (GTL por sus siglas en inglés) Internaonal Energy Agency Junta de Apelaciones y Reclamos de Usuarios-Osinergmin Hectárea Marcador Henry Hub Instuto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual Kilómetros Líquidos de Gas Natural Miles de Barriles Miles de Barriles por día Ministerio de Energía y Minas Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo Millones de Barriles Millones de Giga Joules

GLOSA RIO BCM BID BM BNDES BTU Cálidda o GNLC CECAM CFE CNPC COFIDE COGA COPRI Ctvs. DGAES-MEF DGAAE DGTP-MEF EEB EEUU EIA FEED FD FISE FOCAM GART-Osinergmin GFGN-Osinergmin

Billones de metros cúbicos (BCM por sus siglas en inglés) Banco Interamericano de Desarrollo Banco Mundial Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social de Brasil Unidad térmica británica (BTU por sus siglas en inglés) Gas Natural de Lima y Callao S.A. Comité Especial del Proyecto Camisea Comisión Federal de Electricidad de México China Naonal Petroleum Corporaon Corporación Financiera de Desarrollo Compañía Operadora de Gas del Amazonas Comisión de Promoción de la Inversión Privada Centavos Dirección General de Asuntos Económicos y Sociales del Ministerio de Economía y Finanzas Dirección General de Asuntos Ambientales Energécos Dirección General del Tesoro Público del Ministerio de Economía y Finanzas Empresa de Energía de Bogotá Estados Unidos de Norteamérica U.S. Energy Informaon Administraon Front End Engineering and Design Factor de Descuento Fondo de Inclusión Social Energéco Fondo de desarrollo socioeconómico de Camisea. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria-Osinergmin Gerencia de Fiscalización de Gas Natural-Osinergmin

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GJ GLP GMP GN GNC GNCC GNCS GNL GNV GRP GSP GTL IEA JARU-Osinergmin Ha HH Indecopi Km LGN MBls MBPD MINEM MINTRA MMBls MMGJ


Giga Joule Gas Licuado de Petróleo Graña Montero Petrolera S.A Gas Natural Gas Natural Comprimido Gas Natural ciclo Combinado Gas Natural Ciclo Simple Gas natural Licuefactado Gas Natural Vehicular Garana por Red Principal Gasoducto Sur Peruano Gas a líquido (GTL por sus siglas en inglés) Internaonal Energy Agency Junta de Apelaciones y Reclamos de Usuarios-Osinergmin Hectárea Marcador Henry Hub Instuto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual Kilómetros Líquidos de Gas Natural Miles de Barriles Miles de Barriles por día Ministerio de Energía y Minas Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo Millones de Barriles Millones de Giga Joules

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MMPC MMTMA MTMA NBI NTP OEFA OMS ONU Osinergmin PC PMT POC PR1 R.M. SEIN SNMPE SUNAFIL SUNAT TCF o TPC TGI TGNCA TGP TUD US$

Millones de Pies Cúbicos Millones de Toneladas Métricas Anuales Miles de Toneladas Métricas Anuales Necesidades Básicas Insasfechas Norma Técnica Peruana Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental Organización Mundial de la Salud Organización de las Naciones Unidas Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Punto de Conexión Programa Mínimo de Trabajo Puesta en Operación Comercial Precio de Referencia que reeja una operación eciente de importación desde el Mercado Relevante Resoluciones Ministeriales Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía. Superintendencia Nacional de Fiscalización Laboral Superintendencia Nacional de Administración Tributaria Tera Pies Cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) Transportadora de Gas del Interior Transportadora de Gas Natural Comprimido Andino Transportadora de Gas del Perú Tarifa Única de Distribución Dólares estadounidenses.


MMPC MMTMA MTMA NBI NTP OEFA OMS ONU Osinergmin PC PMT POC PR1 R.M. SEIN SNMPE SUNAFIL SUNAT TCF o TPC TGI TGNCA TGP TUD US$ -256-

Millones de Pies Cúbicos Millones de Toneladas Métricas Anuales Miles de Toneladas Métricas Anuales Necesidades Básicas Insasfechas Norma Técnica Peruana Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental Organización Mundial de la Salud Organización de las Naciones Unidas Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Punto de Conexión Programa Mínimo de Trabajo Puesta en Operación Comercial Precio de Referencia que reeja una operación eciente de importación desde el Mercado Relevante Resoluciones Ministeriales Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía. Superintendencia Nacional de Fiscalización Laboral Superintendencia Nacional de Administración Tributaria Tera Pies Cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) Transportadora de Gas del Interior Transportadora de Gas Natural Comprimido Andino Transportadora de Gas del Perú Tarifa Única de Distribución Dólares estadounidenses. -257-



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Camisea 10 La Industria Del Gas Natural en El Peru

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