• No se han encontrado resultados

Diseño del Sistema de Gas Natural para un Hotel en la ciudad de Arequipa

N/A
N/A
Protected

Academic year: 2020

Share "Diseño del Sistema de Gas Natural para un Hotel en la ciudad de Arequipa"

Copied!
192
0
0

Texto completo

(1)UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTÍN DE AREQUIPA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y SERVICIOS ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA MECÁNICA. TESIS TITULADA DISEÑO DEL SISTEMA DE GAS NATURAL PARA UN HOTEL EN LA CIUDAD DE AREQUIPA. Presentado por el Bachiller: CARLOS ARMANDO VALDIVIA TRIGOSO Para Optar el Título Profesional de: Ingeniero Mecánico Asesor: M.Sc. Ing. Carlos Gordillo Andía. AREQUIPA – PERÚ 2018.

(2) Dedicatoria A mi abuela Rosario que sé que desde el cielo ilumina mis días.. 2.

(3) Agradecimientos A mis padres por su apoyo incondicional, a mis hermanas y amigos que hicieron posible este triunfo. Gracias Ale. A Dios por permitirme dar un paso más en la vida bajo su dirección. Gracias por tanto, gracias por todo.. 3.

(4) RESUMEN. La presente tesis trata del cálculo y diseño de la red de distribución de gas natural a futuro para un hotel 5 estrellas de 18 pisos y 8 sótanos, ubicado en Yanahuara -Arequipa, siendo incentivado el desarrollo del presente tema por la llegada del Gas Natural a la región Sur del país. En la presente tesis se tomara a bordo el cálculo y diseño de la red de gas natural interna haciendo la respectiva selección de todos los componentes del sistema bajo las normas establecidas todo ello con el objetivo de proponer al gas natural como una energía limpia y competitiva económicamente del cual nos podremos beneficiar la región del Sur del Perú. Así mismo se realiza el costeo del montaje del sistema, el proyecto presentado tiene un costo total de S/106,269.74 (incluye IGV), teniendo como material del sistema el cobre y un tendido de 109.43 m de tubería de Ø1", 23.47 m de tubería de Ø3/4" y 44.62 m de tubería de Ø1/2". El sistema de evacuación de gases es de plancha galvanizada y cuenta con un sistema de detección de gases y 05 extintores tipo C.. Palabras Clave: Hotel, gas natural, Arequipa, Cobre, Gasoducto Sur Peruano, Análisis de Precios Unitarios.. 4.

(5) ABSTRACT. This thesis deals with the design and the calculate of the natural gas distribution in the future for a 5 stars hotel with 18 floors and 8 basements, located in Cerro Colorado – Arequipa ,being encourage the development of this theme for the arrival of the Natural Gas to the South of the Country . In the present thesis tackle the calculation and design of the internal natural gas distribution ,making the choice for all the components according the standards , all with the purpose of suggest the natural gas as a clean energy and cheap that the South of Peru will be benefits. The cost of the project is S/106,269.74 (included IGV), the material used is the copper and we have 109.43 meter of Ø1" pipe, 23.47 meter of Ø3/4" pipe and 44.62 meter of Ø1/2" pipe. The gas evacuating system is made of galvanized steel and have a security system that consist of natural gas sensors and 05 fire extinguisher type C.. Key Word: Hotel, natural gas, Arequipa, copper, Gasoducto Sur Peruano, Unit Price Analysis.. 5.

(6) CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO METODOLÓGICO ___________________ 14 1.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA ___________________________ 14 1.2. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ______________________________ 14 1.3. OBJETIVOS __________________________________________________ 14 1.3.1.. OBJETIVO GENERAL __________________________________________________ 14. 1.3.2.. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ______________________________________________ 14. 1.4. ANTECEDENTES _____________________________________________ 15 1.5. JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ______________________ 22 1.5.1.. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA __________________________________________ 22. 1.5.2.. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA ______________________________________________ 22. 1.5.3.. JUSTIFICACIÓN SOCIAL _______________________________________________ 22. 1.6. LIMITACIONES ______________________________________________ 23 1.7. VIABILIDAD DEL ESTUDIO ___________________________________ 23 CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO ____________________________ 24 2.1. RESEÑA HISTÓRICA MUNDIAL Y NACIONAL _________________ 24 2.1.1.. GAS NATURAL EN EL PERÚ ____________________________________________ 25. 2.1.2.. RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS EN EL PERÚ Y EL MUNDO _______________ 39. 2.2. GENERALIDADES ____________________________________________ 48 2.2.1.. TECNOLOGÍA DEL GAS NATURAL ______________________________________ 48. 2.3. NORMATIVA DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ ________________ 63 2.4. CALCULO Y DISEÑO DE REDES INTERNAS DE INSTALACIONES DE GAS NATURAL EN RESIDENCIAS Y COMERCIOS __________________ 65 6.

(7) 2.4.1.. DISEÑO Y DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE TUBERÍAS _____________ 65. 2.5. SEGURIDAD EN LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ___________ 72 2.6. VENTILACION Y EVACUACION DE GASES ____________________ 73 2.6.1.. VENTILACIÓN – NORMA TÉCNICA PERUANA NTP – 111 – 021 _____________ 73. 2.6.2.. REJILLAS DE VENTILACION: MATERIALES Y EFICIENCIA DE LAS REJILLAS. DE VENTILACION (NTP 111 022) ___________________________________________________ 74. CAPÍTULO III. INGENIERÍA DEL DISEÑO __________________________ 76. 3.1. GENERALIDADES ____________________________________________ 76 3.1.1.. UBICACIÓN GEOGRÁFICA _____________________________________________ 76. 3.1.2.. CARACTERÍSTICAS DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL __________________ 77. 3.1.3.. REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA Y CARACTERÍSTICAS DEL SERVICIO ____ 77. 3.2. DISEÑO DEL SISTEMA DE TUBERÍAS Y ACCESORIOS __________ 79 3.2.1.. DISEÑO DEL SISTEMA DE TUBERÍAS ___________________________________ 79. 3.2.2.. DISEÑO DE DUCTOS DE EVACUACIÓN DE GASES DE LA COMBUSTIÓN. ___ 97. CAPÍTULO IV COSTEO DE LA RED DE GAS NATURAL _____________ 103 4.1. COSTEO DE LA RED DE GAS NATURAL ______________________ 103 4.1.1.. SISTEMA DE COSTEO: PRECIOS UNITARIOS. ____________________________ 104. 4.1.2.. CONSIDERACIONES DE PARTIDAS DE COSTEO _________________________ 107. BIBLIOGRAFÍA _______________________________________________ 109 CONCLUSIONES _____________________________________________ 111 OBSERVACIONES ____________________________________________ 112 RECOMENDACIONES _________________________________________ 113 7.

(8) LIMITACIONES _______________________________________________ 114 ANEXOS. 115. Anexo 1: “Presupuesto de Red de Gas Natural Arequipa Inn”_____________ 115 Anexo 2: “Planos” _________________________________________________ 116 Anexo 3: “Catálogos de Gasodomésticos” ______________________________ 117 Anexo 4: “Catálogos de Accesorios” __________________________________ 118. 8.

(9) Lista de tablas Tabla 1: Datos relevantes sobre Gas Natural del Perú y del Mundo. ................................... 39 Tabla 2: Obtención de Productos del Gas Natural en el Perú .............................................. 54 Tabla 3: Cualidades de Materiales para Instalaciones de Gas Natural ................................. 59 Tabla 4: Técnica para Uniones de Tuberías ......................................................................... 60 Tabla 5: Uniones de tuberías de cobre.................................................................................. 61 Tabla 6: Distancia entre los dispositivos de anclaje ............................................................. 62 Tabla 7; Normativa Peruana para Gas Natural ..................................................................... 63 Tabla 8: Presión en líneas internas de suministro................................................................. 66 Tabla 9: Clasificación de Presión ......................................................................................... 66 Tabla 10: Factor de Fricción................................................................................................. 68 Tabla 11: Factor de Simultaneidad ....................................................................................... 71 Tabla 12: Casos – soluciones de espacios confinados .......................................................... 74 Tabla 13: Características de los gasodomésticos del proyecto ............................................. 77 Tabla 14: Consumo horario de gasodomésticos del proyecto. ............................................. 80 Tabla 15: Consumo horario de diseño por tramo de la red. ................................................. 85 Tabla 16: Dimensionamiento de la red interna de gas natural. ............................................ 86 Tabla 17: Soportería para la red de gas natural .................................................................... 96 Tabla 18: Distribución de ambientes - gasodomésticos ....................................................... 97 Tabla 19: Determinación de Espacios Confinados ............................................................... 97 Tabla 20: Dimensiones de ambiente unido en segundo nivel .............................................. 98 Tabla 21: Determinación de espacio confinado de ambiente unido en segundo nivel ......... 98 Tabla 22: Dimensiones de ambiente unido en primer nivel ............................................... 100 Tabla 23: Determinación de espacio confinado de ambiente unido en primer nivel ......... 100 Tabla 24: Resumen de Propuesta Económica de la Red de Gas Natural ........................... 103 Tabla 25: Listado de Planos ............................................................................................... 116. 9.

(10) Lista de ilustraciones Ilustración 1: Ruta del Gasoducto Camisea.......................................................................... 21 Ilustración 2: Proceso del gas natural de Aguaytía, 2013..................................................... 28 Ilustración 3: Localización geográfica de los yacimientos gasíferos de la Costa y el Zócalo Norte ............................................................................................................................. 30 Ilustración 4: Mapa referencial gasoducto sur peruano ........................................................ 36 Ilustración 5: Una visión a 2034 de la industria del gas natural y el desarrollo del Proyecto Camisea ........................................................................................................................ 47 Ilustración 6: Usos del Gas Natural ...................................................................................... 51 Ilustración 7: Balance de Carga y Procesamiento de Gas Natural – Junio 2013 ................. 52 Ilustración 8: Balance de Carga y Procesamiento de Líquidos de Gas Natural – Junio 2013 ...................................................................................................................................... 53 Ilustración 9: Secuencia de sucesos accidentales con Gas Natural ...................................... 72 Ilustración 10: Ubicación del Proyecto ................................................................................ 76. 10.

(11) Lista de Gráficos Gráfico 1: Producción fiscalizada de GN y LGN de Aguaytía en el Lote 31-C .................. 30 Gráfico 2: Producción fiscalizada de GN y LGN de la Costa y el Zócalo norte .................. 31 Gráfico 3: Reservas de gas natural y líquidos de gas natural en el Perú, 2004 - 2013 ......... 45 Gráfico 4: Reservas probadas de Camisea vs Total Perú, 2004-2013 .................................. 45 Gráfico 5: Producción fiscalizada de GN, 2004-2013.......................................................... 46 Gráfico 6 Producción fiscalizada de los Lotes 88 y 56, 2004-2013 ..................................... 46 Gráfico 7: Distribución del consumo mundial de Gas Natural ............................................ 51 Gráfico 8: Planta de licuefacción Pampa Melchorita y terminal marítimo de Perú LNG .... 58. 11.

(12) Lista de Símbolos Símbolo. Definición. Unidades/Valor. ∆P ∆PT Coeficiente D Dint selec. Perdida de presión o carga Caída de presión que resta de lo permitido Coeficiente Diámetro Diámetro interno seleccionado. mbar mbar 0,0011916 mm mm. Dselec K L Leq Lr. Diámetro estándar seleccionado Factor de fricción Longitud total de cálculo o longitud equivalente Longitud equivalente de la instalación Longitud real de un tramo de tubería Longitud total de la troncal o ramal a la que pertenece el tramo en análisis. plg m m m. Longitud del tramo en análisis Longitud total de cálculo Número de viviendas del edificio multifamiliar o grupo de casa en común Presiones absolutas al final del tramo Presiones absolutas al inicio y al fin del tramo. m m. Poder calorífico superior del gas Potencia de cálculo total Presión de alimentación recomendada por el fabricante del gasodoméstico. 9500 kcal/m3 Mcal/h. Pn. Gasto calorífico del aparato a gas. Kcal/h. Q. Caudal. m3 ⁄h. QA y QB. Caudales nominales de los aparatos de mayor consumo en (m^3 (s))⁄h. m3 ⁄h. LT Lt Ltc N P P1, P2 PCS PCT Pint. QC,QD,QE,…,QZ Caudales nominales del resto de los aparatos Qn Qsc QSI QT. Caudal nominal del aparato a gas. m. bar(abs) mbar. mbar. m3 ⁄h m3 ⁄h. Caudal máximo probable o de simultaneidad de la m3 ⁄h instalación en común Caudal máximo probable o de simultaneidad de cada m3 ⁄h vivienda o local Caudal de en caso hipotético de máxima carga de m3 ⁄h gasodomésticos 12.

(13) S. Densidad relativa del gas natural. 0.62. Sn. Factor de simultaneidad correspondiente al número de viviendas ,es función del número de viviendas que alimenta la instalación común y de que estén instaladas o no de calderas de calefacción. -. S1. Factor para viviendas sin calderas. -. S2 V δ. Factor para viviendas con calderas. Velocidad lineal Caída de cuadrados de presión en. m/s mbar². 13.

(14) CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO METODOLÓGICO 1.1.. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA. Se requiere hacer el diseño para la red de Gas Natural para un Hotel cinco estrellas, ubicado en la ciudad de Arequipa. 1.2.. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA. Con la llegada del Gas Natural a la ciudad de Arequipa, se requiere hacer el diseño de la red de Gas Natural para un hotel cinco estrellas en la ciudad de Arequipa, se eligió como medio de alimentación de combustible el gas natural ya que cuenta con ciertas ventajas a comparación del gas licuado de petróleo o cualquier otro derivado del petróleo. 1.3.. OBJETIVOS 1.3.1. OBJETIVO GENERAL Diseñar la red de Gas Natural para las instalaciones de un hotel cinco estrellas ubicado en la ciudad de Arequipa 1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS . Determinar los diámetros adecuados de los ramales y troncales del sistema, según la norma NTP 111-011 (Instalaciones Residenciales y Comerciales).. . Determinar los materiales adecuado para las instalaciones.. . Seleccionar los accesorios y componentes complementarios de la red.. . Dimensionar los ductos de evacuación de gases y ventilación.. . Seleccionar los componentes del sistema de seguridad de la red de gas natural.. . Determinar el costo del proyecto. 14.

(15) 1.4.. ANTECEDENTES. Los inicios del Gas Natural en el Perú se remontan a julio de 1981 cuando la compañía anglo-holandesa Royal Dutch Shell firmó un contrato de prospecciones petrolíferas para los lotes 38 y 42, ambos en la selva cusqueña. Tres años más tarde a finales de 1983 descubren el yacimiento de gas de Camisea en el pozo exploratorio San Martín 1, en el denominado lote 42, que posteriormente se formaría en los lotes 88A y 88B.Desde su descubrimiento hasta el año 1987 Shell perforó 6 pozos exploratorios y en 1988 se da por concluido el contrato de exploración por falta de acuerdo entre el Gobierno y la Empresa contratista. Después de más de 7 años de inactividad, en 1996 se suscribió el Contrato de Licencia para la Explotación de los lotes 88 A y 88 B entre Perú Petro (Gobierno) y el Consorcio Shell-Mobil. A partir de 1996 y durante dos años, el Consorcio Shell-Mobil contacta con las empresas industriales, y se negocian cartas de intención con los potenciales consumidores industriales. Lamentablemente a fines de 1998 se disuelve el llamado “contrato del siglo” por falta de acuerdo con el Gobierno y se retira del Proyecto el Consorcio Shell-Mobil. El 13 de agosto de 1999 se constituye la “Asociación de Consumidores de Gas en el Perú”, con el patrocinio del Ministerio de Energía y Minas y de la S.N.I. y con la participación de 14 Empresas Fundadoras interesadas en formar parte de los “Clientes Iniciales” de suministro de gas. A principios de 1999 el Gobierno reinicia las gestiones para convocar a una nueva licitación internacional para la explotación del yacimiento Camisea, la cual fue ganada por el Consorcio Camisea: formado por Plus Petrol (27%), Hunt Oil (35,4%), SK Corporation (17,6%) Tecpetrol (10%) y Sonatrach (10%).. 15.

(16) Seis de las catorce empresas de la Asociación de Consumidores de Gas en el Perú suscribieron el 11 de febrero del año 2000 los llamados contratos “take or pay” y son las empresas de la Ley Promoción y Desarrollo del Gas Natural (Ley No.27133) siendo así los Clientes Iniciales de suministro de gas. Con la suscripción del contrato de explotación el 9 de diciembre del 2000, el Consorcio Camisea sustituye al Gobierno en estos contratos quedando finalmente como partes contratantes las empresas “Consumidores Iniciales” y el Consorcio Camisea. Se planteó un plazo contractual de 41 meses teniendo como fecha de culmino tentativa a partir del 20 de Julio del 2004 al 06 de Agosto del mismo año, para ese entonces ya se había concluido la construcción del gasoducto de Camisea (gasoducto de 720 km desde Las Malvinas hasta el City Gate de Lurín con una capacidad de 450 MMPCD), del poliducto paralelo de 530 km de longitud hasta Pisco y a su vez se construyó y se puso en funcionamiento la planta Criogénica de separación del gas de los líquidos, La Planta de Refinación en Pisco y las instalaciones para la exportación de los productos, así mismo se había concluido el gasoducto de distribución de “Alta Presión” de 60 km., el cual comprendía desde Lurín hasta Ventanilla; además se construyó los ramales secundarios hasta cada una de las instalaciones de los “Consumidores Iniciales” conectando la red a las plantas industriales de éstos ,incluyendo las respectivas estaciones de “regulación de presión”; para ello desde el inicio a su producción utilizando gas natural vienen consumiendo dicho recurso energético. e incrementando sus consumos sin ningún contratiempo, además de ser. beneficiarios de medidas promocionales como descuentos especiales en el precio del gas natural. (20%) entre otros. Los 6 “Consumidores Iniciales” previamente tuvieron que. suscribir, además del contrato de suministro con el Consorcio Camisea, contratos adicionales 16.

(17) de transporte con T.G.P., y de Distribución en alta presión con Cálidda (antes Gas Natural de Lima y Callao) Paralelamente se diseñó y promulgó el marco legal y regulatorio, que si bien incompleto y perfectible, suficiente para iniciar las operaciones. La magnitud de todo lo realizado durante ese periodo, la sincronización y la precisión de la puesta en marcha constituyó una verdadera proeza de la ingeniería en el área energética en el país, quizás el hito de mayor logro para el Perú hasta el presente. La construcción de los tubos de conexión y las acometidas (Estaciones de Medición y Control) fueron concluidas antes del 20 de Julio del 2004, fecha a partir de la cual G.N.L.C., (hoy Cálidda) puso a disposición de los usuarios el gas natural para el inicio de la prueba, previa suscripción de un “acuerdo de entrega de Gas Natural para pruebas” con T.G.P. Así mismo, los clientes iniciales debieron cumplir con los Requisitos para el suministro de Gas Natural a los clientes industriales y el cumplimiento del Procedimiento de Habilitación de suministro de Gas Natural para los Clientes iniciales, requeridos por G.N.L.C. (hoy Cálidda) La inauguración de la infraestructura mencionada se llevó a cabo el 6 de agosto del 2004 durante el gobierno de Toledo. Desde aquella fecha las facilidades de producción de gas natural y condensado han tenido dos importantes incrementos capacidad. Así, el año 2008 la Planta Malvinas aumentó su capacidad de Producción de 440 MMPCS de gas por día hasta 1,1160 MMPCS de gas por día y la Planta de Fraccionamiento de la Lobería aumentó su capacidad de procesamiento desde 50,000 barriles por día de condensados hasta 85,000 barriles por día. El 2012, Planta Malvinas aumento nuevamente su capacidad de procesamiento hasta 1,500 MMPCS de gas por día y la Planta de Fraccionamiento de la Lobería aumentó su capacidad hasta 120,000 barriles por día de condensados. 17.

(18) Existen otros hechos históricos muy relacionados a lo que se ha venido a llamar el Gran Camisea y que tiene relación con los Lotes inmediatamente adyacentes al Lote 88 de Camisea. Así, en el año 2005, el Gobierno de Toledo negoció con el Consorcio Camisea el proyecto de explotación del Lote 56 de Camisea y un proyecto de exportación de gas natural licuefactado (LNG) con gas proveniente de dicho Lote. Estas Concesiones fueron adjudicadas en negociación directa sin que medie ningún tipo de licitación. El año 2009, durante el Gobierno del presidente García, se inaugura un nuevo gasoducto Chiquinquirta Melchorita de TGP y la planta de licuefacción de gas Natural de la empresa Perú LNG cuyos socios son las mismas empresas que participan del Consorcio de Camisea. Este proyecto de exportación consumiría 600 MMPCS por día. El año 2010, Repsol, quien unos años antes se había integrado al Consorcio Camisea con una participación del 10%, anunció el descubrimiento de gas natural y condensados en el Lote 57 en la selva sur del Perú, adyacente a los, Lotes 88 y 56 del Consorcio Camisea. Así mismo en el mismo año, Petrobras también anunció el descubrimiento de gas natural y condensado en el Lote 58 adyacente a los lotes que conforman el Gran Camisea. Petrobras es la única empresa que ha descubierto gas en dicha zona que no está relacionada a los integrantes del Consorcio de Camisea, TGP o Perú LNG. El mismo año 2010 la empresa Kuntur firmó un Acuerdo con el gobierno de García para la construcción de lo que se denominó Gasoducto Andino del Sur: Camisea- Cusco- Puno – Arequipa – Matarani – Ilo. El desinterés y la postergación por el desarrollo del proyecto por parte del Estado no se hizo esperar, además de tener una contratista no especialista en el rubro, se tenía la duda de contar con la solvencia económica para el desarrollo del mismo, en aquel entonces la obra 18.

(19) estaba valorizada en aproximadamente U$$ 1400 millones, sumado a todo lo anterior, solo se tenía asegurado por parte del gobierno 1 millón de TCF, cantidad insuficiente pues el proyecto por lo menos requería de 5 TCF. Luego del quinquenio de Alan García y sin dedición sobre el proyecto es que toma la posta el gobierno de Ollanta Humala en el cual se inició la renegociación del contrato para liberar el Lote 88 de los compromisos de exportación. A pesar de lo logrado por el gobierno en aquel entonces, en marzo del 2012 Humala hizo una inauguración simbólica. En los siguientes 2 años, el avance por parte de Kuntur fue casi nulo debido a que solicita al gobierno un préstamo para poder dar continuidad a los trabajos hasta que encuentre un aval de los bancos además de presentar una adenda al gobierno para el transporte de los líquidos de gas natural. En paralelo a ello surge una nueva propuesta por parte del gobierno con la excusa de tener una red en paralelo al proyecto ganado por Kuntur, el llamado Gasoducto Sur Peruano el cual es lanzado a concurso público y ganado por el consorcio formado por Odebrecht y Enagás el 30 de junio del 2014. Luego de algunos meses, Kuntur sin recibir apoyo por parte del gobierno y además de contar en el panorama con la concesión por el nuevo proyecto Gasoducto Sur Peruano es que Kuntur se ve forzada en solicitar la terminación del contrato el 23 de octubre del 2014, como respuesta a ello el 5 de noviembre del 2014, mediante la resolución suprema Nro. 079-2014 (pág. 31), el Ministerio de Energía y Minas acepta la renuncia formulada por la empresa Kuntur transportadora de Gas S.A a la concesión de transporte de gas natural por ductos de Camisea al sur del país. Además de publicar el motivo de lo sucedido en el diario el peruano, la cual explica que la renuncia se debe a un desacuerdo en el contrato firmado por ambas. 19.

(20) partes y a meritó de no haber ejecutado obras es que solicita se le devuelva la Garantía 1 contemplada en dicho contrato. Es así que tomó mayor énfasis la nueva propuesta por parte del gobierno, el llamado Gasoducto Sur Peruano ,el cual encareció a más de US$ 5 mil millones debido a que se planteaba un proyecto integral el cual no solo incluía el gas domiciliario y vehicular sino también abastecer la industria petroquímica y trasladar líquidos derivados del GN. El gobierno de Humala propuso un ducto de Ica para transportar solo etano a los puertos del sur. Criticada la idea duramente ya que solo se pretendía dar énfasis en la petroquímica y no masificar el consumo domiciliario es que el gobierno firma el 23 de Julio del 2014 un contrato con el consorcio Gasoducto Sur Peruano el cual tenía por finalidad transportar el gas para la generación de energía eléctrica en dos plantas termoeléctricas ubicadas en Mollendo e Ilo. Cabe recordar que a la fecha estas obras ya están listas. La obra iba a costar US$ 7 mil 400 millones para una longitud de 1.050 kilómetros desde Malvinas hasta Ilo, No se contemplaban los gasoductos regionales, solo la troncal. La inversión serviría también para el mantenimiento y supervisión del GSP durante el tiempo de la concesión (34 años). Estallada la corrupción del caso Lava Jato en el 2017, Odebrecht no pudo conseguir dinero para continuar la obra. Ningún banco quería prestarle plata y el actual gobierno canceló el contrato. Actualmente, una comisión define si el avance de la obra tiene 35% como lo sostienen los constructores. Entre Pampallaqta y Acchahuata (Calca) existe un tramo de dos kilómetros donde los tubos ya están soldados pero comienzan a oxidarse, como la ilusión de los sureños de beneficiarse también de un combustible barato para impulsar su desarrollo. La única alternativa es el gas virtual, el traslado del combustible de Ica en camiones. En Arequipa, 20.

(21) Moquegua y Tacna ya existe una infraestructura desarrollada pero para un consumo muy limitado. El proyecto del Gasoducto Sur Peruano (GSP), que en estimados de ProInversión y la Ilustración 1: Ruta del Gasoducto Camisea. Fuente y elaboración: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional ministra de Energía y Minas Cayetana Aljovín sería licitado recién entre fines del 2018 e inicios del 2019, el proyecto tiene buenas probabilidades de ser adjudicado. Lo que lo hace interesante es que el GSP es un proyecto de escala mundial que además tiene grandes fortalezas para su licitación aunque todo dependerá de la voluntad política del gobierno.Además se viene trabajando en el proceso de selección y contratación de un asesor internacional de primer nivel así mismo se pretende encontrar un banco de inversión de primer nivel para el financiamiento del mismo.. 21.

(22) 1.5.. JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN 1.5.1. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA La región Sur , lucha por ser competitiva a nivel nacional en sus diversos rubros de desarrollo , con lo cual al llegar a ser una realidad el Gasoducto Sur Peruano , permitiría poder abaratar costos y poder competir a nivel nacional con industrias del mismo rubro. A nivel económico, el presente proyecto pretende proponer un sistema de costeo para redes de gas natural en la ciudad de Arequipa mediante la metodología de Análisis de Precios Unitarios. 1.5.2. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA El trabajo se posibilitara ya que se cuenta con el tendido de redes externas a través de la ciudad de Arequipa, lo cual habilita a los usuarios a poder desarrollar proyectos según sus requerimientos y considerando las características de la empresa encarga del suministro que para el caso de la ciudad de Arequipa es la empresa FENOSA. 1.5.3. JUSTIFICACIÓN SOCIAL El Gas Natural tiene como uno de sus beneficios las bajas emisiones que produce al combustionar, así mismo las pocas consecuencias nocivas que presenta, ya que en comparación del GLP, la combustión de Gas Natural tiende a ser más estequiométrica, haciendo que casi siempre se muestre la característica llama azul del Gas Natural. Contribuir con el desarrollo de temas referentes al Gas Natural ,va a generar no solo interés de los usuarios , sino interés de los técnicos de la región ,en 22.

(23) poder capacitarse y poder desarrollarse en el Área de instalaciones de Gas Natural , ya sea que estos sean certificados a nivel IG-1 , IG-2 o IG-3. 1.6.. LIMITACIONES Si bien el proyecto se pretende poder llevar al desarrollo del mismo en un futuro, en un principio, solo se basará en la etapa de planificación.. 1.7.. VIABILIDAD DEL ESTUDIO El Perú es un país que tiene tecnología básica en Gas Natural, el cual nos permitirá poder llevar a cabo la presente tesis, si bien la normativa está en constante revisión para ajustes de la misma, es un medio confiable para guiarnos en el desarrollo del presente proyecto, siendo la normativa peruana, una fuente con buen soporte.. 23.

(24) CAPÍTULO II 2.1.. FUNDAMENTO TEÓRICO. RESEÑA HISTÓRICA MUNDIAL Y NACIONAL. Desde fines del siglo XX, el mundo lleva experimentado una serie de cambios que han reconfigurado el panorama económico global: la globalización de las transacciones económicas y comerciales, la mejora de las comunicaciones y la informática y la creciente confianza en el comercio internacional para promover el desarrollo económico, la diversificación geográfica de la producción de los recursos naturales y de los productos manufacturados, así como la consolidación de grandes empresas transnacionales y la implementación de reformas estructurales para liberar las economías en transición. Esto ha contribuido a impulsar los procesos de desarrollo en países como Rusia, India, China, las naciones del sudeste asiático y Europa del Este, así como en las economías emergentes de Latinoamérica (Brasil, Chile, Colombia y Perú). Éste proceso conlleva a que la demanda de materias primas y recursos energéticos (petróleo y gas natural) haya crecido sostenidamente a tasas superiores a 8% promedio anual entre 1990 y 2013. De esta manera se sustenta el crecimiento acelerado de las actividades productivas y su industrialización, la modernización económica debido al avance de los mercados, así como los procesos de migración de los alrededores a la ciudad y la consecuente explosión del fenómeno de urbanización en las economías en desarrollo. Las últimas décadas, el gas natural ha cobrado una notoria importancia en el panorama energético mundial debido al descubrimiento de masivas reservas no convencionales de gas en depósitos conocidos como “esquistos” (shale gas, por su denominación en inglés). En ellas también se están desarrollando grandes proyectos de inversión para disponer de gas natural en Estados Unidos y los mercados de exportación. De acuerdo con la Agencia Internacional 24.

(25) de la Energía, la revolución del shale gas conllevara a generar en los próximos 30 años lo que se conoce como la “edad dorada del gas natural”. Según los expertos, el gas natural será el combustible de la transición entre el uso de las energías fósiles hacia las energías renovables. Sin duda alguna, el gas natural será una de las fuentes que va a liderar el desarrollo energético mundial en las próximas décadas. 2.1.1. GAS NATURAL EN EL PERÚ El Perú no ha sido ajeno a esta tendencia global. A principios de la década de los ochenta, se descubrió uno de los yacimientos con mayor potencial gasífero en la zona sudamericana, el campo de Camisea (en la Selva Sur de la región Cusco). Su desarrollo era de vital importancia para el Perú, pues permitiría revertir el déficit de abastecimiento energético que se experimentaba en esa época por el declive de la producción de petróleo y el deterioro en la operatividad de su industria (Perú atravesó una fuerte crisis a fines de los ochenta). Sin embargo, el desarrollo de este yacimiento tuvo retrasos por los cambios políticos, consecuencia de las reformas liberales de la década de los noventa, y por la dilatación de las negociaciones entre las empresas internacionales petroleras interesadas y el estado peruano. Las discrepancias se debían a los riesgos para la rentabilidad privada y al sistema tributario aplicable y social del Proyecto Camisea, por la incertidumbre 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 comerciabilidad de las reservas del campo de Camisea, así como la posibilidad de exportar el gas natural al extranjero para acelerar la monetización de las reservas. Finalmente, en el año 2000, luego de la promulgación de normas legales específicas que promovieron la inversión en la industria del gas natural (se otorgaron garantías y 25.

(26) salvaguardas para los inversionistas), el Estado peruano llevó a cabo las licitaciones internacionales para dar en concesión el desarrollo de las actividades de explotación del Lote 88 (el principal bloque del yacimiento Camisea) a distintos operadores privados, así como las actividades de transporte y distribución por red de ductos del gas natural, lo que a partir de entonces se denominó el Proyecto Camisea. Perú esperó cuatro años luego de la adjudicación (hasta agosto de 2004) para su puesta en operación comercial. Durante este tiempo se realizaron estudios de ingeniería, el desarrollo y la construcción de la infraestructura para transformar las reservas de Camisea en una fuente de energía comerciable y disponible para abastecer a la economía nacional. Es entonces que comienza una revolución dramática de la industria energética en el país. El gas natural de Camisea ha sido la fuente clave de energía para sostener el crecimiento de la economía peruana (tasas por encima de 6% promedio anual) en los últimos 10 años. Un avance que es consecuencia del boom de las materias primas ocurrido en la última década, la modernización de la economía peruana por su inserción en la economía global y las reformas estructurales de mercado aplicadas en los últimos años. Los principales beneficiarios del gas de Camisea han sido los usuarios del servicio público de energía eléctrica, quienes han gozado de tarifas más baratas y una fuente de electricidad estable. El desarrollo de las redes de distribución de gas natural físicas, como aquellas que usan camiones cisterna en todo el país (conocidas como “transporte virtual”), permitirá que en menos de cinco años, cerca de medio millón de hogares dispongan en sus casas suministros continuos de gas natural. La incorporación del gas natural en la matriz energética peruana ha contribuido a mitigar la generación de emisiones de gases de efecto invernadero, en particular el dióxido de 26.

(27) carbono (CO2), puesto que el sector industrial, la generación eléctrica, el transporte vehicular, las empresas y agentes económicos han sustituido combustibles como diésel 2, gasolinas y petróleos residuales por un combustible más barato y menos contaminante como el gas natural. Esta mitigación de emisiones de los últimos 10 años ha permitido que el Perú contribuya de manera significativa en la lucha mundial contra el cambio climático y la preservación de la calidad ambiental. Durante los últimos 10 años, Perú viene siendo testigo de uno de los mayores eventos en la historia económica y del sector energético del país: el desarrollo de la industria del gas natural. A. INICIOS DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ Antes de la ejecución y operación del Proyecto Camisea, la industria del gas natural en el Perú presentaba un limitado desarrollo. Se concentraba en la explotación de dos yacimientos gasíferos: Aguaytía, localizado en la Selva Central, y en el conjunto de yacimientos localizados en la Costa y el zócalo norte del Perú. La entrada en operación del Proyecto Camisea (agosto 2004) y la promulgación de un marco regulatorio promotor de la industria del gas natural (fines de los noventa) fueron hitos históricos que han generado una transformación dramática: la reconfiguración y diversificación de la matriz energética primaria del país, en particular del sector eléctrico. Esto ha mejorado la balanza comercial de hidrocarburos y creado oportunidades para que los hogares peruanos y sectores económicos, como la industria y el comercio, se beneficien de un combustible limpio y de bajo costo.. 27.

(28) a) YACIMIENTO DE AGUAYTÍA Ubicado en el Lote 31C (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 Aguaytía y a 475 km al noreste de la ciudad de Lima. Cuenta con un área total de 16,630 ha (ver ilustración 2). Ilustración 2: Proceso del gas natural de Aguaytía, 2013. Fuente y elaboración: Grupo Energético Aguaytía b) YACIMIENTOS DE LA COSTA Y EL ZÓCALO NORTE Estos yacimientos se encuentran 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 relativamente bajos.. 28.

(29) Aunque el potencial energético es importante para ambas regiones, el desarrollo del mercado ha sido limitado. Este se sostiene solo en la producción térmica de electricidad, que a su vez ha estado restringida por la competencia de las centrales hidráulicas (ver ilustración 3). Los pozos productores de estos yacimientos se encuentran cerca del área de consumo potencial. Por su cercanía, algunas centrales eléctricas, refinerías, plantas de procesamiento y áreas urbanas utilizan su producción. Sin embargo, los volúmenes de consumo se han mantenido usualmente por debajo de 40 MMPCD, lo que se traduce en una escasez de la demanda, en parte debido a la falta de promoción del uso del GN en las zonas aledañas 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 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 fiscalizada de GN se encuentra repartida 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.. 29.

(30) Ilustración 3: Localización geográfica de los yacimientos gasíferos de la Costa y el Zócalo Norte. Fuente: Perupetro y MINEM. Elaboración OEE-Osinergmin Gráfico 1: Producción fiscalizada de GN y LGN de Aguaytía en el Lote 31-C. Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin 30.

(31) Entre los años 2000 y 2013, la producción fiscalizada promedio de GN fue 28 MMPCD, oscilando entre un mínimo de 18 MMPCD en 2002 y un máximo de 34 MMPCD en 2011; y entre los años 2009 y 2013 la producción fiscalizada promedio de LGN fue 1.1 MBPD, perteneciente a la empresa Savia del Lote Z-2B (ver gráfico 2). Gráfico 2: Producción fiscalizada de GN y LGN de la Costa y el Zócalo norte. Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin. 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. (Epsa), propiedad del Grupo Endesa de España. En su planta de 31.

(32) secado se obtiene GN seco para alimentar una central termoeléctrica de ciclo simple (Central Termoeléctrica de Malacas de 301.6 MW de potencia efectiva con tres unidades turbo gas, la cual fue puesta en servicio en 1974 y procesa LGN. De este se obtiene GLP y gasolinas que son comercializadas en Piura y Tumbes). Cabe mencionar que en los últimos cuatro años se ha instalado una estación de compresión de GN en el Lote II, que 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 síntesis, puede señalarse que el bajo desarrollo inicial de la industria del GN en el Perú se debió a la insuficiente cantidad de reservas probadas, a la localización geográfica de los yacimientos ubicados a distancias considerables de los principales centros de consumo y al reducido tamaño del mercado de este combustible a nivel local. Sin embargo, a futuro cercano se puede prever el desarrollo de proyectos de transporte y distribución de mayor envergadura en esta área de influencia de los reservorios. Hasta inicios de 2004 se realizaron iniciativas infructuosas para desarrollar la industria del GN en el Perú; al no prosperar, se continuó 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 energético en nuestro país, promoviendo y consolidando la industria peruana del GN y definiendo su horizonte futuro. En general, el Proyecto Camisea se convirtió en el hito más importante en la industria peruana de GN: dinamizó su desarrollo más de lo esperado por medio de la reestructuración de la matriz energética del país. El uso de GN en diferentes sectores económicos posibilitó la obtención de ingresos fiscales por parte del Gobierno Central y los gobiernos locales. 32.

(33) Todo esto ha implicado una mejora en la calidad de vida de los peruanos y acceso a una fuente energética eficiente, económica y limpia. En el siguiente capítulo se cuenta la historia del Proyecto Camisea, desde el descubrimiento inicial de reservas en 1981, hasta el desarrollo de las diferentes actividades de la industria. B. PROYECTO GAS DE CAMISEA – GASODUCTO SUR PERUANO 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. Como lo menciona el Ing. Carlos Federico Barreda Tamayo-Miembro del Consejo Directivo de Osinergmin (2014), “el impacto del gas natural también es percibido en los hogares peruanos. Como lo indica, 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. Uno de los grandes beneficios es 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.” En la exploración y explotación de gas natural (GN) de Camisea se puede mencionar a Shell, que descubrió las reservas en la región de Camisea (1981), y al consorcio Pluspetrol, que a la fecha es el encargado de explotar el Lote 56 y 88. TGP ha sido la encargada de construir y operar el gasoducto y poliducto desde la zona de Camisea hasta el City Gate en Lurín (transporte de gas natural). Con respecto a la distribución y comercialización, Cálidda es la empresa distribuidora de GN en Lima y El Callao, y 33.

(34) Contugas reparte GN en el departamento de Ica. Asimismo, se ha realizado una actividad relacionada a la exportación de GNL, donde Perú LNG es la empresa encargada de la planta de licuefacción en Melchorita. a) El marco legal del gas natural en el Perú La implementación del Proyecto Camisea logró desarrollarse en un marco estable. En particular, el modelo sectorial se mantuvo en la misma dirección, lo que permitió hacer posible la suscripción de estos contratos. Además, se adoptó un marco legal de acuerdo con las características específicas del sector. 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, respectivamente). El marco legal para el Proyecto Camisea, a diferencia de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley N° 26221) que reconoce la libertad de precios, define 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 garantizar la viabilidad, como la Garantía por Red Principal (GRP), usada para determinar las tarifas de transporte por gasoducto.. 34.

(35) b) La distribución de gas natural en Lima y El Callao, y el City Gate de Lurín En mayo de 2002, TGP cedió la posición contractual de la concesión para la distribución de GN mediante una red de mediana y baja presión en la ciudad de Lima y El 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 estimó en US$ 200 millones. El 6 de agosto de 2004 se inauguró el City Gate de Lurín, en lo que constituyó el inicio del sistema de distribución de GN en Lima y El Callao. La inauguración de las plantas anteriormente señaladas permitió que en agosto de 2004 comenzara la operación comercial de la red principal de distribución en Lima y El Callao, atendiendo a siete clientes inicialmente. c) Nodo Energético El Peruano 11/01/2013: Resolución Suprema 004-2013-EF, se ratifica Acuerdo adoptado por el Consejo Directivo de PROINVERSIÓN, mediante el cual se acordó incorporar al proceso de promoción de la inversión privada el Proyecto “Nodo Energético en el Sur del Perú”. . Ubicación: Arequipa y/o Moquegua. . Descripción: Este proyecto comprendía en sus inicios la construcción de dos centrales térmicas de MW c/u (+/- hasta 20% de capacidad), las cuales en una primera etapa operarían con Diesel b5, para luego utilizar gas natural una vez este recurso esté disponible en la costa sur del país. o Primera central : 500 MW, inicio tentativo de operación comercial antes 01 mayo 2016. 35.

(36) o Segunda Central: 500 MW, inicio tenativo de operación comercial antes del 01 de marzo ldel 2017 Ilustración 4: Mapa referencial gasoducto sur peruano. FUENTE: ProInversión . Etapas: o Primera etapa: operación con Diésel. o Segunda etapa: operación con Gas Natural del Gaseoducto Sur Peruano (GSP).. . Beneficios: Garantiza demanda aproximada de 70% de gas del futuro Gaseoducto Sur Peruano. Desconcentra la capacidad de generación del país. Mejorará el abastecimiento de energía en la zona sur del país. Inversión aproximada de 900 millones (ambas plantas).. 36.

(37) . Centrales:. Planta Mollendo: Puesta en operación hasta mayo 2016. Planta Ilo: Puesta en operación hasta marzo 2017. . Buena Pro: o Central Térmica Mollendo (500 MW +/- 20%): Empresa Samay I al ofrecer una retribución de US$ 6,899 por cada megavatio-mes. o Central Térmica Ilo (500 MW +/- 20%): Empresa Enersur al ofrecer una retribución de US$ 5,750 por megavatio-mes.. Estos proyectos daban rentabilidad al proyecto del Gaseoducto Sur Peruano. d) Historia del Gasoducto Sur Peruano. Para hacer una breve reseña, a continuación enumeraremos los sucesos más importantes referentes al Gasoducto Sur Peruano: . El 26 de junio de 2014, los consorcios: Gasoducto Sur Peruano, integrado por Odebrecht y Enagás, y Gasoducto Peruano del Sur, integrado por GDF Suez, Sempra, Techint y TGI, presentaron sus propuestas técnicas y económicas.. . El 30 de Junio de 2014 el consorcio integrado por Odebrecht (Brasil) y Enagás (España) obtienen la buena Pro del Gasoducto Sur Peruano. . El 28 de julio de 2014, se firmó el contrato del proyecto. . El 21 de mayo de 2015, se inició oficialmente las obras en la localidad de Ticumpinia, en Cuzco. . El 23 de enero de 2017, debido al incumpliendo en el financiamiento se resolvió concluir con la concesión al consorcio. Se estima que las inversiones el GSP ascendieron a US$ 1,500 millones. un avance general de 37.32% 37.

(38) . El 28 de enero de 2017, se completó el desembolso total de la penalidad por US$ 262 millones, debido al incumpliendo de consorcio.. . El 03 marzo de 2017: La Dirección Nacional de Hidrocarburos del Minem encargó a Pro inversión la contratación de los Estudios para la formulación del proyecto que pasó a llamarse “Sistema Integrado de Transporte de Gas Zona Sur del Perú”, lo que implicaba la Contratación de un asesor técnico, legal y financiero para el desarrollo del proyecto. La participación de este, apunta a plantear mejoras “para que se aproveche el uso óptimo del gasoducto”.. . El 23 de enero de 2018, Pro Inversión aprobó la contratación de la empresa del Reino Unido, Mott MacDonald como consultor técnico para la formulación del Estudio de Pre Inversión del nuevo gasoducto.. . En Julio de 2018, Enagás –propietaria del 25% del consorcio que ganó originalmente la concesión- había decidido iniciar un arbitraje contra el Estado Peruano en el CIADI (Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones) para recuperar los US$511 millones que, presumiblemente, habría invertido en la fenecida iniciativa. Además se ha contabilizado hasta el cierre del presente trabajo de tesis hasta seis procesos contenciosos, entre ellos una demanda interpuesta por Odebrecht en Luxemburgo, un proceso de insolvencia y quiebra interpuesto por Enagás en la Cámara de Comercio de Lima y un posible arbitraje de Graña y Montero. El tipo de contrato del proyecto en mención es BOT (Built, Operate & Transfer). En la modalidad BOT, si el concesionario no obtiene el financiamiento dentro del plazo exigido, el contrato se resuelve. Eso pasó con el GSP: el proyecto nunca 38.

(39) pasó de la etapa de pre financiamiento, por tanto, las obras que se adelantaron se hicieron a cuenta y riesgo del concesionario” . El actual Ministro de Energía y Minas Francisco Ísmodes, afirmó que a finales del 2018 el Ejecutivo tendrá lista una nueva hoja de ruta para el desarrollo del gasoducto. El referido documento determinará si el gasoducto mantiene el diseño y trazo actual, o si lo modificará de forma significativa para hacerlo técnica y económicamente viable.. 2.1.2. RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS EN EL PERÚ Y EL MUNDO Tabla 1: Datos relevantes sobre Gas Natural del Perú y del Mundo. RUBRO Mayor productor de petróleo y sus derivados País con mayor reservas probadas de Petróleo País con mayor reservas probadas de Gas Natural. Reservas probadas de Gas Natural en el Perú Mayor exportador de Gas Natural a Nivel Mundial Exportación de Gas Natural en el Perú Mayor Importador de Gas Natural a Nivel Mundial Mayor consumidor de Gas Natural a Nivel Mundial Consumo de Gas Natural en el Perú FUENTE: www.eia.gov. PAÍS Estados Unidos Venezuela. CAPACIDAD. UNIDAD. 15117 mil de barriles al día 298 mil millones. Rusia. 1688 TCF trillones de pies cúbicos. Perú. 15 TCF trillones de pies cúbicos. Rusia. 6983 mil millones. Perú. 171 mil millones de pies cúbicos. Japón. 4049 mil millones de pies cúbicos. Estados Unidos Perú. 27306 mil millones de pies cúbicos 271 mil millones de pies cúbicos. 39.

(40) A. MAGNITUD DE LOS RECURSOS DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL En cuanto a la magnitud de los recursos de Camisea, es preciso señalar que dicha información se actualiza constantemente. Por la naturaleza de los yacimientos, es imposible determinar con exactitud la cantidad de recursos. En las siguientes subsecciones se detalla la conformación de los recursos de Camisea en cuanto a lotes, yacimientos y reservas de GN y LGN. Lotes involucrados en la zona de Camisea La zona de Camisea incluye cuatro lotes, tres en explotación y uno en exploración. En explotación tenemos el Lote 88, operado bajo licencia por Pluspetrol, ubicado en el departamento de Cusco, el cual incluye los yacimientos San Martín y Cashiari; el Lote 56, también operado bajo licencia por Pluspetrol, ubicado en el departamento de Cusco, el cual incluye los yacimientos de Pagoreni y Mipaya; y el Lote 57, operado por Repsol y CPNC, ubicado entre los departamentos de Cusco, Ucayali y Junín, el cual incluye los pozos Kinteroni, Mapi y Mashira. El Lote 58 está en exploración y se encuentra en el departamento de Cusco, operado por la empresa CNPC. a) Lotes 88 y 56 El Lote 88, operado por Pluspetrol, agrupa dos estructuras de gas y condensados (San Martín y Cashiriari) localizadas en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 km de la margen derecha del río Urubamba. El yacimiento San Martín se compone de dos locaciones: San Martín 1 y San Martín 3; Cashiriari dispone también de dos locaciones: Cashiriari 1 y Cashiriari 3. En cuanto al Lote 56, operado por Pluspetrol, se ubica en la zona sudeste del territorio peruano, en la vertiente oriental de la Cordillera de los Andes, en el valle del Bajo 40.

(41) Urubamba (distrito de Echarati, provincia de La Convención, Cusco). El Lote 56 abarca los yacimientos Pagoreni y Mipaya, y es adyacente a los Lotes 88 y 57. Está destinado a la exportación de GNL, para lo cual el gas producido de la estructura Pagoreni se lleva a la planta de licuefacción de Pampa Melchorita. Los LGN se recuperan en la planta de fraccionamiento de Pisco. En 2012, las reservas probadas de GN eran de 3 TCF y de LGN (216 MMBls). Existe un proyecto de ampliación del programa de perforación en el Lote 56, cuyo plazo de ejecución fue programado para el período 2010-2015. Su objetivo es incrementar las reservas probadas de GN y LGN. Para ello, según el programa presentado por Pluspetrol, se perforarán cuatro pozos en cada una de las locaciones siguientes: Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y Pagoreni Norte (tres pozos de desarrollo y un pozo inyector de cortes de perforación). La inversión estimada es US$ 300 millones. b) Lotes 57 y 58 El Lote 57, operado a la fecha por el consorcio Repsol (53.84%) y CNPC (46.16%), se ubica en la vertiente oriental de la Cordillera de los Andes, entre los valles de los ríos Tambo y Urubamba, provincias de Satipo (Junín), Atalaya (Ucayali) y La Convención (Cusco). Desde fines de 2006, Repsol realiza actividades exploratorias en el Lote 57. De acuerdo con el estudio de impacto ambiental, el proyecto se inicia con la perforación de los siguientes tres pozos: Kinteroni, Mapi y Mashira (en ese orden). La exploración comenzó en diciembre de 2006 con trabajos de sísmica, seguidos de la perforación del pozo exploratorio Kinteroni 1X, del cual se obtuvieron resultados favorables. Posteriormente, se ampliaron los trabajos de sísmica y se realizó la perforación de dos nuevos pozos exploratorios: Kinteroni 2X y Kinteroni 3X, los cuales fueron perforados sobre el 41.

(42) mismo riel al pozo existente Kinteroni 1X. Junto con la perforación de estos dos nuevos pozos, se completó el pozo Kinteroni 1X. Al 31 de diciembre de 2013, y de acuerdo con Repsol, las reservas probadas de GN en el Lote 57 se estimaban 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 Malvinas y los LGN serán procesados en la planta de fraccionamiento de Pisco. El 27 de marzo de 2014, Repsol inició las maniobras para poner en servicio el tramo Yacimiento Kinteroni–Nuevo Mundo– Pagoreni A–Malvinas. A partir 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 inicio de la explotación de GN y LGN en el campo Kinteroni es un proyecto que demandó una inversión aproximada de US$ 808 millones (hasta diciembre de 2013). Para el quinquenio 2014 – 2018, Repsol tiene previsto invertir aproximadamente US$ 592 millones. Asimismo, se prevé que la producción en 2018 alcance un pico de 210 MMPCD de GN y 12 MBPD de LGN. 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 Camisea. A la fecha se encuentra en exploración y se espera que el trabajo permita confirmar nuevas reservas de GN. Reservas de gas natural y líquidos de gas natural Las reservas son las cantidades del recurso (en este caso GN o LGN) que se anticipan como comercialmente recuperables por la aplicación de proyectos de desarrollo de 42.

(43) acumulaciones conocidas a una fecha dada, bajo condiciones definidas. Deben satisfacer cuatro criterios: 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 clasificadas según su grado de certidumbre: (i) reservas probadas, (ii) reservas probables y (iii) reservas posibles. Las reservas probadas son las que luego de un análisis de datos geológicos y de ingeniería, tienen una razonable certeza de ser comercialmente recuperables a una fecha dada. Por otra parte, las reservas probables tienen una certidumbre de recuperación menor a las probadas, usualmente 50%. En las reservas posibles, el nivel de recuperación es mucho menor. Las reservas de GN en el Perú, constituidas por las probadas, probables13y posibles14, han presentado comportamientos diferentes. Las reservas probadas de GN han mostrado una tendencia al alza. Representaron 11.5 TCF en 2004, mientras que en 2013 se elevaron hasta 15.0 TCF, aumentando 30%. En 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 partir de 2011 se sinceraron las cifras y desde entonces se continúa mostrando un comportamiento moderado (Ver gráfico 3). Las reservas de LGN en el país han mostrado un comportamiento similar a las de GN. En contraste, las reservas probadas de LGN recién presentaron un repunte en 2012, después de años a la baja o con leves incrementos. Las reservas probadas de LGN totalizaron 876 MMBls en 2013, monto superior en 22% al de 2004. Como se ha mencionado, el Proyecto Camisea es el gran motor para la industria del GN en el Perú. Las reservas probadas en el área de Camisea entre los años 2004 y 2013 representaron, en promedio, 93% del total del país; este rango varió entre un mínimo de 89% 43.

(44) y un máximo de 95%. En 2004, las reservas en Camisea representaban 95%, mientras que en 2013 fueron 93%, debido a la constatación de reservas probadas en la Costa Norte del país (Ver gráfico 4). De manera similar, las reservas probadas de los LGN del área de Camisea representaron, en promedio, 98% del total del país entre los años 2004 y 2013. No obstante, en 2013 las reservas de LGN de Camisea representaron 95% del total debido al incremento de reservas en otras zonas del país (Zócalo y Selva Central). En lo que se refiere al total de reservas probadas de GN por lote y empresas concesionarias en el área de Camisea, entre los años 2007 y 2013, el Lote 88 fue el más importante en volumen de reservas probadas, operado por Pluspetrol. En 2013 totalizó 10.2 TCF, mientras que el Lote 56, también operado por Pluspetrol, 2.8 TCF. Desde 2010, el Lote 57 presenta reservas probadas, aunque en menor cuantía, inferiores al 1 TCF operado por Repsol15. Sobre el 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 últimos años. El Lote 88 (Pluspetrol) predomina nuevamente al totalizar 590 MMBls en 2013, lo que representa 70.9% del total de reservas probadas en esta área, mientras que el Lote 56 (Pluspetrol) representó 22.2%. De manera similar, desde 2010, el Lote 57 (Repsol) ha mostrado reservas probadas de LGN, aunque a niveles menores.. 44.

(45) Gráfico 3: Reservas de gas natural y líquidos de gas natural en el Perú, 2004 - 2013. Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin.. Gráfico 4: Reservas probadas de Camisea vs Total Perú, 2004-2013. Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin.. 45.

(46) Gráfico 5: Producción fiscalizada de GN, 2004-2013. Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin.. Gráfico 6 Producción fiscalizada de los Lotes 88 y 56, 2004-2013. Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin.. 46.

(47) Ilustración 5: Una visión a 2034 de la industria del gas natural y el desarrollo del Proyecto Camisea. Fuente: MINEM. Elaboración: OEE-Osinergmin. 47.

(48) 2.2.. GENERALIDADES 2.2.1. TECNOLOGÍA DEL GAS NATURAL. A. ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA a) EXPLOTACIÓN La exploración comprende los trabajos geológicos y geofísicos para determinar la ubicación y dimensiones de los yacimientos de gas natural y petróleo. Esta fase incluye estudios de sísmica, cartografía y análisis de información mediante la utilización de avanzados e ingeniosos recursos tecnológicos, que incluyen la realización de perforaciones exploratorias, para obtener un cabal conocimiento de las formaciones geológicas y el potencial de los yacimientos donde se encuentra el hidrocarburo. b) EXTRACCIÓN La extracción comprende las actividades de perforación y las técnicas para sacar el gas natural de sus reservorios naturales subterráneos y traerlo a la superficie terrestre. c) PRODUCCIÓN Una vez que el pozo ha sido perforado y la presencia del gas natural es comercialmente viable, el siguiente paso es la producción, que se ocupa de la extracción sistemática del hidrocarburo y el acondicionamiento para su transporte. d) TRANSPORTE Esta fase comprende la operación de sistemas de gasoductos, estaciones de compresión y medición, instalación y control de válvulas, e inspección y seguridad de las redes, con la finalidad de desplazar el gas natural desde los campos de producción o centros de tratamiento hasta las zonas de consumo. El transporte del hidrocarburo se. 48.

(49) realiza normalmente a través de gasoductos y contenedores. El empleo de contenedores es una opción de transporte poco implementada en el Perú. En el caso del Proyecto Camisea, la Red Principal de Transporte se inicia en las plantas de producción o procesamiento ubicados en Camisea, en la región Cusco, y llega al City Gate, localizado en el distrito de Lurín, al sur de Lima Esta fase comprende la operación de sistemas de gasoductos, estaciones de compresión y medición, instalación y control de válvulas, e inspección y seguridad de las redes, con la finalidad de desplazar el gas natural desde los campos de producción o centros de tratamiento hasta las zonas de consumo. El transporte del hidrocarburo se realiza normalmente a través de gasoductos y contenedores. El empleo de contenedores es una opción de transporte poco implementada en el Perú. En el caso del Proyecto Camisea, la Red Principal de Transporte se inicia en las plantas de producción o procesamiento ubicados en Camisea, en la región Cusco, y llega al City Gate, localizado en el distrito de Lurín, al sur de Lima e) ALMACENAMIENTO En algunos casos el gas natural puede ser almacenado en depósitos subterráneos antes de llegar a los consumidores, para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones de la demanda. Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados de consumo, para responder oportunamente a los picos de la demanda y proporcionar el energético en forma continua. El almacenamiento del gas natural es un tema al que las autoridades peruanas otorgan prioridad para afrontar los riesgos de indisponibilidad del ducto de Camisea.. 49.

(50) f) DISTRIBUCIÓN La distribución, es el suministro de gas natural a los usuarios a través de las redes de ductos o tuberías instaladas con ese propósito. En el caso peruano, la red de distribución comprende la Red Principal, que empieza en el City Gate y termina en el distrito de Ventanilla, en el Callao, y las Otras Redes, que llevan el gas desde la Red Principal hasta el domicilio de los consumidores. La distribución en alta presión está referida a la Red Principal y la distribución en media y baja presión a las Otras Redes. g) COMERCIALIZACIÓN Esta etapa comprende el uso de un conjunto de herramientas de carácter multidisciplinario que se focalizan en la relación entre del cliente y la empresa concesionaria, con la finalidad de incentivar el acceso al consumo del gas natural y el empleo eficiente y seguro del hidrocarburo. El marketing prioriza al consumidor y la atención de sus necesidades.. 50.

(51) B. USOS DEL GAS NATURAL Ilustración 6: Usos del Gas Natural Centrales Termoeléct. COMO COMBUSTIBLE. Hornos Calderos. Cementos - ladrillos Productos químicos Vidrios - cerámica Metalurgía Alimentos Papeles Industria textíl Desalinización. Comercial Residencia Gas Seco (Metano, Etano). Transporte Industria Petroquímic. COMO INSUMO. Industria Siderúrgica. GAS NATURAL GLP (Propano, butano). Como combustible industrial, comercial y doméstico. Gasolina Natural (Pentano +). Base para la producción de gasolina. Fuente y Elaboración: Propia A nivel mundial, el mayor uso que se le da al gas natural es en la generación eléctrica, así como se puede observar en el Gráfico 7. Gráfico 7: Distribución del consumo mundial de Gas Natural Materia prima para petroquímica 7%. Otros 12%. Generación eléctrica 32%. Industrial 22% Residencial y comercial 27%. Fuente: Índex Mundi, Elaboración: Propia 51.

(52) C. ESTADISTICAS DE PROCESAMIENTO, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ. A continuación se detallarán estadísticas en el procesamiento, distribución y comercialización del Gas Natural al cierre de junio 2013 a) Planta de separación Las Malvinas: . Procesamiento de Gas Natural: 1784 MMPCD. . Consumo de Gas Natural: 1126 MMPCD (516.0+610.0). . Reinyección de Gas Natural: 658 MMPCD. . Consumo Interno: 516.0 MMPCD o Lima y Callao:. 240.2 MMPCD. o Generación eléctrica: 258.0 MMPCD o Ica: . 17.8 MMPCD. Consumo externo: 610.0 MMPCD. Ilustración 7: Balance de Carga y Procesamiento de Gas Natural – Junio 2013. Fuente y Elaboración: Osinergmin 52.

(53) Ilustración 8: Balance de Carga y Procesamiento de Líquidos de Gas Natural – Junio 2013. Fuente y Elaboración: Osinergmin b) Planta de Pisco . Consumo de líquidos de Gas Natural (LGN): 103 MBPD. . Consumo Interno y Externo o Propano: 34.8 MBPD o Butano:. 16.8 MBPD. o Nafta:. 41.1 MBPD. o Diésel:. 10.3 MBPD. Fuente: Osinergmin. 53.

(54) D. PRODUCTOS OBTENIDOS DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ Tabla 2: Obtención de Productos del Gas Natural en el Perú PRODUCTO Gas Natural Seco Propano Saturado Butano Saturado GLP HAL Gasolina Natural Diésel LGN Solvente. Aguaytía X. GMP X X. X. PGP X X X. Malvinas X. Pisco X X. X X. X. X X X X. Fuente: Osinergmin, Elaboración: Propia E. GASODUCTOS VIRTUALES Consiste en el transporte de gas natural que no sea a través de un gasoducto (cuando no justifica económicamente la construcción de este). Un gasoducto virtual es un sistema que hace posible el transporte terrestre, marítimo y fluvial de gas natural comprimido (GNC) o de gas natural licuado (GNL) a lugares donde no existen redes de ductos convencionales, mediante el empleo de camiones cisterna y barcos metaneros. a) TIPOS DE GASODUCTOS VIRTUALES. i.. GNC - Gas Natural Comprimido a grandes presiones reduciendo su volumen aprox. 250 veces. Se transporta en módulos contenedores (cilindros) o recipientes tubulares de hasta 1,500 m3 de GN c/u con un máximo de 4 módulos por camión o sea un máximo de 6,000 m3 de GN por camión).. 54.

Referencias

Documento similar

If certification of devices under the MDR has not been finalised before expiry of the Directive’s certificate, and where the device does not present an unacceptable risk to health

In addition to the requirements set out in Chapter VII MDR, also other MDR requirements should apply to ‘legacy devices’, provided that those requirements

The notified body that issued the AIMDD or MDD certificate may confirm in writing (after having reviewed manufacturer’s description of the (proposed) change) that the

Cedulario se inicia a mediados del siglo XVIL, por sus propias cédulas puede advertirse que no estaba totalmente conquistada la Nueva Gali- cia, ya que a fines del siglo xvn y en

que hasta que llegue el tiempo en que su regia planta ; | pise el hispano suelo... que hasta que el

Missing estimates for total domestic participant spend were estimated using a similar approach of that used to calculate missing international estimates, with average shares applied

The part I assessment is coordinated involving all MSCs and led by the RMS who prepares a draft assessment report, sends the request for information (RFI) with considerations,

Así, antes de adoptar una medida de salvaguardia, la Comisión tenía una reunión con los representantes del Estado cuyas productos iban a ser sometidos a la medida y ofrecía