Situación actual de la industria de
Gas Natural en Perú
Raúl Pérez-Reyes Espejo
OSINERGMIN
La Antigua – Guatemala, Setiembre de 2008
Contenido
•
Funciones y responsabilidades
•
Situación actual del abastecimiento del gas
natural.
–
Evolución de la demanda de gas natural y
proyección
–
Oferta de gas natural. Capacidad del sistema.
•
El gas natural en la electricidad.
•
Conclusiones
•
Recomendaciones
Sept. de 2008
Funciones y responsabilidades
•
Regulación
– Regulaciones tarifarias de transporte y distribución de electricidad y gas natural.
– Participación en Licitaciones de suministro eléctrico.
•
Supervisión y fiscalización
– Emisión de Informes Técnicos favorables a nuevos proyectos
– Verificación de la Capacidad Mínima Contractual de transporte (TGP) y distribución (Cálidda).
– Operación del sistema de transporte y distribución.
– Cumplimiento de la Norma de Calidad del Servicio Eléctrico
Sept. de 2008
• La estacionalidad de la demanda se marca en el mes de mayo de
cada año: ciclo hidrológico.
Crecimiento de la Demanda de Gas Natural
VOLUMEN DE GAS NATURAL TRANSPORTADO DIARIAMENTE POR TGP EN MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS (MMSPCD)
25 de agosto 2004 - 18 de agosto 2008 -50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 A g os to-2 004 O c tubr e-2 004 N ov iem b re 20 04 D ic iem b re-200 4 E n er o 2 005 M a rz o 20 05 A b ril-2 0 0 5 M a y o-2 005 J un io-2 005 A g o s to 2 0 0 5 S e ti em b re-200 5 O c tubr e-2 005 N ov ie m br e -20 05 E ner o-2 006 Feb rer o-2 006 M ar z o -20 06 A b ril-2 0 0 6 J un io-2 006 J u lio -2 0 0 6 A g os to-2 006 S e ti em b re-200 6 N ov ie m br e -20 06 D ic iem b re-200 6 E ner o-2 007 Feb rer o-2 007 A b ril-2 0 0 7 M a y o-2 007 J un io-2 007 J u lio -2 0 0 7 S e ti em b re-200 7 O c tubr e-2 007 N ov ie m br e -20 07 D ic iem b re-200 7 E ner o-2 008 M ar z o -20 08 A b ril-2 0 0 8 M a y o-2 008 J u lio -2 0 0 8 A g os to-2 008 Meses M M SPCD
A partir del 2007 se observa cambio en la tendencia
Sept. de 2008
Evolución de máxima demanda de gas natural 0 50 100 150 200 250 300 350 2004 2005 2006 2007 2008 Año 2005 50% Año 2006 36% Año 2007 66% Sept. de 2008
Oferta pública (Exigencia contractual)
•
Es una obligación contractual de la
empresa concesionaria de transportes
de gas natural a efectos de poder exigir
la capacidad mínima.
•
Se realiza cada seis meses y considera
contratos a firme e interrumpible.
•
La demanda que resulta de este
proceso es exigible un año después.
Sept. de 2008
Ofertas públicas 9° y 10°
Requerimiento a firme de transporte Gas natural (MPCD)
0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000 Ju l-0 4 E ne-05 Ju l-0 5 E ne-06 Ju l-0 6 E ne-07 Ju l-0 7 E ne-08 Ju l-0 8 E ne-09 Ju l-0 9 E ne-10 Ju l-1 0 E ne-11 Ju l-1 1 E ne-12 Ju l-1 2 E ne-13 Ju l-1 3 E ne-14 Ju l-1 4 E ne-15 Ju l-1 5 E ne-16 Ju l-1 6 E ne-17 Ju l-1 7 E ne-18 Ju l-1 8 E ne-19 Ju l-1 9 E ne-20 Ju l-2 0 E ne-21 9° (Julio 2007) 10° (Diciembre 2007) Capacidad del ducto Costa
La oferta pública 11, culminó el 22 de agosto del 2008.
Sept. de 2008
Oferta de gas natural
Sept. de 2008
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• Perú es un país con un gran
potencial de explotación de hidrocarburos: petróleo y gas natural.
• Los dos yacimientos de gas
natural son Aguaytía (Pucallpa) y Camisea (Cuzco).
El Proyecto Camisea
• El yacimiento de Camisea está localizado en la provincia de La
Convención – Cusco.
• Está conformado por los campos de San Martín y Cashiriari y
posee reservas probadas por 8.8 TPC.
• Entró en Operación en Agosto del 2004.
• El potencial energético de este proyecto equivale a
aproximadamente 2,000 millones de BEP (barriles equivalentes de petróleo).
El Proyecto Camisea
• El yacimiento permite contar con:
– Gas Natural Seco: utilizado en generación eléctrica, calor, vapor para procesos industriales, industria petroquímica.
– Combustibles Líquidos: nafta, turbo jet, diesel y GLP.
• Inicialmente, la producción fue de 200 MMPC de gas seco y
27,000 barriles de líquidos por día.
• A junio de 2008, la producción promedio asciende a 283 MMPC
por día de gas seco y 35,740 barriles de líquidos por día.
• A fines de 2008, entrará en funcionamiento dos nuevos trenes
de producción, con lo que su capacidad máxima de producción aumentará a 1,160 MMPC por dia.
• En agosto de 2008, la demanda máxima de Camisea, en el
Diseño de Mercado
• El yacimiento fue descubierto por Shell a inicios de los años 80,
pero esta empresa desistió del proyecto en 1998. Para 1999 no había riesgo exploratorio y era el principal (casi único) yacimiento de gas natural del país.
• En 1999 se concesionó y se optó por la separación vertical de
las actividades de explotación, transporte y distribución.
• Se establecieron precios máximos en boca de pozo.
• Se establecieron tarifas reguladas para el ducto de transporte y
distribución principal basadas en costos medios de largo plazo.
• Algunas particularidades del proyecto:
– Garantía de ingresos para los operadores del ducto.
– Períodos de concesión de 40 y 33 años para el explotador y el transportista,
respectivamente.
Diseño de Mercado
EXPLOTACIÓN Regulación por Precios Máximos (debido a la ausencia de competencia inicial) Precios Actualizablesen base a índices del sector energético cada año.
TRANSPORTE Y DISTRIBUCION ALTA PRESION
Precios basados en los costos ofertados en las subastas
por el contrato (Competencia por el Mercado)
Período Regulatorio: 2 años
DISTRIBUCION DE BAJA PRESION (Otras Redes)
Reconocimiento de costos eficientes (Yardstick Competition
en base a Benchmark)
Período Regulatorio: 4 años
EXPLOTACIÓN Regulación por Precios Máximos (debido a la ausencia de competencia inicial) Precios Actualizables
en base a índices del sector energético cada año.
TRANSPORTE Y DISTRIBUCION ALTA PRESION
Precios basados en los costos ofertados en las subastas
por el contrato (Competencia por el Mercado)
Período Regulatorio: 2 años
DISTRIBUCION DE BAJA PRESION (Otras Redes)
Reconocimiento de costos eficientes (Yardstick Competition
en base a Benchmark)
Reinyección TGP 220 MMPCD 220 MMPCD 360 MMPCD 360 MMPCD 1° 2° 3° La actual infraestructura permite procesar 1160 MMPCD Stand by A partir del 2004 A partir del 2008 Sept. de 2008
Capacidad
actual del sistema de transporte
18” 24” 32” 314 MMPCD 427 MMPCD 1179 MMPCD KP 730 LURÍN KP 518 PISCO KP 208 AYACUCHO KP 00 MALVINAS Diámetro Sept. de 2008
Exigencia contractual
Capacidad Mínima Año de Operación
Punto de Derivación City Gate 1 al 11 La mayor de:
(i) 205 MMPCD o (ii) la requerida para
atender la demanda en el Servicio de Transporte de Gas, hasta 450 MMPCD. La mayor de: (i) 155 MMPCD o (ii) la requerida para
atender la demanda en el Servicio de Transporte de Gas, hasta 400 MMPCD. 12 y siguientes 450 MMPCD 400 MMPCD 18” 24” 32” Diámetro Humay Fuente: Contrato 09 diciembre 2000
Ayacucho Lurin
Sept. de 2008
Exigencia contractual de capacidad de transporte (City Gate – Lurin) 0 50 100 150 200 250 300 350 Ag o-04 Oct-0 4 Dic-0 4 Feb -05 Abr-05 Jun-05 Ag o-05 Oct-0 5 Di c-05 Feb-06 Abr-0 6 Jun-06 Ag o-06 O ct-06 Di c-06 Feb-07 Abr-0 7 Jun-0 7 Ago-0 7 Oct-0 7 Di c-07 Feb-08 Abr-0 8 Jun-08 Ag o-08 Max Cap. Min Contr. Firme
Capacidad del ducto (Pisco – Lurin)
Sept. de 2008
Situación actual
Malvinas Ayacucho Pisco
Lima 32” 24” 18” 1179 MMPCD 427 MMPCD 300 MMPCD 300 10 Sept. de 2008
Planta de compresión
•
Permite incrementar el flujo de gas
natural hasta 380 MMPCD.
•
Esta etapa iniciaría operaciones en
agosto del 2009, y está ubicado en
Chiquintirca (Ayacucho).
Sept. de 2008
Situación 2010
Malvinas Ayacucho Pisco
Lima 32” 24” 18” 1179 MMPCD 427 MMPCD 380 MMPCD 470 50
Inicia operaciones PERU LNG Opera compresora en Ayacucho
650
Sept. de 2008
Situación 2012
Malvinas Ayacucho Pisco
Lima 32” 24” 18” 1179 MMPCD 427 MMPCD 380 MMPCD 700 50
Incluye operaciones Concesión Ica
650
50 (Sin petroquímica)
Sept. de 2008
Sept. de 2008 OSINERGMIN - Perú
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Nuevos
Supervisión en Gas Natural
•
La supervisión de las actividades relacionadas con el
gas natural se realizan en forma constante.
•
Se enfatizan los aspectos ambientales y de
seguridad.
•
En lo posible, se recurre a métodos de muestreo.
•
Se fiscalizan las actividades de:
– Explotación y Producción
– Transporte
Supervisión en Gas Natural
•
De las tres actividades supervisadas, la de transporte
es la que más observaciones y sanciones ha recibido
(30 de un total de 50), seguidas de las actividades de
explotación.
•
A fin de calcular el monto óptimo de la sanción, el
OSINERGMIN se basa en la Teoría de la Ejecución
Pública de las Leyes.
•
Las cinco sanciones más elevadas son por
incumplimiento de los Estudios de Impacto
Ambiental.
Supervisión en Gas Natural
PERSONA NATURAL O JURÍDICA
SANCIONADA MOTIVO
MONTO DE LA SANCION EN CASO EN UIT
Transportadora de Gas del Perú S.A.
Incumplimiento del EIA, al realizar tendido longitudinal y dentro del cauce del Río Pisco, de los ductos del Sistema de Transporte de GN y LGN, contrariamente a lo dispuesto en dicho estudio.
2163.76
Transportadora de Gas del Perú S.A.
1) Incumplimiento del EIA: - Exceder el derecho de vía.
2) Realización de actividades no aprobadas en el EIA y/o sin contar con el mismo.
-Construir una trocha carrozable sin la correspondiente autorización.
-Deforestar en exceso durante las actividades de apertura del derecho de vía, generando riesgo de erosión e inestabilidad de taludes.
3) Realizar actividades en áreas naturales protegidas sin contar con autorización del INRENA y de la DGAA.
1100
Transportadora de Gas del Perú S.A.
'Inadecuado manejo de control de taludes y falta de trabajos de recomposición en la Reserva Comunal Mashiguengua y
Construcción de acceso de servicio shoo fly en la Reserva Comunal Mashiguenga, sin la aprobación de la DGAA.
906.67 Transportadora de Gas del Perú S.A. Incumplimiento del EIA, al construir un puente que no se
encontraba autorizado en dicho estudio. 762.35 Transportadora de Gas del Perú S.A. Exceder los 30 m. de ancho permitidos para el Derecho de Vía,
Gracias
Sept. de 2008
