regulación del gas natural en el perú

Los proyectos de gas natural

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Regulación del Gas Natural

en el Perú:

Estado del Arte al 2008

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y MineríaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

División de Gas Natural

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008

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Publicación elaborada por la División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN y editada por Teps Group S.A.C. según CLS OSINGERMIN-GART-032-2008.

Por la GART

Gerente Adjunto GART: Víctor Ormeño SalcedoGerente de División de Gas Natural: Luis Espinoza QuiñonesAsesor Técnico GART: Carlos Palacios OliveraEspecialistas: Daniel Hokama Kuwae Virginia Barreda Grados

Por Teps Group

Editor Responsable: Pedro Hugo MoroteAsistente de Edición: Gladis Espinoza CernaDiseñador: Pablo Quispe Sánchez

EdiciónOSINERGMINGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – GARTDivisión de Gas NaturalAv. Canadá 1460 – San Borja – Lima 14Teléfono: 219 3400; Anexos: 2001 / 2010; Fax: 224 0491

Copyright © OSINERGMIN-GART 2008La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informático están permitidos, siem-pre y cuando se citen las fuentes y se haya solicitado el permiso correspondiente del OSINERGMIN-GART.

ISBN: …………….

Presentación

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Presentación

El gas natural, en el mundo, constituye la tercera fuente de energía después del petróleo y el carbón. Durante los últimos 20 años, las reservas de gas natural han crecido a un ritmo de 5% anual aproximadamente, estimándose las reservas totales mundiales de este hidrocarburo en 150 billones de m3, lo cual, además de su gran crecimiento como industria, demuestra la gran importancia que ha venido adquiriendo como combustible e insumo industrial para el desarrollo de las naciones.

El gas natural, si se compara con otras fuentes de energía, es el energético que más beneficios brinda, ya que es un combustible limpio (no contaminante) y más económico que otros que existen en el mercado, entre los que están el kerosene, el petróleo diesel, los petróleos residuales, las gasolinas, el GLP y la electricidad (BT5). El transporte del gas significa una gran inversión económica, ya que los campos y plantas donde se extrae el gas natural, generalmente, se encuentran lejos de los principales mercados de consumo, por lo que el costo para transportarlo a ellos es elevado y ello incide en la distribución. Lo anterior es debido a que la mayor parte del gas natural se transporta por gaseoductos a través de largos recorridos. Sin embargo, para distancias a los que estos últimos no pueden llegar, la logística se optimiza mediante la licuefacción del gas en plantas construidas ex profeso, y así poder transportarlo por barco en estado líquido, como gas natural licuado.

La industria de gas natural en el Perú fue poco desarrollada hasta antes del inicio del Proyecto Camisea. Anteriormente a la explotación de las reservas de Camisea la industria de gas natural se desarrolló básicamente en Talara y Aguaytía. La puesta en marcha del proyecto Camisea, en agosto de 2004, significó el más grande paso dado por el país para su independencia energética, básica para su desarrollo económico.

Actualmente, en el país, el gas natural se utiliza mayormente en la generación de energía eléctrica, desplazando a otros combustibles como el petróleo, el GLP y el carbón para generarla,


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con resultados positivos para todos los usuarios finales. Igualmente ha beneficiado al sector industrial, residencial y transporte, ya que como combustible es más barato que los otros que existen en el mercado, generando mayor ahorro y/o utilidades.

Por estas razones el mercado de gas natural ha evolucionado rápidamente. El número de consumidores y su demanda crecen en la medida que se expande la red de distribución, consolidándose el desarrollo de esta industria.

Por sus características, el mercado de gas natural es un monopolio natural, por lo que OSINERGMIN, como organismo regulador, se ocupa de las tarifas y cargos que se generan dentro de la cadena de producción de la industria del gas natural, manteniendo y fomentando los principios del libre mercado, pero, a su vez, teniendo en cuenta el bienestar de los consumidores y el interés público. Por ello, la función reguladora “es un conjunto de acciones gubernamentales para controlar los precios, ventas y decisiones de producción de las empresas, como un esfuerzo para prevenir que las empresas privadas tomen decisiones que podrían afectar el bienestar de los consumidores y del interés público. Así la regulación restringe y vigila las actividades privadas (en su mayoría son privadas aunque también lo puede hacer en el ámbito público) con respecto a una regla prescrita en el interés público.”, señala José Ayala.

De lo que se puede deducir, que la regulación es la intermediación gubernamental por medio de una política pública, cuyo objetivo es modificar la conducta de los que participan en una actividad económica. Ello supone el aumento del bienestar social o evitar la pérdida del mismo al corregir la falla de mercado a la cual se dirige la acción gubernamental.

En el Primer capítulo, de este documento, se presenta una visión general de la situación del gas natural en el mundo; en el Segundo, se explica cómo se emprenden y se convierten en realidad los proyectos de gas natural; en el Tercero, se detalla el desarrollo del mercado peruano del gas natural, se expone sobre la incidencia del gas natural en la economía nacional y se detallan las reservas de gas que tiene el país; en el Cuarto, se explica, desde el punto de vista de sus creadores y a profundidad, la denominada Garantía por Red Principal y su aplicación en la tarifa final eléctrica y sus mecanismos de funcionamiento, y; finalmente, en el Quinto y último capítulo, se describe cómo en nuestro país se regula la industria de gas natural, desde las instituciones que ven su desarrollo hasta los que fiscalizan y regulan las tarifas y precios finales al usuario.

Esta publicación ha sido elaborada por especialistas de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN, con la finalidad de alentar el acceso al servicio de distribución de gas natural y difundir los aspectos técnicos y regulatorios que contribuyan a la creación y desarrollo de una ‘Cultura de Gas Natural’, y como contribución a la masificación del consumo de este hidrocarburo.

Introducción

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Introducción

El hito más importante en el tema gas natural para el país lo constituye el descubrimiento de los yacimientos de Camisea1 en la década de los 90. Dicho yacimiento cuenta con 13 tera pies cúbicos de gas natural lo cual equivale a 2 800 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP). De esta cantidad aproximadamente 700 millones de BEP corresponden a los condensados y el restante (2 100 millones de BEP) al gas natural seco (metano más etano).

A la luz de la importancia de Camisea, en el periodo 1994 a 1996, se expiden los reglamentos que regulan la extracción, transporte, distribución y comercialización del gas natural así como los líquidos del gas natural que son considerados como un producto equivalente a los derivados del petróleo (GLP, gasolinas, diesel y residuales).

En función de dichos reglamentos se firma el contrato del siglo (en materia de hidrocarburos) con el consorcio Shell-Mobil (SM) para desarrollar el yacimiento y extraer los productos comerciales hacia el mercado más relevante para el proyecto de acuerdo a la concepción de consorcio.

Luego de dos años de administrar el proyecto en base al contrato de licencia, el consorcio SM decide no continuar con el proyecto argumentando falta de rentabilidad del mismo cuando en realidad no había conseguido de parte del gobierno mayores facilidades a las establecidas en el contrato.

El fracaso del contrato del siglo puso en tela de juicio la forma en la que se había concebido y estructurado el proyecto donde el licenciatario era el más idóneo para definir que le convenía al país desde el punto de vista del gas natural, ya que se partía de la lógica que lo bueno para el consorcio era también bueno para el país. Lamentablemente esta concepción se repite en muchos contratos de hidrocarburos donde el manejo y definición de la explotación y venta de los productos se dejan en manos del privado y el estado sólo espera una retribución justa por la licencia.

1 Camisea está conformado por los yacimientos de Cashiriari, San Martín, Mipaya y Pagoreni.


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Ante esto, durante los años 1998 y 1999 se trabajo en definir un nuevo esquema de desarrollo para el proyecto Camisea, donde el Estado no invertiría dinero pero también compartiera las ganancias de unas reservas probadas, y se cuidara de recibir ingresos mínimos por concepto de regalías.

En nuevo esquema se instrumento en la Ley 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, como una herramienta que defina el accionar del estado en los proyectos de gas natural y que además establezca obligaciones mínimas al licenciatario de un yacimiento respecto a la comercialización del gas natural en el mercado interno.

Un tema muy importante en la Ley 27133 es lo referente a la política de precios del gas natural para el mercado interno y el manejo de los contratos de suministro. La ley busco que no exista discriminación y que los contratos sean homogéneos para todo tipo de clientes de tal forma de evitar los problemas que existen en el mercado de combustibles líquidos donde exista una falta de transparencia en la cadena de comercialización.

Además, la Ley 27133 estableció un mecanismo de garantía de demanda mínima al transportista para reducir el riesgo de creación del mercado, ya que sin esto no hubiera sido posible la segmentación de Camisea en las tres actividades (producción, transporte y distribución) que hoy tenemos. El mecanismo de demanda mínima denominado GRP permite compensar al transportista de la Red Principal por el servicio no vendido y necesario para cubrir un ingreso mínimo garantizado.

Los recursos para pagar la GRP provienen del sector eléctrico ya que a dicho sector se le ofrece una tarifa de transporte como si el gasoducto estuviera a máxima capacidad y por tanto obtiene beneficios por tener un gas de bajo precio. Al final es como si el sector eléctrico absorbiera el riesgo de desarrollo de Camisea y por tanto se hacía merecedor a una tarifa especial en el gasoducto.

Luego de desarrollar el esquema básico de Camisea y expedido los reglamentos complementarios, en el año 2000 se concurso la explotación del yacimiento y el desarrollo de la Red Principal de transporte, lográndose firmar los respectivos contratos en diciembre de 2000.

Desde el año 2000 hasta el 2004, año de inicio de la operación de Camisea, el gobierno promulgo nuevos reglamentos, modifico los existentes y adapto los contratos de licencia y concesión con el objeto de apoyar en el desarrollo del proyecto. El apoyo decidido del gobierno permitió la operación de Camisea en el tiempo esperado pero dejo latentes problemas de impacto ambiental y manejo de comunidades que hasta hoy en día no están resueltos.

En el año 2005, el gobierno promovió cambios en los contratos de licencia, leyes y reglamentos para facilitar el proyecto de exportación de gas natural denominado Perú LNG. Para la ejecución de dicho proyecto se requería tener garantizado una reserva mínima de gas natural de 4,4 TPC, lo cual no era posible alcanzar con los 2,4 TPC que tiene el yacimiento de Pagoreni por lo que se necesitaba que el lote 88 le ceda (mediante un contrato de venta) casi 2 TPC a Perú LNG para que este lo exporte libremente.

El contrato de licencia original del lote 88 permite la exportación del gas natural pero pone como una condición permanente que se garantice el abastecimiento del mercado interno para los siguientes 20 años, lo cual colocaba al proyecto de exportación en una posición de menor nivel respecto al mercado interno.

El cambio introducido al contrato y a la Ley 27133 señalaron que la evaluación de los 20 años se haga sólo una vez, y que luego de firmado el contrato de suministro entre el Productor del

Introducción

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lote 88 y Perú LNG ya no habría revisión del alcance de las reservas para abastecer al mercado interno.

Desde el año 2004 hasta el 2008 la demanda de gas natural para el mercado interno creció desde casi 60 a 300 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo evidencio la alta aceptación que tiene el gas natural debido a su bajo precio respecto a los sustitutos. Además, la proyección de la evolución indicaba que se podría alcanzar los 600 MPCD en el 2010 y por consiguiente se necesitaba mayor capacidad de producción y transporte.

Lamentablemente, luego de 3 años de haber cambiado el contrato de licencia a favor de la exportación del gas natural nos damos cuenta que no tenemos gas del lote 88 para desarrollar nuevos gasoductos que permitan desconcentrar el consumo en Lima de tal forma que el desarrollo del norte y sur del país deberán postergarse hasta garantizar la recuperación de la inversión en los transportes.

Los expertos del sector hidrocarburos localizados en Perupetro y el Ministerio de Energía y Minas confían en que se encontrará más reservas de gas natural, pero lamentablemente los resultados de los contratos exploratorios darán mayor certeza de lo que tenemos en los años 2011 a 2013.

Un tema que hoy pasa desapercibido es que durante la época de Shell – Mobil, el proyecto Camisea incluía al yacimiento de Pagoreni, pero cuando se concurso el nuevo lote 88 se excluyo a Pagoreni como una medida de reservar para el Estado una parte de la reservas en caso se tuviera una situación imprevista respecto al mercado interno. Lamentablemente esta estrategia de política energética no fue seguida por los siguientes gobiernos quienes entregaron el lote 56 (Pagoreni) a Perú LNG para que lo exporte libremente.

Otro tema que el esquema regulatorio del gas natural no ha sopesado es la naturaleza de los gasoductos desarrollados por los licenciatarios para llevar el gas natural hasta su mercado. Hoy la ley y reglamentos permiten ductos de uso propio con acceso exclusivo del licenciatario sin posibilidad de acceder a la capacidad excedente del gasoducto, esto coloca en desventaja al Estado al no poder ordenar el uso de dichos excedentes en caso se requiera para el desarrollo del mercado interno.

Los problemas detectados en el año 2008 y la crisis energética que se avecina en los siguientes tres (3) años no indican la necesidad de ajustar los reglamentos para señalar la prioridad del mercado interno y la subordinación que todo proyecto privado debe tener dentro de la política energética nacional que busque la seguridad interna como primer objetivo.

En la búsqueda y comprensión del desarrollo del gas natural en el mundo y en el Perú se presenta diversas secciones donde se analiza desde el punto de vista regulatorio la problemática del desarrollo de este energético y el rol que debe cumplir el Estado.

La sección sobre el análisis de la regulación del mercado internacional y la problemática de la tarificación fue desarrollada en base a los documentos elaborados en ingles por el consultor de origen francés Karin Faid. Agradecemos sus enseñanzas en los temas de comercialización del gas natural y el desarrollo de contratos de licencia donde hizo mucho hincapié en lo equilibrado que deben ser para que el negocio sea sostenible para ambas partes.

La regulación de tarifas de gas natural en Lima y Callao está en evolución y se espera para el 2009 tener una nueva estructura de tarifas que permita evitar los problemas de evasión detec-tados en los clientes de alto consumo. El mensaje del marco normativo es que la distribución es


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un costo estampillado y por tanto no se paga por punto de conexión ni uso efectivo de la red, ya que existen economías de escala y de alcance en una red que no puede dividirse en cada tipo de usuario en especial.

Se tiene claro que lo que debe procurar la regulación es tener una tarifa que cubra el costo de desarrollo de la red y que a la vez proporcione a cada tipo de usuario el ahorro necesario para pagar su conversión al gas natural y no sentirse discriminado al soportar él los costos de toda la red.

Índice

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Índice

Presentación ................................................................................................................................ 3Introducción ................................................................................................................................ 5

Capítulo I: El gas natural en el mundo ........................................................................................................ 13

1. Consumo del gas natural ...................................................................................................... 152. Precios del gas natural .......................................................................................................... 173. Relación Reservas/Producción ............................................................................................. 184. Reservas probadas de gas natural en el mundo ................................................................... 235. Producción de gas natural en el mundo ............................................................................... 25 6. Características y tendencias de la industria del gas natural ................................................256.1. La cadena del gas natural .................................................................................................. 256.2. El comercio del gas natural ................................................................................................ 266.3. La onda de liberalización ................................................................................................... 276.4. La industria del gas natural en Estados Unidos de Norte América ....................................286.5 La industria de gas natural en el Oeste de Europa .............................................................30

Capítulo II: Los proyectos de gas natural ..................................................................................................... 33

1. Características de los proyectos de gas natural ..................................................................... 331.1. Economía integrada ............................................................................................................ 331.2. Términos de los contratos de gas natural ........................................................................... 351.3. Optimización de los beneficios ........................................................................................... 362. Arquitectura de los proyectos de gas natural ........................................................................ 372.1. Análisis económico y credibilidad del proyecto .................................................................. 372.2. Rol del gobierno ................................................................................................................. 37


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2.3. Organización de la estructura del proyecto ........................................................................ 372.3.1. Compañía de gas ............................................................................................................. 382.3.2. Comercialización.............................................................................................................. 392.3.3. Transporte ....................................................................................................................... 392.3.4. Distribución ..................................................................................................................... 393. Economía de los gasoductos.................................................................................................. 403.1. Base del diseño de tarifas ................................................................................................... 413.2. Metodología para el cálculo de las tarifas .......................................................................... 413.3. Ejemplos de cálculo de tarifas ............................................................................................ 434. Tarifas de transporte ............................................................................................................. 444.1. ¿Qué es la tarifa? ................................................................................................................ 444.2. Cargos por transporte......................................................................................................... 454.3. Diferentes tipos de tarifas .................................................................................................. 454.4. Elementos de una tarifa de gas .......................................................................................... 484.5. Empaquetamiento del precio ............................................................................................. 485. Gas natural y la generación eléctrica ..................................................................................... 485.1. Principales beneficios de las turbinas de gas ..................................................................... 485.2. Principales beneficios y desventajas de los Ciclos Combinados .........................................495.3. Indicativos de los órdenes de preferencia entre tecnologías .............................................495.4. Lógica del despacho por orden de méritos ........................................................................ 496. Venta del gas natural para la generación eléctrica ................................................................ 506.1. Problema del criterio de operación .................................................................................... 506.2. Solución al criterio de operación ........................................................................................ 506.3. Competencia Gas-Hidroelectricidad ................................................................................... 51

Capítulo III: El mercado peruano del Gas Natural

1. Reseña histórica .................................................................................................................... 531.1. Yacimiento de Aguaytía ...................................................................................................... 531.2. Yacimientos de la costa norte ............................................................................................. 531.3. Proyecto Camisea ............................................................................................................... 561.3.1. Descubrimiento ............................................................................................................... 561.3.2.Partida de Shell ................................................................................................................. 581.3.3. La definición del “Nuevo Camisea” ................................................................................. 591.3.4. Contrato con Pluspetrol ................................................................................................... 591.3.5. Estructura del proyecto .................................................................................................. 591.3.6. Regulación de los precios ................................................................................................ 602. Análisis del ducto de Camisea ............................................................................................... 652.1. Magnitud del ducto ............................................................................................................ 652.2. Energía almacenada en el reservorio ................................................................................. 662.3. Composición del reservorio ................................................................................................ 732.4. Valor del yacimiento ........................................................................................................... 743. Situación comercial del gas natural ....................................................................................... 833.1. Producción del gas natural ................................................................................................. 833.2. Venta de gas natural ........................................................................................................... 843.3. Consumo del gas natural .................................................................................................... 864. Estructura de la industria peruana de gas natural ................................................................. 884.1. Actores de la industria de gas natural de Camisea .............................................................895. Impacto del Gas Natural en la economía nacional ................................................................ 905.1. En el sector residencial ....................................................................................................... 905.2. En el sector industrial ....................................................................................................... 1025.3. En el sector transporte ..................................................................................................... 105

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5.4. En el sector eléctrico ........................................................................................................ 110a) Costos de producción para generar electricidad ................................................................. 110i. Ciclo combinado a Gas Natural ............................................................................................. 115ii. Ciclo simple a Gas Natural ................................................................................................... 116iii. Turbina a vapor operado con carbón .................................................................................. 117iv. Motor Diesel operado con Residual Nº 6 ............................................................................ 118v. Motor Diesel operado con Diesel Nº 2................................................................................. 119vi. Turbina de gas operado con Diesel Nº 2 ............................................................................. 120

Capítulo IV: Garantía por Red Principal (GRP) ............................................................................................. 121

1. Definición de la GRP ............................................................................................................ 1212. Base Legal de la GRP ............................................................................................................ 1243. Sustento de los creadores del mecanismo .......................................................................... 1243.1. Perspectiva eléctrica ......................................................................................................... 1253.2. Perspectiva gas natural ..................................................................................................... 1293.2.1. Fundamentos de la GRP ................................................................................................ 133 3.2.2. Funcionamiento de la GRP ............................................................................................ 1373.2.3. Impacto de las GRP en las tarifas eléctricas .................................................................. 1443.2.4. Cuantificación de los beneficios y costos producto de la GRP ....................................... 1474. La GRP de Camisea .............................................................................................................. 1504.1. Recaudación de la GRP ..................................................................................................... 153

Capítulo V: Regulación del Gas Natural en el Perú .................................................................................... 155

1. Marco Regulatorio ............................................................................................................... 1552. Esquema Institucional ......................................................................................................... 1573. Esquema tarifario del gas natural en el Perú ....................................................................... 1583.1. Precio del Gas Natural al usuario final .............................................................................. 1583.1.1. La actualización de precios y tarifas de Camisea ........................................................... 1603.2.La tarifa inicial en Talara .................................................................................................... 1674. Procedimientos regulatorios ............................................................................................... 1684.1. Camisea ............................................................................................................................ 1684.1.1. Los precios de gas natural en “boca de pozo” ............................................................... 1694.1.2. Red Principal de Camisea .............................................................................................. 1694.1.3. Red de distribución de Lima y Callao ............................................................................. 1734.1.4. Otros componentes ....................................................................................................... 1764.2. Pariñas (Talara) ................................................................................................................. 1814.2.1. Tarifa de distribución de gas natural por red de ductos ................................................ 1814.2.2. Topes máximos por la Acometida, tubería de conexión e inspección y habilitación ..... 1824.2.3. Cargos máximos de mantenimiento de acometida ....................................................... 1834.2.4. Cargos máximos por corte y reconexión ....................................................................... 183 Capítulo VI: Conclusiones ........................................................................................................ 185

1.Conclusiones......................................................................................................................... 185


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El gas natural en el mundo

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Capítulo I El gas natural en el

mundo

Para tener una visión panorámica de la industria del gas natural en el mundo, en primer lugar es necesario conocer el desarrollo de las reservas, los niveles de producción y la demanda futura del hidrocarburo, así como la duración de dichas reservas para mantener el régimen productivo.

En el año 2005, las reservas mundiales de gas natural fueron de 180 Tera1 m3 (6350 Tera pies cúbicos) mientras que en el 1980 éstas eran de 84 Tera m3, lo cual significa que en 25 años se han incrementado en 114%, es decir, que han crecido a una tasa media anual de 3,1%. En el año 1980 la región que tenía más reservas era Europa y Euro Asia (fundamentalmente Rusia), pero 25 años después la región con más reservas de gas natural es el Medio Oriente, según los datos que se muestran en el Gráfico Nº 1.1.

Gráfico Nº 1.1Reservas de gas natural por región

Fuente: Propia

1Tera = 1 000 000 000 000 000 = 1012 = 1 000 Gigas.

1

10

100

1,000

Tera

met

ros c

úbico

s

Norte América Centro y Sur América Europa y Euro Asia Medio OrienteAfrica Asia Pací co Total


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Actualmente Europa y Euro Asia más el Medio Oriente concentran las tres cuartas partes de las reservas mundiales de gas natural. En el año 2005, el Medio Oriente concentraba el 40% de estas reservas-. (Ver Gráfico Nº 1.2)

Gráfico Nº 1.2Crecimiento de las Reservas de Gas Natural por región

Fuente: Propia

Al año 2005, las regiones de Norte América y de Centro y Sur América tenían la misma proporción de las reservas mundiales con un 4% cada una. Es importante señalar que en 1980 Norte América tenía el 12% de las reservas mundiales, pero por el crecimiento de la producción aunado al incremento de las reservas del Medio Oriente redujo su participación a sólo el 4% de las mismas, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.3.

Gráfico Nº 1.3Reservas de Gas Natural por región

Fuente: Propia

1%

10%

100%

Norte América Centro y Sur América Europa y Euro AsiaMedio Oriente Africa Asia Pací co


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De todas las regiones, Norte América es la única que presenta una tasa negativa de crecimiento en un periodo de 25 años, mientras que la de Medio Oriente mantiene una tasa positiva de incremento de entre 4% y 6% anual. Los mayores niveles de crecimiento se observan en los años previos a 1995, debido a las crisis del petróleo que incentivaron el desarrollo de la industria del gas natural. (Ver Gráfico Nº 1.4)

Gráfico Nº 1.4Crecimiento de las Reservas de Gas Natural por región

Fuente: Propia

1. Consumo de gas naturalPor el lado del consumo de gas natural por región, se observa que en los últimos 40 años la que más creció fue la de Europa y Euro Asia. En el año 2005, esta región presentó un consumo medio anual de 110 Giga2 pies cúbicos por día, siendo la de Norte América la segunda en tamaño con 75 Giga pies cúbicos por día.

La región Asia Pacífico presenta también un crecimiento explosivo en el consumo de gas natural debido al desarrollo industrial de Japón, Corea, China y otros países. La tasa de crecimiento anual de consumo de gas natural de esta región está entre 7% y 8% anual, tal como se puede observar en el Gráfico Nº 1.5.

Durante la crisis del petróleo de la década de 1980, la región Norte América presentó una tasa de crecimiento negativa, debido a políticas orientadas a sustituir los hidrocar-buros y al control de precios en los yacimientos existentes de gas natural. A partir de 1985, recupera el nivel de consumo de gas natural debido a la desregulación de los campos petrolíferos, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.6.

La región de Centro y Sur América presenta una tasa de crecimiento casi constante de entre 4% y 6%, siendo en la segunda mitad de la década de 1980 que presenta una tasa media anual positiva del 9%. En cualquier caso, las tasas de crecimiento del consumo en los últimos 20 años son menores a las obtenidas en la década de 1970.

2Giga = 1 000 000 000 000 = 109.


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Gráfico Nº 1.5Consumo de Gas Natural por región

Fuente: Propia

Gráfico Nº 1.6Crecimiento del consumo de Gas Natural

Fuente: Propia

El Gráfico Nº 1.7 muestra el consumo mundial de gas natural en el año 2007, expresado en billones de m3.

-4%

-2%

+0%

+2%

+4%

+6%

+8%

+10%

+12%

+14%

+16%

1965-1970

1970-1975

1975-1980

1980-1985

1985-1990

1990-1995

1995-2000

2000-2005-8%

-4%

+0%

+4%

+8%

+12%

+16%

+20%

+24%

+28%

+32%

Afr

ica,

Asi

a Pa

cíco

Norte América Centro y Sur América Europa y Euro Asia

Medio Oriente Africa Asia Pací co

0

10

20

30

40

50

60

19651967

19691971

19731975

19771979

19811983

19851987

19891991

19931995

19971999

20012003

2005

Gig

a pi

es c

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os p

or d

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0

20

40

60

80

100

120

Nor

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mér

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Eur

opa

y Eu

ro A

sia

Centro y Sur América Medio Oriente AfricaAsia Pací co Norte América Europa y Euro Asia


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Gráfico Nº 1.7Consumo mundial de gas natural en el año 2007

(Billones de m3)

Fuente: CEDIGAZ

2. Precios del gas naturalEn lo que respecta a los precios internacionales del gas natural, el Gráfico Nº 1.8 muestra que en el periodo de los años 1988 - 1999, se presentaron los precios más bajos, debido a la influencia de los precios de petróleo. Generalmente los precios del gas natural son más altos en los mercados de consumo (Japón, Europa, OECD, UK) que en las zonas productoras (Alberta y Henry Hub).

Total MundoAustralia

PaquistánTailandia

MalasiaIndonesia

Corea del SurIndia

ChinaJapón

Asia - OceaníaArabia Saudita

IránOriente Medio

EgiptoArgelia

ÁfricaRumania

TurkmenistanKazakhstanBielorrusia

UzbekistanUcrania

RusiaEuropa Oriental y CEI

EspañaFrancia

Paises BajosItalia

Reino UnidoAlemania

Europa OccidentalChileBrasil

MéjicoArgentina

América Central y SurCanadá

Estados UnidosAmérica del Norte

0 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 100 200 300 400 500 600 700 800

0 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 100 200 300 400 500 600 700 800

649,1742,0

92,9190,2

44,159,9

19,84,2

524,784,291,1

83,639,3

46,835,2

658,8423,9

66,1

n.d16,4

90,226,3

31,8299,5

111,875,9

445,992,9

71,841,7

34,623,4

32,935,3

30,828,8

2951,3

n.dn.dn.d


18

Gráfico Nº 1.8Precio del Gas Natural

Fuente: Propia

Un hecho curioso es que, a partir del año 2002, los incrementos de precios del gas natural en el Japón no han sido tan fuertes como los ocurridos en los otros mercados. Esto se debe a que los contratos de importación de los consumidores japoneses (en su mayoría empresas eléctricas) tienen fórmulas de indexación de precios con participación del carbón como sustituto eléctrico.

3. Relación Reservas/ProducciónLa relación Reservas / Producción (R/P) mide el número de años que las reservas de gas natural alcanzarían si se mantuviera el nivel de producción actual. Lamentablemente este indicador no reconoce la tasa de crecimiento que puede tener la producción del país, ya que asume que dicha producción es constante. Para corregir esto se ha definido la siguiente fórmula:

En donde:

i = Tasa de crecimiento

R= Reservas

P= Producción del año base

De acuerdo con esta nueva fórmula de duración de las reservas, a la fecha el mundo tiene una seguridad de abastecimiento de gas natural de aproximadamente 40 años.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1,9841,986

1,9881,990

1,9921,994

1,9961,998

2,0002,002

2,004

US$

/ m

illón

de B

TU

Japón Unión Europea UK Henry Hub Alberta OECD


19

Gráfico Nº 1.9Producción de Gas Natural en el mundo (Giga m3)

Fuente: Propia

Para evitar los saltos en la evaluación de la fórmula de duración de reservas con tasa de crecimiento de la producción, se ha considerado una tasa media móvil de un periodo de cinco años, y de tal forma alisar los picos y las depresiones. Por ejemplo en los últimos 10 años la tasa media de crecimiento de la producción mundial de gas natural estuvo entre 2% y 3%.

Gráfico Nº 1.10Crecimiento del Gas Natural en el mundo

Fuente: Propia

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

1,9701,972

1,9741,976

1,9781,980

1,9821,984

1,9861,988

1,9901,992

1,9941,996

1,9982,000

2,0022,004

Giga

m3

0

10

20

30

40

50

60

Año

s

Producción Ratio R/P con crecimiento

-1%

+0%

+1%

+2%

+3%

+4%

+5%

+6%

+7%

+8%

+9%

+10%

1,970

1,972

1,974

1,976

1,978

1,980

1,982

1,984

1,986

1,988

1,990

1,992

1,994

1,996

1,998

2,000

2,002

2,004

Tasa Anual Tasa Media Móvil (5 años)


20

En el caso de la región Norte América, la tasa media de crecimiento de la producción está entre 0% y 2%, por lo que la evaluación de la fórmula de reservas versus producción, considerando el crecimiento, arroja un valor de 9 años a 2005.

Gráfico Nº 1.11Producción de Gas Natural en Norte América

Fuente: Propia

Gráfico Nº 1.12Crecimiento del Gas Natural en Norte América

Fuente: Propia

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,9701,972

1,9741,976

1,9781,980

1,9821,984

1,9861,988

1,9901,992

1,9941,996

1,9982,000

2,0022,004

Giga

m3

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

Año

s


-10%

-8%

-6%

-4%

-2%

+0%

+2%

+4%

+6%

+8%

+10%

1970 1972

1974 1976

1978 1980

1982 1984

1986 1988

1990 1992

1994 1996

1998 2000

2002 2004



21

En el caso de la región Centro y Sur América, la tasa media de crecimiento de la producción está entre 4% y 8%, por lo que la evaluación de la fórmula de reservas versus producción, considerando el crecimiento, arroja un valor de 20 años a 2005.

Gráfico Nº 1.13Producción de Gas Natural en Centro y Sur América

Fuente: Propia

Gráfico Nº 1.14

Crecimiento del Gas Natural en Centro y Sur América

Fuente: Propia

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

19701972

19741976

19781980

19821984

19861988

19901992

19941996

19982000

20022004

Gig

a m

3

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Año

s


-2%

+0%

+2%

+4%

+6%

+8%

+10%

+12%

+14%

+16%

1970 1972

1974 1976

1978 1980

1982 1984

1986 1988

1990 1992

1994 1996

1998 2000

2002 2004



22

En el caso de la región de Europa y Euro Asia, la tasa media de crecimiento de la producción de gas natural está entre 0% y 2%, por lo que la evaluación de la fórmula de reservas versus producción, considerando el crecimiento, arroja un valor de 37 años a 2005.

Gráfico Nº 1.15Producción de Gas Natural en Europa y Euro Asia

Fuente: Propia

Gráfico Nº 1.16Crecimiento del Gas Natural en Europa y Euro Asia

Fuente: Propia

0

200

400

600

800

1,000

1,200

19701972

19741976

19781980

19821984

19861988

19901992

19941996

19982000

20022004

Giga

m3

0

15

30

45

60

75

90

Año

s


-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

1970 1972

1974 1976

1978 1980

1982 1984

1986 1988

1990 1992

1994 1996

1998 2000

2002 2004



23

Cuadro Nº 1.1Modelo Gas Natural en Latinoamérica

Fuente: Propia

4. Reservas probadas de gas natural en el mundoDe acuerdo a ‘Oil and Gas Journal’, el gas natural a finales de 2007 registraba un insignificante incremento en las reservas a nivel mundial, equivalentes a 88 billones de metros cúbicos (109), aproximadamente.

Las regiones con el incremento más notable de reservas de gas natural fueron las de América, donde crecieron en conjunto un 5,3%. El mayor descenso se produjo en Europa Occidental, con una caída estimada en 5 %, según se muestra en el Cuadro Nº 1.2.

Cuadro Nº 1.2Reservas mundiales probadas de gas natural (1)

(Miles de billones de m3)

(1) Datos referidos a principios de cada año.Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal

Chile

Perú

Colombia

México

Argentina

Bolivia

Brasil

Ecuador

Venezuela

Producción Transporte Distribución

Libre Libre Libre

Libre con Audiencia Regulado Regulado

Libre Regulado Regulado

Regulado Regulado Regulado




Monopolio Administrado por el Estado (CRE) con Concesiones

Monopolio Administrado por el Estado

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2007 2008

América del Norte

América Central y Sur

Europa Occidental

Europa Oriental y CEI

África

Oriente Medio

Asia -Oceanía

Total

9,4

1,9

3,6

12,5

3,8

6,6

1,6

39,4

8,5

2,4

4,1

24,2

5,2

15,3

3,4

63,1

8,0

4,4

3,9

31,6

5,7

18,5

4,8

76,9

8,4

5,4

5,7

38,0

5,9

25,9

7,0

96,3

7,5

6,9

5 ,5

52,5

8,5

37,8

10,6

129,3

6,5

7,8

6,2

58,9

9,9

44,7

13,1

147,1

6,5

7,7

7,7

56,5

11,4

54,8

12,2

156,8

7,1

7,4

6,1

57,5

14,1

72,5

13,8

178,5

7,6

8,0

5,6

57,9

14,5

73,0

15,1

181,8

7,8

8,7

5,3

57,9

14,6

72,5

15,0

181,9


24

Cuadro Nº 1.3Reservas mundiales probadas de gas natural

(Billones de m3)

Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal

2004 2005 2006 2007 20086 9565 3531 6037 2434 219

782612588421245247

6 2813 1881 492

905207135

57 73448 000

2 9001 9001 8601 3501 105

30513 925

5 0554 5451 7561 491

26972 64027 57025 783

6 7545 6203 1701 572

830479

13 9251 8232 7702 5942 464

854790428433345

7 0515 4511 6007 3784 287

757542532419326325

6 0913 1591 449

826191125

57 53247 8002 860 1 9001 8601 3501 110

29514 118

5 1174 5451 8691 491

27072 54427 50025 783

6 8345 6603 1701 572

690479

13 8192 0202 7692 4032 272

923798428422343

7 4275 7871 6407 2644 315

740439530412306338

5 8503 1081 387

728178117

57 86347 820

2 8601 9001 8501 3501 100

62814 280

5 1544 5041 8951 491

27072 48827 49525 636

6 9005 7003 1701 572

690479

14 4552 2702 7692 4292 4801 101

852428407340

7 6255 9771 6488 0345 100

740446480392348335

5 5933 0221 316

684155

9457 87547 814

2 8601 9001 8701 3501 100

62814 493

5 2154 5042 0471 491

27073 03127 57525 636

7 1545 7003 1701 780

690485

15 1533 0002 6592 4852 4801 075

865435392331

7 8286 1731 6558 6745 565

817437480376395319

5 3202 9051 316

585155

5457 87447 814

2 8601 9001 8701 3501 100

62814 648

5 2754 4282 0471 4191 287

72 54326 45525 490

7 5465 7003 1681 813

690485

15 0053 0002 5532 4552 7451 075

865285392331

América del NorteEstados UnidosCanadáAmérica Central y SurVenezuelaBoliviaArgentinaTrinidad y TobagoMéjicoBrasilPerúEuropa OccidentalNoruegaPaíses BajosReino UnidoAlemaniaItaliaEuropa Oriental y CEIRusiaTurkmenistánKazajstánUzbekistánAzerbaijánUcraniaRumaníaÁfricaNigeriaArgeliaEgiptoLibiaAngolaOriente MedioIránQatarArabia SauditaAbu DhabiIrakKuwaitOmánYemenAsia - OceaníaChinaIndonesiaAustraliaMalasiaIndiaPaquistánPapua - Nueva GuineaBangladeshBruneiTotal 178 704 178 533 179 627 181 804 181 892


25

Los países que han incrementado sus reservas de gas natural han sido Angola, Brasil, Malasia y Bolivia. Mientras que los que han sufrido con mayor fuerza una baja son Italia, Papúa-Nueva Guinea y Reino Unido (Ver Cuadro Nº 1.3)

Oriente Medio tiene el 40% de las reservas mundiales, seguido de Europa Oriental y los países de la CEI, con el 32%, en números redondos.

La Federación Rusa cuenta con las mayores reservas conocidas del mundo, evaluadas en 47 800 billones de m3 de gas, el 26,3% del total mundial.

Irán se ubica en segundo lugar, con el 14,5% de las reservas, seguido por Qatar (14%), Arabia Saudita (4,1%), Abu Dhabi (3,1%), Venezuela (3%) y Nigeria, con 5 275 billones de m3 de gas natural, equivalentes al 2,9% de las reservas mundiales.

5. Producción de gas natural en el mundoEn Oriente Medio, Asia, América Central y Sur y África, las cifras de producción muestran valores en alza, aunque ligeramente por debajo que los ratios observados en los años recientes. China es el país donde la producción ha aumentado de forma más pronunciada en 2007, con una tasa del 16%, que llega hasta los 68 billones de m3.

Cuadro Nº 1.4Producción Comercializada de gas natural en el mundo

(Billones de m3)

Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal

6. Características y tendencias de la industria del gas natural

6.1. La cadena del gas naturalLa característica peculiar de la industria del gas natural puede resumirse al observar su naturaleza y al hecho simple de que, de todos los combustibles térmicos, el gas natural es el único que es gaseoso, ya que no es un combustible líquido o uno sólido.

Este mismo hecho tiene efectos profundos en las formas por las cuales se estructura la industria y los términos en los cuales se hacen los negocios. La viabilidad del negocio del gas natural es muy sensible al tamaño, al coeficiente de carga y a las distancias. El concepto de la cadena del gas natural es muy básico. El gas puede ser transportado mediante un sistema de tuberias desde el final del campo hasta la extremidad de la hornilla (cocina o quemador) y mediante barcos metaneros, los que sirven como medio de transporte del Gas Natural Licuado.

Las cadenas del gas natural se pueden convertir en redes complejas y penetrar profunda-mente en los mercados de la energía, tal como sucede en los Estados Unidos y en Europa.

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2006 2007

América del Norte

América Central y Sur

Europa

Europa Oriente y CEI

África

Oriente Medio

Asia - Oceanía

Total

651,8

34,5

79,7

234,2

3,4

19,5

17

1 040,1

619,7

43,7

176,6

336,1

12,5

37,6

37,3

1 263,5

624,4

65,5

199,1

484,4

27,2

44,1

74,1

1 518,8

548

73,5

196,3

699,4

51 ,3

64

109,7

1 742,2

611,7

85

196,7

855,1

70,9

99,9

149

2 068,3

685,3

99,6

238,8

737,7

85,1

146,9

210,5

2 203,9

720,8

134,1

280,3

746,6

125,7

213,2

271,2

2 491,9

697,6

177,4

298,5

775,2

172,8

317,3

361,6

2 800,4

710,2

185,9

290,7

798,8

186,5

338,4

367,7

2 878,2

728,6

197,9

279,8

807,8

196,6

355,4

385,2

2 951,3


26

Residuales9%

Diesel 248%

Gasolinas16%

Kerosene1%

Turbo A18%

GLP18%

Sin embargo, éstas son instalaciones rígidas incapaces de mercados que se pueden captu-rar más allá del alcance de la tubería. Por el contrario, los combustibles líquidos y sólidos se pueden entregar a corto plazo a cualquier destino.

Debido a esta característica el gas natural tiene considerablemente más patrones comunes con la electricidad que con el petróleo o el carbón. La preocupación más importante en estas dos “industrias de redes” está en los coeficientes de carga y en las tarifas.

6.2. El comercio del gas naturalEl transporte del gas natural por tuberías, que es la opción más común, es unas cuatro o cinco veces más costosa que el transporte del petróleo por los mismos medios.

El petróleo y el carbón tienen otras opciones de transporte con relación a las tuberías, tales como los sencillos cargos a granel, que son convenientes para el transporte internacional por el mar. Además, como combustibles, son fácilmente almacenables cerca de mercados flexibles y pueden buscar los puntos u oportunidades a corto plazo. En resumen, son verdaderas materias o mercancías internacionales.

Esto mismo no se puede decir del gas natural, el cual está inexorablemente obligado a las economías de la distancia debido a la relación entre los altos costos de transporte, los altos costos de almacenaje, y la necesidad de los mercados que pueden requerir capacidades de reserva para atender sus eventualidades. En este sentido la industria del gas natural también es muy similar a la industria de la electricidad.

Las consecuencias de los altos costos del transporte son realmente básicas para el comercio del gas natural. El gas natural es un “commodity” local o, en el mejor de los casos, regional, porque no puede escaparse de su radio económico, tal como ocurre en el amplio mundo del petróleo o el carbón.

La importancia de la distancia en el negocio del gas natural está claramente demostrada por la muy elevada porción ( 77%) de gas que se vende dentro del país en donde se produce. Del 23% restante, más de la mitad es gas “inter-regional”, es decir, cruza las fronteras de los países vecinos (Por ejemplo, Noruega abastece a Alemania y el Canadá a los Estados Unidos de Norte América), por lo cual este hidrocarburo sigue siendo, esencialmente, “gas de distancia corta”.

Menos del 11% de todo el negocio del gas se puede considerar como “gas de larga distancia”, e incluso este gas no viaja por el mundo, como el petróleo. El “gas de larga distancia” viene de grandes proyectos que explotan las economías de escala, y los altos coeficientes de carga.

En conclusión, sin la liquidez física del petróleo crudo, el gas natural está condenado a infraestructuras rígidas y costosas que limitan el comercio a largas distancias. Estas infraestructuras inducen adicionalmente la “no-liquidez” y la “no-homogeneidad” del mercado del gas.

No existe “mercado del gas natural mundial” Existen varios mercados nacionales y regionales del energético. Dada la estructura del mercado mundial, el gas natural hace frente a la competencia de las referencias energéticas regionales y no se puede referir a un “marcador internacional del precio”, como sí sucede en el caso del petróleo.

En el mundo existen tres principales mercados regionales del gas natural, a saber: Norte América, Europa y Asia del Este, los mismos que se muestran en el Gráfico Nº 1.17. Se puede resaltar que los tres presentan diferencias significativas en el precio del hidrocarburo.


27

Gráfico Nº 1.17Principales mercados regionales del Gas Natural

Fuente: Propia

Los fundamentos de la definición del precio, en un mercado dado del gas, se ligan a la especificidad de ese mercado. Esta especificidad es expresada por determinados parámetros como:

La organización: mercado regulado o desregulado, monopolístico o competitivo.•

Los tipos de usuarios finales: industria, generación de energía eléctrica, comercios, • residencial

El número de vendedores, compradores, y comercializadores.•

La madurez.•

6.3. La onda de liberalizaciónComo en muchas industrias entre las que está incluida la industria de la energía eléctrica, actualmente existe en los mercados una “onda de liberalización”, la que necesariamente modifica también el desenvolvimiento de la industria del gas en las varias partes del mundo donde se da, introduciendo la dinámica de la competencia en una industria caracterizada tradicionalmente por su rigidez y conservadurismo.

Esta tendencia, en curso hacia la liberalización, que comenzó en los Estados Unidos, está pasando por diferentes etapas en los diversos mercados, golpeando duramente a los monopolios establecidos y forzando a la industria del gas natural a ser cada vez más sensible a las necesidades del cliente y a las fuerzas del mercado.

El movimiento de la regulación a la desregulación se ha presentado típicamente de la manera siguiente:

Las raíces de la regulación descansan en los altos costos de las grandes infraestructuras, • redes de tuberías de gas o redes de cables de electricidad, por ejemplo, ya que sería demasiado aventurado para las compañías privadas construirlas sin la garantía del gobierno para recuperar la inversión.

El gobierno, por lo tanto, garantiza una rentabilidad concediendo a determinada • compañía una licencia monopólica en un área geográfica específica.

Para proteger a los consumidores, el gobierno interviene regulando el precio. •

USA

Canadá

Oeste de Europa

NoruegaRusia

Argelia

Japón

IndonesiaMedio Oriente

Australia

OesteNorte América

CentroEuropa Este del Asia


28

En este escenario las compañías tienen un menor incentivo para adoptar nuevas • tecnologías y prácticas de gerencia que ahorren costos al tener los beneficios garantizados, virtualmente bajo contrato.

Los grandes usuarios del servicio se dan cuenta que podrían pagar menos si ellos • mismos se proporcionaran el servicio, si usaran mejores tecnológicas o aplicaran mejores prácticas de gerencia, con lo que presionan para la reducción de precios.

Las agencias del estado, impacientes en introducir más eficacia en el sistema y bajar el • precio del servicio, abren partes del servicio a la competencia de las compañías.

La desregulación describe así un cambio a través del cual muchas compañías compiten para ofrecer productos y servicios que, previamente, bajo regulación, fueron ofrecidos a través de una compañía controlada.

El primer paso en la desregulación es hacer que esta compañía “individualice” o separe sus servicios en partes, algunas abiertas a la competencia mientras que otras no.

La desregulación del gas natural y la electricidad, según lo previsto, actualmente en los Estados Unidos de Norte América y en otras partes del mundo no involucra los cables y las tuberías a través de los cuales los clientes reciben los servicios.

Los cables y tuberías siguen siendo controlados (regulados), pero muchas compañías competirán para vender el producto, sea éste electricidad o gas natural.

6.4. La industria del gas natural en Estados Unidos de Norte América (EE.UU. de N.A.)

Hasta hace sólo 25 años en EE.UU. de N.A., la estructura de la industria del gas natural era algo simple. Los productores del hidrocarburo exploraban para producir y vender gas nat-ural a las compañías transportistas (propietarias de las tuberías o gasoductos). Estas com-pañías transportaban el gas y lo vendían a los monopolios locales de la distribución del gas natural. Por lo tanto, las empresas de servicio público (utilities) eran las que vendían el gas a los clientes.

Posteriormente el gobierno federal concedió licencias exclusivas para el transporte de “punto a punto”, con el objeto de promover la construcción de tuberías inter-estatales necesarias para conseguir que el gas de las áreas de producción llegue a los mercados. Reguló el precio al cual los productores podían vender su gas a las compañías dueñas de los gasoductos inter-estatales, y también reguló el precio al cual las compañías de transporte podían vender el gas a las empresas de servicio público locales. Alternadamente, el estado y las agencias gubernamentales locales regularon el precio que las empresas de servicio público locales del gas natural podrían cargar a sus clientes.

En el año 1978, el Congreso de los EE.UU. de N.A. comenzó un proceso que terminó con el control federal sobre el precio del gas en el pozo. Las nuevas reglas pretendían estimular al mercado y al sistema y, además, cambió a las diversas agencias reguladoras3.

En 1985, con la Orden 436, el Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) estableció un programa voluntario que animó a los dueños de las tuberías de gas natural a que fueran portadoras de “acceso abierto” del gas comprado directamente por los usuarios a los productores. Con esta orden comenzó la separación de las funciones del comercio y del transporte por las tuberías, e inició la reforma de la estructura reguladora en la industria del gas natural.

3La Comisión Federal Reguladora de la Energía (FERC) es la agencia que regula el gas natural de un estado a otro. Las Comisiones Regu-ladoras de las empresas de servicios públicos, son agencias reguladoras para las empresas de servicios público locales del gas natural que exceden la jurisdicción de la FERC.


29

En 1992, el FERC pone fin al papel tradicional del intermediario en las tuberías y permitió a todos los suministradores de gas natural competir por los compradores en igualdad de condiciones. Los transportistas fueron requeridos a “individualizar” sus ventas del gas, sus servicios de transporte y de almacenaje, los cuales eran ofrecidos como un paquete, por lo que tuvieron que ofrecer y poner precio a estos servicios en forma separada. La regla del FERC, conocida como Orden 636, también desmontó los elementos monopolizados de las ventas del servicio del gas y abrió el mercado a suministradores de gas natural no regulados.

Gráfico Nº 1.18Estructura típica del mercado de Gas Natural en USA

Fuente: Propia

Estos cambios del orden público introdujeron las fuerzas competitivas que dieron lugar a ahorros para todas las clases de consumidores del gas natural. Los precios medios del gas natural, al por menor, disminuyeron en 26% entre los años 1978 y 1995. En dicho periodo el precio pagado por todas las categorías de clientes declinó desde un 37% para los de la categoría industria hasta un 16% para los clientes residenciales.

El incremento de la eficiencia es un factor significativo que conduce a precios bajos. Con tecnología mejorada, racionalidad de las operaciones y otros cambios, las empresas de servicios públicos del gas natural en los EE.UU. de N.A. mejoraron el servicio, incrementando sus clientes en un 18% con 15% menos empleados, entre los años 1987 y 1995.

Cada día un número creciente de consumidores tiene la oportunidad de comprar el servicio de gas natural sobre una base “individualizada”. Asimismo, casi todas las empresas eléctricas de servicio público y los clientes industriales ahora tienen la opción de comprar el gas natural a un tercero.

Productoresde Gas Natural

Grandes Consumidores

Industriales

GeneradoresEléctricos

Comercializadores de Gas Natural

Consumidor Residencial

Consumidor Comercial

PequeñoConsumidor

Industrial

CompañíaTransportista

CompañíaDistribuidora

Local


30

6.5. La industria del gas natural en el Oeste de EuropaLa liberalización en la industria del gas natural en Europa Occidental comenzó hace veinte años en Gran Bretaña y está en sus primeras etapas en el continente.

En el Reino Unido, la industria del gas natural se desarrolló como un monopolio propiedad del Estado, British Gas - BG, el cuál era el comprador único del gas por delante de los productores. Antes que el gobierno privatizara BG en el año 1986, ésta era una compañía verticalmente integrada, con intereses en el “upstream”4, y que tenía la propiedad y la operación de la red de transporte del gas, además del suministro del carburante a todos los clientes en Gran Bretaña.

La compañía fue privatizada como una sola entidad y, desde ese tiempo, el gobierno y el regulador del gas, Ofgas, han supervisado la “individualización” de las actividades de BG y la introducción de la competencia.

Los primeros pasos implicaron el establecer una subsidiaria separada para el transporte del gas, independizando rigurosamente las actividades de transporte y las de comercialización.

La competencia en el suministro de gas natural fue introducida en 1986, primero para los grandes clientes industriales. La opción fue ampliada, más adelante, para los clientes industriales y comerciales más pequeños, antes de la introducción de la competencia completa, en el año 1998, para los clientes residenciales.

En el año 1997 BG terminó la separación, colocando su brazo de gasoductos “Transco” en una compañía (BG plc) y el suministro de gas, servicio y venta al por menor en una segunda compañía (Centrica plc). La red entera, de 265 000 kilómetros de tuberías de gas, en Gran Bretaña está en posesión y funciona virtualmente como monopolio por Transco.

Los precios que Transco puede cargar a sus clientes están regulados con una fórmula que mide el rédito medio máximo por termia que Transco se permite ganar. La metod-ología por la cual las cargas de transporte son calculadas está también bajo jurisdicción del regulador.

Una gama de nuevos jugadores ha emergido desde que el mercado fue desregulado y ellos satisfacen una variedad de diversos roles. Tres entidades licenciadas ahora son definidas por el estatuto: transportadores (dueños y operadores de los sistemas de gasoductos), fletadores (acarreadores del gas y de los usuarios de los sistemas) y suministradores (vendedores que proveen y que administran los clientes). En la práctica, un número de otras entidades ha emergido, por ejemplo, comerciantes y colectores del gas, y corredores e intermediarios de comercialización.

Los productores fueron los primeros jugadores en incorporarse al mercado competitivo del gas. Algunos crearon subsidiarias para la comercialización; otros, simplemente, vendieron al por mayor su gas a los nuevos vendedores. Las compañías de la electricidad se incorporaron después al mercado explotando su capacidad de ofrecer el gas y la electricidad, y usando más adelante su concesión y bases de datos como un medio para focalizar a los usuarios del gas.

Desde la privatización de BG, y de la introducción de la competencia en el mercado británico del gas, los clientes han visto ahorros de costo impresionantes.

Es probable que la presión, cada vez mayor, de los grandes usuarios industriales de toda Europa, que han observado las ventajas obtenidas por sus similares en el Reino

4Termino relacionado con la Exploración y Producción de gas natural.


31

Unido, con la aparición de compañías competidoras, la que determinará la “velocidad” con la cual se asumirá la onda de la liberalización en los otros mercados europeos del gas natural.

Gráfico Nº 1.19Estructura típica del mercado de gas natural en Europa

Fuente: Propia

Uno de los objetivos del “mercado único de la energía”, según lo precisado en el documento de trabajo del año 1988, de la Comisión de las Comunidades Europeas sobre su funcionamiento, es introducir la competencia entre los suministradores de los productos energéticos, en forma particular para reducir los costos. La aplicación directa de los tratados de París y de Roma ha permitido crear un solo mercado en productos del carbón y del petróleo. Sin embargo, la situación es más compleja para el gas natural y la electricidad, energéticos que tienen que ser transportados y distribuidos en redes.

Dicha decisión fue optada como un acercamiento por etapas. La primera etapa consistió en mejorar la transparencia de los precios del gas y de la electricidad cobrados a los usuarios finales, así como la de los contratos para el tránsito del gas y la electricidad entre las redes principales de la unión europea. La segunda etapa, la cual comenzó en el año 1992, consistió en la eliminación de restricciones al acceso igualitario para las actividades en el sector “upstream” de los hidrocarburos, colocando reglas comunes para los mercados del gas y de la electricidad que recomiendan, entre otras cosas, el acceso de terceros a la red. Finalmente, la tercera etapa permitirá que el mercado interior se complete en todas sus piezas componentes.

Después de discusiones muy animadas, una Directiva de la Electricidad fue adoptada en diciembre de 1996, antes de que se alcanzara un acuerdo en la Directiva del Gas en diciembre de 1997. Esta directiva europea del gas ha puesto en movimiento el proceso largo de abrir los Estados miembros a la competencia completa.

Mientras que la Directiva del Gas no prohíbe a los Estados miembros una cierta discreción en métodos de implementación, algunos países han adoptado líneas más liberales que los solicitados por la Directiva, así que el acercamiento fundamental se presenta nuevamente a lo largo de la misma línea básica:



Industriales




PequeñoConsumidor

Industrial



Local


32

Separar el comercio y las funciones del transporte de los actuales monopolios;•

Proporcionar acceso abierto, no discriminatorio, a las redes de la transmisión del • gas a varios agentes.


33

1. Características de los proyectos del gas natural

1.1. Economía integradaLa economía de los proyectos del gas natural es lógica y tiene que ser considerada de cerca dentro del contexto de la cadena de este combustible. Todo el rédito o beneficio de un proyecto de gas se genera dentro de esta cadena. La cadena es autónoma, sus ingresos y costos tienen esa misma autonomía.

Por lo tanto, es lógico:

Maximizar el valor actual del flujo de caja total de todas las partes de la cadena del gas • natural, y tomarla como un conjunto, para poder, entonces,

Dividir los beneficios totales entre el “upstream”, “midstream”• 5 y el “downstream”6 (y, por supuesto, las autoridades del gobierno encargadas del manejo impositivo) en proporciones equitativas.

Estos mismos preceptos necesitan ser llevados con la historia completa del proyecto de gas natural, para ver si así sigue siendo fuerte y estable (en cuanto los beneficios).

Ignorar estos preceptos conduce a que los proyectos de gas natural puedan llegar a ser frágiles, ya que los cambios en las circunstancias pueden perjudicar o poner en dificul-tades a uno o más de los eslabones de la cadena. Esto sucede muy a menudo, con una potencial desestabilización de los resultados si las partes no están preparadas para ajustar sus relaciones mientras que el proyecto se desarrolla.

Se debe pensar que una “economía integrada” y el “compartir equitativo” son la dirección correcta del proyecto. Porque si éste beneficiara a una sola de las partes, de una manera

5Término usado para el transporte.6Término usado para la distribución.

Capítulo II Los proyectos de

gas natural


34

egoísta, propiciaría que un emprendimiento viable de gas no suceda o, en otras palabras, podría tirarlo abajo o romperlo (contractualmente) si el proyecto ya estuviera en marcha. Ante estas alternativas no es posible seguir pensando que se vive en una economía “monofásica” y que “contrato es contrato”.

Hay algunas reglas básicas, como las que se señalan a continuación, para maximizar el “valor actual del proyecto” en las etapas del planeamiento y de la puesta en práctica. La mayor parte de ellas son obvias, pero todas son raramente reconocidas y, mucho menos, seguidas en el desarrollo de un proyecto de gas natural:

Los ingresos son producto del precio y del volumen.•

Los costos para el gas tienden a ser no lineales con el volumen, ya que están más cerca de la raíz cuadrada del volumen. La flexibilidad inteligente en las tarifas y precios gene-ralmente puede elevar los ingresos sin aumentar en forma equivalente los costos.

En el caso del petróleo es el mercado internacional el que fija los precios. En el caso del gas natural el precio es una cuestión única en cada oportunidad, y se debe resolver el precio justo para cada circunstancia específica.

No hay ingresos del gas natural antes de que la cadena total esté en su lugar.•

Los cuidados en el planeamiento y en su implementación permiten asegurar que la puesta en funcionamiento de todas las instalaciones de cadena sea concomitante con ahorrar mucho del capital improductivo.

Los proyectos de gas natural son costosos y la mayor parte de la inversión • es hecha por delante.

Algunos sistemas con capacidad ociosa son generalmente inevitables en los años de inicio de un proyecto de gas natural, por lo que la velocidad con la que el sistema puede ser cargado completamente puede ser extremadamente importante para maximizar el valor actual del proyecto.

Entender la economía peculiar de los proyectos de gas conduce a afirmar lo siguiente:

Las decisiones se deben tomar por todas las partes comprometidas.

Todas las partes deben estar representadas en el procedimiento de toma de deci-sión del total de la cadena del gas natural.

Estos principios nunca se han alcanzado completamente, pero se deben cumplir tanto como sea posible para que se “integre la toma de decisiones”. Esta sería la mejor manera de estructurar la cadena del gas natural de tal forma de representar a las partes comprometidas arriba y abajo de la cadena.

La cadena del gas natural, entonces, demostraría flexibilidad y fuerza bajo tensión. Por ejemplo, los intereses de los productores holandeses de gas en los gasoductos y en las empresas de servicios públicos de gas natural; la propiedad común a lo largo de las cadenas de gas desde Malasia, Indonesia, Alaska y Brunei hasta el Japón.

Es importante señalar que lo que aquí se llama una “toma de decisión integrada” en beneficio de todas las partes implicadas en la cadena del gas, no es una “integración del proyecto” con todas sus fases en las manos de una sola entidad. La integración del proyecto puede o no ser un asunto practicable, pero lo que se debe observar es el aumento de la “presión reguladora” contra la integración vertical.


35

Gráfico Nº 2.1Gas Natural Licuefactado (GNL) en Malasia

Fuente: Propia

1.2. Términos de los contratos de gas naturalMientras que el petróleo “se basa en precios”, el gas natural “se basa en tarifas”. La “tarifa” del gas natural se expresa a veces como un precio simple, pero, en casi todos los casos, las condiciones de suministro para el gas son más complejas y más restrictivas que las del petróleo. Los “elementos de no-precio”, de las tarifas de gas natural, tienden a ser considerados como de menor peso de lo que realmente merecen, tanto en las mentes de los negociadores como en las del público.

Los contratos de gas natural contienen una amplia gama de provisiones que se diseñan para tomar el cuidado de la naturaleza particular del gas natural y de su impacto en la economía individual del proyecto de gas.

Las tarifas pueden tomar en cuenta los tipos de servicio, coeficientes de carga, localización, los volúmenes de compra y, quizás, las obligaciones impuestas a la cantidad mínima de cargo en las cuentas corrientes, etc.

El precio, aunque importante, es apenas una de las características de los contratos de gas natural. Los efectos de los variados contratos de ventas de gas deben de maximizar el valor actual neto de los beneficios de la cadena del gas.

La tarificación del gas por el vendedor final es el medio para afinar la economía de la cadena total del proyecto. La manera en la cual esto se hace, es reflejando los contratos de venta de gas por el productor y tomando en cuenta la estructura de los costos de toda la cadena, y no sólo la que corresponde al vendedor final.

Contrato de producción:

Petronas/Shell

Venta y Cobro de GN

Venta y Cobro de GNL

Petronas 65%Shell 17,5%

Mitsubishi 17,5%MLNG I

Gobierno /Privados

GNL Transporte

MISC

Tokyo Eléctrico Tokyo Gas

Flujo Físico

Flujo Físico

Flujo Físico

FlujoComercial

Producción de GN

PETRONAS (propietario)SHELL (operador)

GNL Venta


36

Para un consumidor, el “precio unitario efectivo” del gas natural debe estar por debajo del valor que él considera real. El valor del gas para los diversos consumidores varía extensamente, dependiendo de sus operaciones y de sus otras alternativas al gas natural, así como en los elementos del “no-precio” en la tarifa bajo la cual consiguen su gas.

Los proveedores tienen que ser sensibles al mercado y considerar la mejor manera de ajustar los precios y/o los términos no asociados al precio, para, de tal forma, beneficiar a la cadena de gas natural.

Las políticas de fijación de precios para otros combustibles tienen efectos cruciales sobre la fijación de los precios del gas, y, por lo tanto, sobre la viabilidad de los desarrollos de gas. Éste es un elemento importante que cualquier gobierno con opciones de uso de gas tiene que considerar con atención.

La fijación de la tarifa del gas natural es una variable local, y es la herramienta más importante para maximizar el flujo de fondos del proyecto. Cada proyecto de gas es único y, por lo tanto, requiere el manejo de criterios individuales. Como un tema de principio básico, las tarifas del gas natural siempre deben ser competitivas en los diferentes mercados de suministro. Los consumidores se colocarán voluntariamente cautivos sólo si están seguros que el proveedor de gas no explotará la situación.

Ningún proyecto de gas puede hacer caso omiso de la necesidad constante de vigilar la fijación de tarifas del gas, sea ésta a consumidores finales o a una interfaz corporativa. Pero, otra vez, se tienen que observar los proyectos de gas a través de “ojos integrados” para maximizar el valor actual del proyecto y asegurar que haya un reparto justo de los beneficios en las buenas épocas, y de las pérdidas en los malos momentos.

1.3. Optimización de los beneficiosEn todo proyecto de gas, por la rigidez del sistema en que se desenvuelve, gran parte del esfuerzo de dirección será la de maximizar los ingresos; los que se dan en función tanto del precio como del volumen.

Por lo que las tarifas tienen que ser establecidas o fijadas para conseguir el máximo ingreso neto del mercado.

Esto podría representar entrar a mercados de alto volumen donde los precios son relativamente bajos. Por ejemplo, los precios del productor de gas destinados a usos como materia química pueden parecer poco atractivos, pero los volúmenes colocados pueden ser altos y los ingresos muy gratificantes.

Los mercados de bajo volumen o bajo factor de carga, son intrínsecamente menos atractivos para los sistemas de gas natural, pero son, en general, las áreas donde los valores del gas son más altos. La construcción de tarifas razonables para tales mercados, sea por tramos, bloques, o tarifas de dos partes, pueden ser muy importantes en la optimización económica de la cadena.

En las áreas donde el uso del gas natural está bien desarrollado, por ejemplo, Europa, Norte América y en las ciudades japonesas que tienen compañías de gas, se pueden explotar el alto valor de sus consumos, particularmente el residencial y comercial. Pero, en las nuevas áreas de gas, los proyectos rara vez pueden cruzar el umbral económico sin explorar primero los usuarios de grandes cantidades, como, son los de generación eléctrica y los de la industria del cemento.


37

2. Arquitectura de los proyectos de gas natural

2.1. Análisis económico y credibilidad del proyectoUn análisis de viabilidad económica simple es demasiado limitado para concretar un nuevo gran proyecto de gas natural. Los promotores del mismo también deberán establecer su credibilidad a los ojos de todas las partes cuya participación determinará si el proyecto alguna vez se llevará a cabo.

Los socios tienen que estar convencidos de la viabilidad del proyecto y que el gobierno • lo va a aceptar;

Los banqueros deben estar satisfechos porque el proyecto ofrece la seguridad • necesaria por cualquier préstamo que podrían hacer; y

Los clientes tienen que estar persuadidos que los promotores pueden entregar lo que • están prometiendo en la realidad.

Por lo que la estructura del proyecto debe realizarse con el criterio más amplio e incluir la capacidad de los socios, la estructura corporativa de la empresa y sus relaciones con el gobierno, personas y clientes, de tal forma de constituir un todo creíble.

2.2. Rol del gobiernoEs inevitable que el gobierno, de una forma u otra, esté involucrado en cualquier proyecto de gas, dada su importancia. El gobierno podría no participar como inversionista, pero, indudablemente, estará interesado desde el punto de vista de la regulación y de la concesión de la licencia. Por otro lado:

Los gobiernos podrían sentir la necesidad de ser socios y “controlar” el proyecto. Pero, un gobierno, con la legislación correcta, puede tener todo el poder necesario para controlar el proyecto a través de la concesión de la licencia y las otras regulaciones, sin necesariamente tomar una parte de las acciones.

Pese a lo expresado, si el gobierno todavía quiere participar sería preferible que lo haga a través de una organización o empresa del estado, en lugar del mismo gobierno. Por otra parte, tener un gobierno como socio podría tener beneficios desde el punto de vista que significa el compromiso tácito para la realización del proyecto. Esto puede darles comodidad a los socios comerciales, y aumentar la credibilidad del proyecto.

Sin embargo, el gobierno debe ser siempre cuidadoso al pedir el control de la gerencia. Lo debe hacer solamente si cuenta con los recursos humanos necesarios o las destrezas para ejercer eficazmente tal función con inteligencia. El enfoque objetivo es dejar que los expertos hagan el trabajo, pero controlarlos eficazmente.

Asimismo, el gobierno, como autoridad, siempre tiene un papel sumamente importante que es: el de facilitar el progreso de proyecto; y estando interesado por el éxito del mismo, el gobierno puede apreciar las implicancias de un problema, y por lo tanto, ayudar hasta donde le sea posible.

2.3. Organización de la estructura del proyectoLa organización de la estructura requerida para construir una industria del gas en un mercado virgen es obviamente la base fundamental sobre la que el futuro de la industria descansará.

Para empezar es necesario asumir que:


38

Todos los agentes están convencidos de que la eficiencia es producida por las fuerzas • del mercado.

El gobierno está listo para hacer el esfuerzo necesario en la supervisión reguladora.• Para alimentar estas premisas se debe pensar en:

La historia de los mercados de gas maduros y la experiencia que se ha recogido a • través de su largo y difícil proceso de reformas de la estructura regulatoria de la industria del gas natural.

Las restricciones fundamentales de la industria del gas natural; en particular, los • requerimientos de alta inversión.

Entonces, se podría, o no, llegar a las ideas que se presentan a continuación, los cuales a. no pretenden ser una solución detallada ni mucho menos ser “la gran solución”; de lo que se trata es de reflexionar sobre algunos aspectos que, por su importancia, no pueden soslayarse. De acuerdo a lo ya señalado hay un punto fundamentalmente claro que se debe tener en cuenta en todo proyecto de gas natural, y es el siguiente: antes de la introducción de la competencia debe haber una separación clara de las varias funciones en la cadena del gas natural.

Hay una parte de la cadena que puede ser separada desde el comienzo de la industria b. del gas en un mercado virgen que es, evidentemente, la del “upstream”, es decir, la actividad de producción.

La pregunta descansa ahora con respecto a la estructura de la “compañía de gas”, la cual instalará la red de gas y desarrollará el mercado de gas.

Establecer una compañía de gas natural con transporte y comercializadores afiliados c. separados desde el comienzo, tal como ocurre en un mercado maduro, sería muy difícil. Es complicado imaginar la plena competencia desde el principio mientras que se tienen que admitir las garantías necesarias para financiar el sistema de transporte de gas.

Sin embargo, sigue siendo uno de los objetivos fundamentales el asegurar la d. eficiencia a través de la competencia, por lo que se podría, con la experiencia de mercados maduros en mente, estructurar la industria, desde el comienzo, para que esté preparada y abierta a los ajustes competitivos, de acuerdo a lo que el mercado del gas vaya requiriendo.

Pero, es aún más importante, que una industria de gas natural muestre desde sus e. inicios la estructura empresarial que va a tener, así como debe dar una idea clara de la política que va a seguir; igualmente, debe mostrar que tiene una dirección clara, por lo que desde el principio tiene que tener establecidos los incentivos correctos para un desarrollo eficiente.

Tal estructura podría ser concebida de acuerdo a lo que se explica del punto 2.3.1., al 2.3.4.

2.3.1. Compañía de gasPrimero debe establecerse una asociación de empresas en participación, • constituidas como un holding, con o sin la participación del gobierno, con dos filiales: una Compañía de Gas (CG) para la comercialización del gas natural y otra (GC) para el transporte del gas natural.

El holding levantaría los fondos necesarios para financiar la infraestructura de gas • y pagar los préstamos.


39

2.3.2. Comercialización"La comercialización de CG" compra el gas de los productores en el pozo.•

"La comercialización de CG" vende el gas a los clientes grandes.•

2.3.3. Transporte"El transporte de CG" transporta el gas.•

"El transporte de CG" recibe una tarifa de transporte desde "La comercialización de CG".•

Esto viene a ser una transferencia interna de fondos entre las dos filiales. Por • lo que la tarifa de transporte debe ser transparente, esto es, de conocimiento público, tanto en relación con la cantidad a ser pagada, como con la metodología usada para calcular la tarifa.

El regulador del gas estaría involucrado en crear la metodología, para asegurar • que la tarifa sea cobrada correctamente.

La tarifa debe ser suficiente para permitir la recuperación de los gastos más una • tasa de rentabilidad aceptada.

No habrá ningún requerimiento para que "el transporte de CG" transporte el • gas de otros (terceros) antes de una fecha convenida (por ejemplo, hasta que los préstamos se hayan pagado), en cuyo caso, la situación del mercado será analizada en detalle y el asunto del acceso a terceros será revisado.

2.3.4. DistribuciónUna concesión o franquicia sería concedida a una compañía de distribución para • cubrir las necesidades de los pequeños consumidores de gas.

Gráfico Nº 2.2Holding de la compañía de gas (CG)

Fuente: Propia

CGComercializadora

Consumidores ProductoresTarifa deTransporte

Flujo GNFlujo GN

ContratosCompra /

Venta

ContratosCompra /

Venta

CGTransportista


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Notas:

Para el beneficio de la cadena del gas en su conjunto, la participación del a. productor(es) como accionista(s) es más deseable.

La participación accionaria debe asegurar una organización cohesiva responsable b. del desarrollo de la industria del gas.

La junta directiva debe representar las principales partes interesadas por el c. proyecto del gas, desde productores a clientes.

La creación de una comisión reguladora de energía, que como parte de su d. función, supervisará el desarrollo de la industria del gas de acuerdo con la política energética nacional. Deberá:

i. Permitir al gobierno ejercer su papel regulador sin verse involucrado en las operaciones diarias de la organización.

ii. Proveer un canal útil para la comunicación entre la empresa y el gobierno.

La comisión nombraría a un supervisor del gas al que los clientes podrían referir e. sus quejas respecto a los precios y al servicio.

Esta estructura anticipa el futuro desarrollo de un mercado de gas más competitivo.

A su debido tiempo, reestructurar la industria del gas para introducir la competencia completa puede ser conseguido simplemente al separar el “transporte de CG” en una tercera compañía transportadora y a la “comercialización de CG” como una compañía de comercialización independiente.

La tarifa transparente permitirá que otros actores (productores, comercializadores y consumidores) juzguen la rentabilidad de la compra directa si las oportunidades se tornan disponibles.

Estas oportunidades pudieron nunca mostrarse, porque habría habido, desde el comienzo, antes de abrir el sistema a la competencia, los incentivos correctos para que la cadena funcione eficientemente, y, por lo tanto, entregue el gas al precio más bajo.

3. Economía de los gasoductosLa economía del transporte del gas natural toma en cuenta los gastos e ingresos de transportar el gas a través del sistema de gasoductos.

El enfoque de tarificación para gasoductos en Europa se ha desarrollado, desde comienzos de 1970 hasta la mitad de la década de 1980, desde un cargo basado en el caudal, que típicamente reflejaba los gastos contables, a un cargo de capacidad, que refleja los principios del flujo de caja.

La razón principal para este cambio fue evitar una situación en la que, no importa cuál sea la razón, la compañía dueña del gasoducto experimente déficit de ingresos como resultado de caudales transportados menores de lo esperado, y a “nivelar” las tarifas de los gasoductos, en términos reales o nominales.

La filosofía actual es establecer una tarifa que refleje dos componentes:

Un precio de capacidad por metro cúbico por hora, que es pagadero sin considerar los • niveles de caudal transportados.

Un precio por consumo (volumen), que refleje los costos operativos, y que también • pueda ser expresado en términos de metro cúbico por hora. Es decir, la tarifa


41

es frecuentemente, pero no universal, y que a pesar de ser una tarifa simple o monómica, expresada como un precio de capacidad, permite el reembolso de los costos de operación en caso de la interrupción del suministro.

Una característica típica en los contratos de transporte es el cláusula "Embarcar o Pagar" (SOP = “Ship or Pay” en inglés), la cual usualmente cubre del 80 al 100 % de los ingresos a ser pagados, incluso si el gas no es transportado. El nivel preciso del SOP es el resultado de la negociación comercial.

A continuación se describen los principios generales del cálculo de la tarifas de transmisión por el gasoducto sobre la base de esta filosofía.

3.1. Bases del diseño de tarifasLas tarifas aspiran a recuperar los costos y a proveer la rentabilidad requerida para el patrimonio.

Costos de capital a ser recuperado: Monto de la inversión en el gasoducto y en las • estaciones de compresión.

Costos de explotación a ser recuperado: Gastos de mantenimiento y uso del gas en • las estaciones de compresión.

Tasa de rentabilidad requerida sobre el Capital Invertido: refleja la estructura de • financiación del proyecto de gasoducto.

Los costos son recuperados durante la duración del contrato tarifario, que • generalmente es de 10 a 30 años, a fin de reducir la exposición del dueño del gasoducto al riesgo financiero.

Las tarifas están calculadas sobre la base de la capacidad del ducto requerida por • el embarcador (usuario del servicio). El factor de carga se convierte en el indicador de la capacidad.

3.2. Metodología para el cálculo de las tarifasLa tarifa se obtiene del cálculo del valor actual de los flujos de efectivo durante el periodo de la depreciación.

a) Tasa de descuentoLa tasa de descuento o de rentabilidad, después de impuestos, requerida sobre el “equity” o patrimonio es usualmente definida en términos nominales con una asignación específica para inflación (2 a 3 % anual) siendo añadida a la tasa de rentabilidad mínima real requerida (7 a 10 %).

Típicamente, la tasa de rentabilidad es determinada sobre una base después de impuestos, y convertida en una tasa antes de impuestos por la aplicación de la tasa impositiva aplicable al país en la cual el transporte ocurre.

La tasa de rentabilidad requerida sobre el patrimonio invertido es ajustada para reflejar la financiación y la tributación, y obtener una tasa de rentabilidad requerida sobre el capital invertido.

RoC =


42

Donde:

RoC = Retorno sobre el CapitalRoE = Retorno sobre el Equity o PatrimonioIoD = Interés sobre la Deudaα = Ratio de la Deuda = Deuda/Inversiónβ = Tasa Impositiva

b) Escudo Fiscal o tributarioEl usar la deuda para financiar parte del proyecto de gasoducto resulta en un escudo fiscal (impuesto), que se representa en la reducción de los impuestos como resultado del pago de los intereses anuales.

Escudo Fiscal = Tasa Impositiva x Interes Pagado

c) Pasos para el cálculo de tarifasCuadro Nº 2.1

Pasos para el cálculo de tarifas

Fuente: Propia

i. Primer PasoSe debe calcular el valor actual de todos los costos durante el periodo de depreciación (n años):

Costo total = VP del capital invertido - VP del Escudo Tributario + VP de los gastos de explotación.

ii. Segundo pasoIgualmente, hay que calcular la anualidad del costo total durante el periodo contractual (n años):

iii. Tercer pasoSe procede a calcular el valor de la tarifa para el periodo del contrato, de tal forma que las ganancias anuales deben ser igual al costo anualizado para que el valor actual neto sea igual al cero.

( )N

kk

k=0

VP = Valor Presentei = Tasa de Descuento

XVP = 1+i

∑

Año de referencia Año 0

Período de depreciación Del año 1 al año n

Tarifa para el período contractual Del año 1 al año n


43

3.3. Ejemplos de cálculo de tarifas

a) SupuestosCuadro Nº 2.2

Supuestos

Fuente: Propia

b) Costos involucradoCuadro Nº 2.3

Valores en millones de US$

Fuente: Propia

( )n

kk=1

i = Tasa de Descuento

Costo TotalAnualidad = 11+i

∑

Capacidad del Gasoducto 10 mil millones de m3 / añoFactor de Carga 91%

Horas de uso al año 8 000 horas / añoCapital Invertido 280 millones de US$Apalancamiento 60% Deuda

Gastos Operativos 2% Inversión por año5,6 millones de US$

Duración de la Deuda 10 añosPeriodo de Depreciación 15 años

Periodo Contractual 10 añosTasa Impositiva 40%RoE Requerido

Interés de la Deuda 5%RoC Requerido 15%

Año Inversión Préstamo Interes Pagado Escudo FiscalGasto

OperativoValor

Presente 280,0 168,00123456789

101112131415

29,48,47,77,06,35,54,73,93,02,01,00,00,00,00,00,0

11,83,43,12,82,52,21,91,51,20,80,40,00,00,00,00,0

32,75,65,65,65,65,65,65,65,65,65,65,65,65,65,65,6


44

c) Pago de la deudaCuadro Nº 2.4

Valores en millones de US$

Fuente: Propia

d) ResultadosCuadro Nº 2.5

Resultados

(1) Igual a 100% menos el porcentaje del Cargo por Consumo.(2) Igual al VP del Costo Operativo entre el VP del Costo TotalFuente: Propia

4. Tarifas de transporte

4.1. ¿Qué es la tarifa?La tarifa es el juego de reglas para establecer un cargo, conforme se definan los siguientes parámetros:

Intención del cliente•

Comportamiento del cliente•

Factores externos•

21,8

Año Deuda Interes Amortización Pago Saldo

01 168,0 8,4 13,4 21,8 154,62 154,6 7,7 14,0 21,8 140,63 140,6 7,0 14,7 21,8 125,94 125,9 6,3 15,5 21,8 110,45 110,4 5,5 16,2 21,8 94,26 94,2 4,7 17,0 21,8 77,17 77,1 3,9 17,9 21,8 59,28 59,2 3,0 18,8 21,8 40,59 40,5 2,0 19,7 21,8 20,7

10 20,7 1,0 20,7 21,8 0,011 0,0 0,0 0,0 0,0 0,012 0,0 0,0 0,0 0,0 0,013 0,0 0,0 0,0 0,0 0,014 0,0 0,0 0,0 0,0 0,015 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Capital Invertido 280,0 millones de US$Valor Presente del Escudo Tributario 11,8 millones de US$Valor Presente del Costo Operativo 32,7 millones de US$

Valor Presente del Costo Total 301,0 millones de US$Costo anualizado sobre el contrato al RoC 60,0 millones de US$ / año

Consumo Anual 9,13 mil millones de m3 / añoTarifa 6,57 US$ / mil m3

0,17 US$ / millón BTU38 millón BTU / mil m3

Cargo de Capacidad (1) 89% de la TarifaCargo por Consumo (2) 11% de la Tarifa


45

No se debe olvidar que la Tarifa no es necesariamente lo mismo que el Precio.

La estructura tarifaria debe tener en cuenta:

La presión regulatoria:•

El enfoque de reconocimiento de costos, etc.;•

Los objetivos políticos; y•

Las Fuerzas del Mercado•

4.2. Cargos por transporte

a) Costos del servicioLa tarifa “técnicamente correcta” debe cubrir el costo total de enviar el gas, incluyendo un adecuado rendimiento de la inversión.

b) Valor del servicioEs el máximo cargo que puede ser obtenido por el servicio de transporte en un ambiente comercial dado.

El costo del servicio no puede ser más grande que el valor del servicio. Entre estos dos valores se encuentra la zona de la negociación razonable.

c) FactoresPosición competitiva.•

Ninguna discriminación dentro de cada clase de usuario.•

Estabilidad de los ingresos.•

Mejora del factor de carga.•

Valores promocionales.•

4.3. Diferentes tipos de tarifasEl Cuadro Nº 2.6 muestra cuatro tipos de tarifas, con los siguientes parámetros básicos:

Cuadro Nº 2.6Tipos de tarifas

Fuente: Propia

a) Tarifa 1: Costo Fijo por unidad transportada

Es la forma tarifaria más simple.•

Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4US$ / millar pc 0,50 0,50

US$ / mes 1 500 000Ship or Pay (SoP) % de la Capacidad Reservada 50%

Millón de pc / día 50Cargo de Capacidad US$ / mes por millar pc 9,0Cargo por Consumo US$ / millar pc 0,20

Capacidad Reservada Millón de pc / día 100 100


46

Ideal para los volúmenes interrumpibles.• No provee incentivos para mejorar el factor de carga.• Puede incluir un cargo fijo por mes para gastos de facturación, etc.• A menudo incluye la cantidad diaria máxima que puede ser transportada con • una penalidad para transportes por encima del volumen aceptado.

Gráfico Nº 2.3Tarifa tipo 1

Fuente: Propia

b) Tarifa 2: Costo Fijo por mesSupone que todos los gastos están relacionados con los gastos de capital.• Es el más grande incentivo para mejorar el factor de carga.• Máxima estabilidad en los ingresos.• Valor promocional pequeño, excepto por el factor de carga.•


Fuente: Propia

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

0 20 40 60 80 100Consumo (millón pc/día)

US$

/ m

illar

pc

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

mill

ón U

S$ p

or m

es

Costo Unitario Pago Mensual

0,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,0


US$

/ m

illar

pc

0,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,0

mill

ón U

S$ p

or m

es



47

c) Tarifa 3: Costos fijos por unidad más Ship or Pay (SOP)Una formula tarifaria común, la combinación del tipo 1 y 2.•

El Ship or Pay (embarcar, transportar o pagar), puede ser establecido en • cualquier nivel, pero generalmente se acepta entre 60% y 90% del factor de carga.

Existe el incentivo para no caer debajo del nivel de Ship or Pay.•

Suministra la estabilidad en los ingresos.•

Un cierto valor promocional para incrementar el volumen.•


Fuente: Propia

d) Tarifa 4: Cargos por capacidad y por consumoForma común para gasoductos.•

Los repartos entre los cargos de capacidad y por consumo pueden ser • promocionales.

Existe incentivo para mejorar el factor de carga.•

Refleja en forma cercana el actual costo del servicio.•

Este típico precio de capacidad (llamado a veces un cargo por demanda) debería • estar basado en la capacidad reservada del sistema de transporte.

El cargo por capacidad es pagado sin importar cuánto del gas fluye en • realidad.

La cantidad transportada (consumo) es pagada en forma separada.•

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0


US$

/ m

illar

pc

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

mill

ón U

S$ p

or m

es



48


Fuente: Propia

4.4. Elementos de una tarifa de gasCuadro Nº 2.7

Elementos de la tarifa

Fuente: Propia

4.5. Empaquetamiento del precioLas tarifas de gas son agrupaciones de precios, tanto para el Servicio como para el Consumo. Los factores determinantes son el uso, el patrón de uso y los impuestos.

5. Gas natural y la generación eléctrica

5.1. Principales beneficios de las turbinas de gasAmplio rango en los tamaños.• El costo por unidad de capacidad no está afectado mayormente por el tamaño.• Disponibilidad de muchos fabricantes.• Pocas restricciones de ubicación.• Fácilmente transportables e instalables.• Bajo costo por kW instalado.• Operacionalmente simples.•

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0


US$

/ m

illar

pc

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

mill

ón U

S$ p

or m

es


Cargo por consumo X centavos de US$ por metro cúbico

Cargo por reserva X US$ por mes

Cargo por capacidad US$ por metro cúbico por día, por el consumo máximo al año

Descuento por volumen X US$ centavos de reducción después del volumen inicial

Descuento estacional X US$ centavos de reducción por meses de tales estaciones

Cargo de penalidad X US$ centavos adicionales si se sobrepasa ciertos límites acordados

Factura mínima al menos X $ por mes

Indexación El precio se reajusta según…


49

Pueden ser mejoradas hacia los Ciclo Combinados (CC) más eficientes.• La eficiencia es tan buena como los generadores de vapor.•

5.2. Principales beneficios y desventajas de los Ciclos CombinadosAlta eficiencia térmica.• Relativamente bajo costo por kW instalado.• Frecuentemente, las turbinas de vapor (TV) y las turbinas de gas (TG) pueden ser • cambiadas por un Ciclo Combinado (CC).

Requieren un combustible de calidad.• El umbral económico está sobre los 40 MW.•

5.3. Indicativos de los órdenes de preferencia entre tecnologíasDe acuerdo con el Cuadro Nº 2.8, las centrales hidráulicas tienen un costo de capital equivalente a cinco veces las turbinas de gas, mientras que en los costos operativos presenta el valor más bajo.

Cuadro Nº 2.8Indicativo de los órdenes de preferencia entre tecnologías

Fuente: Propia

Para el caso de los costos operativos, que son además la lógica empleada en el despacho por orden de méritos, las centrales hidráulicas son las más económicas, incrementándose los costos operativos conforme se reduce los costos de capital de las centrales eléctricas.

5.4. Lógica del despacho por orden de méritosLos costos evitables son principalmente gastos de combustible.

Los costos de combustibles del gas (para los países del hemisferio norte), en general, son más altos que los costos de combustibles del petróleo o el carbón.

Por lo tanto, las plantas que queman gas son, “convencionalmente” plantas de “baja carga”.

Las empresas generadoras de electricidad deben considerar un “orden de méritos para la inversión”, el cual es muy diferente del “orden de méritos operativo”.

Las plantas nucleares e hidráulicas, están muy alto en el “orden de méritos operativo”, pero caen a la parte inferior en el “orden de méritos de inversión”.

Un productor de electricidad, queriendo ser competitivo, no puede permitirse basar sus decisiones de inversión de capital en la economía de los costos marginales.

Centrarse mucho en los costos operativos, en vez de los costos de capital, ha llevado a algunos países, con esquemas de financiamiento hidráulico (combustible gratis) del Banco Mundial, a producir la electricidad a muy alto costo, excepto en el margen, incluso con bajos costos para el servicio de la deuda.

Hidráulica Carbón Ciclo Combinado

Turbina de Gas con GN

Turbina de Gas con D2

Costo de Capital

5,0 3,3 1,8 1,0 1,0

Costo Operativo

Lógica del Despacho por Orden de Mérito 0,0 0,9 1,0 1,6 8,1


50

Las necesidades del vendedor de gas y del productor de electricidad pueden ser cubiertas a través de un trato inteligente, es decir con un “paquete” que incluya el precio del combustible, los términos del suministro y los cargos referidos al capital.

Decir que el “orden de mérito” siempre perjudicará al gas, por ser más caro, en una red de energía, es olvidar que el precio del gas puede ser “fijado “ de muchas formas.

Por lo que se dice que es un arte el adaptar los contratos de gas al mercado de generación de electricidad. Una buena tarificación puede dar un incentivo fuerte, y esto depende de las destrezas de los suministradores de gas al definir su estrategia de comercialización y sus contratos.

6. Venta del gas natural para la generación eléctricaPara la fijación de la tarifa del gas para la generación eléctrica se debe tener cuenta lo siguiente:

Que las tarifas aprovechen la eficiencia del capital del ciclo simple y el ciclo • combinado.

Se debe mirar el costo de la electricidad y no el precio del gas.•

6.1. Problema del criterio de operaciónEl Cuadro Nº 2.9 muestra que de acuerdo al criterio operativo (comparar sólo costos de combustible) la central a carbón debería operar antes que una de ciclo combinado a gas natural (CC-GN), para los supuestos presentados.

Cuadro Nº 2.9Problema del criterio de operación

(1) Valores referenciales que no representan los del Perú en ele periodo 2005-2006(2) Producto de multiplicar la eficiencia bruta por reducción porcentual del poder caloríficoFuente: Propia

Pero, de acuerdo con un criterio de planeación o de largo plazo, el costo total, que involucra la operación y los costos de capital, es inferior para una central CC-GN que para la de carbón, y por lo tanto el criterio de operación perjudicaría a la central de gas natural.

6.2. Solución al criterio de operaciónLa situación anterior puede ser resuelta desdoblando los costos del gas natural en un costo por capacidad, pagada a largo plazo, y otro costo por consumo.

Carbón CC-GN

Costo de Capital US$ / kW 1 000 550Costo Fijo Anual US$/kW-año 182 95

US$/MWh 34,6 18,1Factor de Planta 60% 60%

Costo del Combustible (1) 50,0 3,00US$ / Ton US$/millón BTU

US$/millón BTU 2,02 3,0038% 51%

Costo del Combustible US$/MWh 17,9 20,0 Criterio Operativo

Costo de Generación US$/MWh 52,6 38,0 Criterio de Planeación

Costos de Capital

Costos Operativos

Costo Total


51

De acuerdo con esto, y sin modificar el costo total, el criterio operativo se modifica y puede obtenerse un mejor valor para la central CC-GN.

Cuadro Nº 2.10Solución al criterio de operación

Fuente: Propia

6.3. Competencia Gas-HidroelectricidadLo anterior pone de manifiesto que la competencia entre el gas natural y las otras tecnologías de generación eléctrica configuran una línea de competitividad ligada a los costos de inversión y a los costos operativos.

A modo de ejemplo, se presenta en la Gráfico Nº 2.7 la simulación de costos de inversión máximos en centrales hidráulicas para que sean competitivas con centrales ciclo combinado a gas natural, operando con diversos precios del gas.

Gráfico Nº 2.7Precio del Gas Natural vs. Inversión en hidráulica

Fuente: Propia

Carbón CC-GN

Costo de Capital US$ / kW 1 000 550Costo Fijo Anual US$/kW-año 182 95

US$/MWh 34,6 18,1Factor de Planta 60% 60%

Cargo Fijo Anual US$/kW-año 26Cargos por Capacidad US$/millón BTU 0,75 25%

US$/MWh 5,0

Costo del Combustible US$/millón BTU 2,02 2,25 75%38% 51%

Costo del Combustible US$/MWh 17,9 15,0 Criterio Operativo

Costo de Generación US$/MWh 52,6 38,0 Criterio de Planeación

Cargos por Capacidad

Costo Total

Cargos por Consumo

Costos de Capital

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

1 700

2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 3,2 3,4 3,6 3,8 4,0

Precio del Gas: US$ / millón BTU

Inve

rsió

n en

Hid

rául

ica:

US$

/kW


52

Del gráfico anterior se concluye que para un precio del gas natural de 2,5 US$ por millón de BTU, una central hidráulica no debería costar más de US$ 1 200 por kW para ser competitivo.

Cuadro Nº 2.11Criterios de inversión y tiempo de ejecución del proyecto

Fuente: Propia

Simbolos Unidad Hidráulica A Ciclo Combinado a GN

Planta EléctricaCapacidad P MW 300 MW 300 MW

Factor de Planta FP 80% 80%Producción de Electricidad E = P x FP x 8760 MWh 2 102 400 MWh 2 102 400 MWh

Vida Económica N Años 50 Años 25 AñosTasa de Descuento Anual i 12% 12%

Costo de CombustibleCombustible Agua Gas Natural

u 100% 57%PCS 11 309 MWh/106m3

PCI 10 178 MWh/106m3

Consumo Anual CAC = (E/u)x(1/PCI) 362 Millones m3

Precio del CombustibleSobre del PCS p 0 3,57 US$ / 106BTU

137 787 US$ / 106m3

Costo Anual del Combustible CAC x p US$/año US$/año 49 932 448 US$/añoMillón US$/año Millón US$/año 49,9 Millón US$/año

Costo Variable Combustible CVC US$/MWh US$/MWh 23,8 US$/MWh172,4 m3 / MWh

Costos de Inversión 6 087 PC / MWhInversión Nominal In US$/kW 1 500 US$/kW 550 US$/kW

Millón US$ 450 Millón US$ 165 Millón US$Periodo de construcción Nc Meses 48 Meses 24 Meses

Interés Durante la Contrucción ic = (1+i)^(Nc/24) - 1 25,4% 12,0%Inversión con Intereses I = In * (1+ic) US$/kW 1,882 US$/kW 616 US$/kW

Millón US$ 565 Millón US$ 185 Millón US$

Factor de Descuento Anual FRC = i x (1+i)^N / ((1+i)^N -1) 12,04% 12,75%

Anualidad de la Inversión aI = I x FRC US$/kW-año 227 US$/kW-año 79 US$/kW-añoMillón US$/año 68,0 Millón US$/año 23,6 Millón US$/año

Inversión Variabilizada IV = aI / E US$/MWh 32,3 US$/MWh 11,2 US$/MWh

Costos de Operación y MantenimientoCostos Fijos de O&M %cof = %In 4,0% 3.0%

COF = %cof x In US$/kW 60 US$/kW 17 US$/kWMillón US$/año 18,0 Millón US$/año 5,0 Millón US$/año

Otros Costos Variables cvnc US$/MWh 0,3 US$/MWh 1,0 US$/MWhMillón US$/año 0,6 Millón US$/año 2,1 Millón US$/año

Costo Total de Operación CTO Millón US$/año 18,6 Millón US$/año 7,1 Millón US$/añoUS$/MWh 8,9 US$/MWh 3,4 US$/MWh

Costo TotalInversión aI Millón US$/año 68,0 Millón US$/año 23,6 Millón US$/año

Combustible CVC Millón US$/año 0,0 Millón US$/año 49,9 Millón US$/añoO&M CTO Millón US$/año 8,9 Millón US$/año 3,4 Millón US$/añoTotal Millón US$/año 76,8 Millón US$/año 76,8 Millón US$/año

US$/MWh 36,6 US$/MWh 36,6 US$/MWh

El mercado peruano del Gas Natural

53

1. Reseña históricaEn el Perú, antes de la puesta en marcha del Proyecto Camisea, la industria del gas no presentaba un mayor desarrollo. Previamente a la entrada en explotación de las reservas de Camisea esta industria se desarrolló básicamente en el territorio nacional en dos zonas: la del yacimiento gasífero de Aguaytía, localizado en la selva central, y en el conjunto de yacimientos de gas natural localizados en la costa norte.

1.1. Yacimiento de AguaytíaEl yacimiento de Aguaytía se encuentra localizado en la provincia de Curimaná, Ucayali, a 75 Km. al oeste de la ciudad de Pucallpa (lote 31-C) y a 475 Km. al noreste de la ciudad de Lima. Este yacimiento cuenta con reservas probadas de 0,44 Terapies Cúbicos, TPC, de gas natural seco y 20 millones de barriles de líquidos de gas natural, LGN. El operador inicial del campo de Aguaytía fue Maple Gas Corp., en 1994, la que posteriormente cedió el control del proyecto a la empresa Aguaytia Energy del Perú S.R.L, mediante una modificatoria del Contrato de Licencia firmada en 19967.

El yacimiento entró en operación comercial en 1998. La producción promedio del campo de Aguaytía es de 4 400 barriles de LGN diarios y 56 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) de gas natural seco. El campo cuenta con una planta de fraccionamiento, la cual produce aproximadamente 1 400 barriles por día (BPD) de GLP y 3 000 BPD de gasolinas. Los productos son comercializados en el área de influencia regional del proyecto, la que comprende una parte de Ucayali (Pucallpa), donde se expende principalmente GLP, así como parte de Loreto y zonas aledañas de Huánuco. La cadena de comercialización también alcanza a abastecer gasolinas y GLP a parte de la sierra central de Junín y Lima (Ver Gráfico Nº 3.1)

7Los inicios del Proyecto Integral de Aguaytía se remontan a 1961, año en el que Mobil Oil Co. del Perú descubrió el yacimiento. Más adelante este yacimiento revirtió al Estado Peruano hasta el año 1993 en que se realizó una licitación para la explotación del yacimiento Aguaytía. Posteriormente, el 30 de marzo de 1994, se firmó el «Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 31-C», entre The Maple Gas Corporation del Perú y PERUPETRO S.A.

Capítulo III El mercado peruano

del gas natural


54

Gráfico Nº 3.1Localización geográfica del Proyecto Aguaytía

Fuente: Aguaytia Energy Group.

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

1.2. Yacimientos de la Costa NorteLos yacimientos de la Costa Norte se encuentran localizados en la cuenca petrolera de Piura y Tumbes, tal como se muestra en la Gráfico Nº 3.2. El gas natural se presenta en la mayoría de reservorios en explotación asociado a la producción de petróleo, por lo cual los costos de producción del gas natural resultan relativamente reducidos.

Sin embargo, aunque el potencial energético es importante para la región, el desarrollo del mercado ha sido limitado, sustentándose sólo en la producción térmica de electricidad que ha estado restringida por la competencia de las centrales hidráulicas.

Los pozos productores, de estos yacimientos, se encuentran cerca de áreas de consumo potencial. Por su cercanía, algunas centrales eléctricas, refinerías, plantas de procesamiento y áreas urbanas utilizan su producción. Sin embargo, los volúmenes de consumo se han mantenido usualmente debajo de los 40 MMPCD. Así, en el año 2003, ascendieron aproximadamente a 23,2 MMPCD. La escasez de la demanda se debe, en parte, a la falta de promoción del uso del gas natural en las zonas aledañas, tanto a nivel residencial, comercial e industrial y a la falta de inversiones (en la zona sólo hay comprometidas inversiones por US$ 140 millones).


55

Gráfico Nº 3.2Localización geográfica de los yacimientos de la Costa Norte

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Las reservas de hidrocarburos probadas en la zona son pequeñas, alcanzando sólo 0,262 TPC, lo cual limita las posibilidades de una explotación a gran escala para el abastecimiento del mercado interno regional. La producción fiscalizada de gas natural se halla repartida entre los distintos contratistas. En el Zócalo Continental, la empresa Petro Tech (Lote Z2-B) produce cerca de 9,1 MMPCD, mientras que en la Costa Sapet (Lote I), Graña y Montero Petrolera (Lotes VI/VII), Olympic (Lote X), y Petrobras (Lote 11) producen en conjunto 14,1


56

MMPCD. Una parte importante del gas extraído es re-inyectado en los pozos debido a la escasa demanda de la zona.

El principal comprador del gas natural de estos yacimientos es la Empresa Eléctrica de Piura S.A. (EEPSA), de propiedad del Grupo Endesa de España. En su planta de secado obtiene gas natural seco para alimentar una central termoeléctrica de ciclo simple (Central Termoeléctrica de Malacas con 101 MW de potencia instalada), y procesar LGN del cual obtiene GLP y gasolinas que son comercializadas en el mercado local (Piura y Tumbes).

En general, puede señalarse que el incipiente desarrollo de la industria del gas natural en el Perú se debió a la escasa cantidad de reservas probadas, a la localización geográfica de los yacimientos, ubicados lejos de los principales centros de consumo, y al reducido tamaño del mercado de este combustible a nivel local.

Asimismo, la falta de una difusión y promoción oportuna del gas imposibilitó el desarrollo de proyectos de transporte y distribución de mayor envergadura en las áreas de influencia de los reservorios. El Proyecto Camisea constituye un cambio sustancial en la industria como se expone en las diferentes secciones del presente volumen.

1.3. Proyecto Camisea

1.3.1. Descubrimiento En julio de 1981, la compañía Shell firmó un contrato para realizar operaciones petrolíferas en la selva sur del Perú (explorar la existencia de hidrocarburos en los lotes 38 y 42). Entre los años 1984 (segundo gobierno del Arq. Fernando Belaunde Terry) y 1988 (primer gobierno del Dr. Alan García Pérez) la compañía descubrió reservas de gas natural en la región de Camisea (Cusco), en los yacimientos de San Martín, Cashiriari, Mipaya y Pagoreni.

Gráfico Nº 3.3Historia del Proyecto Camisea

Fuente: Propia

Gobierno de Alan GarcíaAceptación de Prórroga en NegociaciónDel contrato con Shell

1988

Gobierno de FujimoriBúsqueda de nuevo inversionista1991

Gobierno de FujimoriAcercamiento a Shell

1994

Gobierno de FujimoriFirma de Contrato con Shell - Mobil

1996mayo

Gobierno de FujimoriPrórroga para decidir si Shell pasa ala segunda etapa.

1998mayo

Gobierno de FujimoriDecisión de Shell de pasar a lasegunda etapa.

1998julio

Gobierno de FujimoriDe nición del Nuevo Camisea

1998

Gobierno de TransiciónFirma de los Contratos con Pluspetrol - Hunt - SK

2000Dic


57

En marzo de 1988, se firmo un acuerdo de bases entre Petroperú y Shell, donde se establecían los términos de un contrato de operaciones para la explotación de gas natural, estimando una inversión aproximada de 2 500 millones de dólares. Lamentablemente, el contrato no prospero y Shell tuvo que abandonar los yacimientos, no quedando claro los derechos sobre el desarrollo futuro de los mismos.

Al inicio del primer gobierno del Ing. Alberto Fujimori (1990 - 1995), se suscribió un convenio entre Perupetro8 y Shell para la evaluación del potencial comercial de las reservas descubiertas. Como parte de este convenio Shell debería efectuar un estudio de factibilidad que sirviera de base para la definición del contrato. En mayo de 1996 se firma el contrato de Licencia entre Perupetro como representante del Estado peruano y el consorcio Shell – Mobil9.

Cuadro Nº 3.1Estudio de factibilidad realizado por Shell

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

8El 20 de agosto del año 1993, se publica la Ley Nº 26221 Ley Orgánica de Hidrocarburos, donde se crea Perupetro (artículo 6°) y se le encarga entre otras funciones la de negociar, celebrar (firmar) y supervisar en calidad de Contratante los Contratos (Licencia, Servicios u otros) que la Ley establece.9Composición accionaria: Shell = 42,5% y Mobil = 57,5%

1 Sólo Condensados hacia la costa

2 Sólo Gas Natural en Camisea

Construir un poliducto para transportar loscondensados hasta la costa (entre Supe y Chincha).Capacidad estimada en 70 mil barriles por día.

El Gas Seco separado en Camisea sería reinyectado.Reinyección estimada en 1500 millones de pies cúbicos por día.

Hay la posibilidad de construir una PlantaTermoeléctrica Local (hasta 450 MW equivalente a 150millones de pies cúbicos por día).

Desarrollo de una Planta Termoeléctrica a Gas Naturaloperando en la cercanía de Camisea (Planta Local)

Viene acompañado de la construcción de líneaseléctricas al sistema interconectado centro norte(Mantaro). Capacidad estimada en 250 millones depies cúbicos por día (diámetro máximo de la tubería en 24”).

Se proponen dos rutas para el gasoducto: ruta norte,pasando por la Oroya y ruta sur, pasando por Pisco.

3 Gas y Condensados hacia la costa

Construcción de un Poliducto y un Gasoducto paratransportar los condensados y el gas seco hasta la costa.

Las Plantas termoeléctricas estarían ubicadas en la costa.

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•4 Condensados hacia la costa y GasSeco al Brasil

Construcción del poliducto a la costa del Perú paratransportar los condensados.

Construcción de un gasoducto hasta Santa Cruz(Bolivia) con una capacidad de 30 millones de metroscúbicos por día (1 000 millones de pies cúbicos por día).

Ítem Caso Descripción


58

El contrato definía tres etapas:

Etapa 1: duración 2 años; desarrollo de estudios y perforación de pozo • exploratorios; garantía de 19,5 millones de dólares.

Etapa 2: duración 4 años, desarrollo del yacimiento (construcción de plantas y • tuberías); garantía de 79,5 millones de dólares.

Etapa 3: duración 34 años, producción de gas natural y líquidos.•

Los resultados del estudio de factibilidad en lo que respecta a las tarifas se muestran en el Cuadro Nº 3.2.

Cuadro Nº 3.2Estudio de factibilidad respecto a las tarifas

70 Mbd10

250 MMpcd11

Fuente: Propia

Para pasar a la segunda etapa, el consorcio sólo debía manifestar su opción de continuar y entregar la fianza exigida. El 15 de julio de 199812, el consorcio decidió no pasar a la segunda etapa por lo que todos los derechos sobre el yacimiento retornaron al Estado peruano.

1.3.2. Partida de ShellUna semana antes del 15 de julio de 1998, el consorcio Shell-Mobil presentó al go-bierno un requerimiento de tres puntos para poder acceder a la segunda etapa del proyecto:

Desarrollo de la Distribución de Gas Natural en el área de Lima. Hasta ese • momento el contrato establecía, como una obligación del consorcio, la ejecución del campo y el transporte hasta Lima; la distribución estaba a cargo de un comité de privatización (CEPRI) quién encontraría una empresa que desarrollaría esta parte del negocio. El costo estimado de la distribución no superaba los 100 millones de dólares.

Modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas (publicada en noviembre • de 1992, antes de la firma del Contrato del Siglo) para permitir la generación privilegiada de las centrales termoeléctricas que operen con el gas de Camisea y, además, que en las reglas de formación de tarifas de generación se incluyan todos los costos del gas natural sin restricción alguna (tal como figuran en el contrato entre el productor de gas y el generador eléctrico). Por otra parte solicitaban reducir la injerencia del regulador (Comisión de Tarifas Eléctricas).

Permitir la “libre” exportación de gas natural a Brasil. El consorcio solicitaba un • 10Mbd= Miles de barriles de día.11MMpcd= Millón de pies cúbicos por día.12Luego de habérsele otorgado 2 meses de prórroga.

Desde Camisea a ... Capacidad DistanciaKm.

Diámetro dela tubería

en pulgadas

Costo de latubería en

Millones US$

Tarifa deTransporte

Lima (líquidos)

Lima (gas)

Quillabamba

Ilo

Acre - Rondonia

Santa Cruz

150 MMpcd

50 MMpcd

60 MMpcd

900 MMpcd

595

595

140

970

600

1 530

10/8

16

16

12

14

26

370

390

110

550

325

1 510

3,90 US$ / bbl

1,14 US$ / MMBTU

0,53 US$ / MMBTU

8,03 US$ / MMBTU

3,93 U S$ / MMBTU

1,22 US$ / MMBTU


59

Decreto Supremo que le garantice la libre venta de gas a Brasil sin controles de precios ni restricciones en volumen.

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

1.3.3. La definición del “Nuevo Camisea”Luego de la partida de Shell, el gobierno se abocó a la tarea de definir el esquema de desarrollo del “Nuevo Camisea”. Para este fin se formó un Comité Especial de Alto Nivel de Camisea (CEANC), que tenía por objetivo definir el esquema para promocionar el proyecto. Luego de la definición, la tarea de promoción recaería en la Comisión de Inversión Privada (COPRI)13.

Básicamente existían dos propuestas: Desarrollo de Camisea como un proyecto único (tal como lo tenía Shell, pero agregándole la distribución) y el otro segmentado donde se separaba en producción, transporte y distribución.

En mayo del año 1999, el gobierno definió como opción para desarrollar Camisea el esquema segmentado, es decir, el desarrollo de la producción, transporte y distribución por compañías diferentes que podrían tener cierta participación cruzada.

Después de esta decisión se conformaron los Comités Especiales (CEPRI)14 encargados de la privatización, de acuerdo con el esquema adoptado por el gobierno para el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM)15.

1.3.4. Contrato con PluspetrolEn diciembre del año 2000, a los inicios del gobierno de transición presidido por Valentín Paniagua Curaçao, todavía estaba pendiente la suscripción de los decretos supremos que aprobaban los contratos de Licencia y de Concesión entre el Estado peruano y los ganadores de los concursos16 que los originaron.

Este estado de cosas motivó una semana de discusiones entre el gobierno y el postor ganador (Pluspetrol), así como con el postor perdedor (Total-Fina-Elf de Francia). Periodo en que se hicieron una serie de denuncias en algunos medios de comunicación

13Las funciones, atribuciones y competencias otorgadas a la Comisión de Promoción de Concesiones Privadas – PROMCEPRI, creada es-pecialmente para este fin, fueron posteriormente transferidas a la ya existente Comisión de la Inversión Privada – COPRI, nombrada por el Gobierno y conformada actualmente por siete Ministros de Estado. La COPRI estudia y analiza los proyectos públicos y las iniciativas privadas con alto potencial de concesión hasta establecer una lista prioritaria considerando la demanda, la viabilidad del proyecto y la temporalidad de su ejecución en el corto, mediano y largo plazo.www.comunidadandina.org/prensa/discursos/arbulu6-9-00.htm 14La COPRI define la formación de Comités Especiales (CEPRI) para los proyectos prioritarios, encargándoles el diseño, estrategia, eje-cución y entrega en concesión de los mismos. Los Comités Especiales son autónomos dentro de los lineamientos generales fijados por la COPRI y trabajan en estrecha coordinación con la Dirección Ejecutiva para elaborar el Plan de Promoción en el cual se consigna el Diagnóstico Preliminar de la empresa y el Cronograma detallado de la privatización. Según sea el caso y dependiendo de la complejidad e importancia relativa de la empresa, se realiza posteriormente un Concurso para contratar asesores técnicos y financieros (empresas de auditoría, Bancos de Inversión, empresas especializadas de ingeniería, etc.). www.comunidadandina.org/prensa/discursos/arbulu6-9-00.htm15El Estado peruano, a fin de llevar a cabo la entrega del desarrollo de Camisea al sector privado, designó un Comité Especial del Pro-yecto Camisea (CECAM) para que diseñará el desarrollo del proyecto y administrara los procesos de adjudicación respectivos.www.minem.gob.pe/archivos/ogp/publicaciones/revista-en-cifras/2000/diciembre/Reportaje.pdf16En el caso del yacimiento se tenía al consorcio Pluspetrol – Hunt – SK (contrato de Licencia) y en el caso del transporte y distribución al consorcio Techint – Graña y Montero – Sonatrach – PHSK (consorcio del campo).


60

que pusieron un velo de dudas al proceso de adjudicación. El gobierno sopesó las demandas del postor perdedor y propuso mejoras a los contratos de Licencia y de Concesión, las que fueron aceptadas por Pluspetro, antes de dar su fallo final.

Además, existían aspectos de naturaleza jurídica (respeto a un concurso) e imagen política ante la comunidad internacional que no podían ser soslayados.

Al final, el 5 de diciembre del año 2000, el gobierno firmó los Decretos Supremos respectivos y se concluye con los procesos de concesión de Camisea.

1.3.5. Estructura del proyectoEl Proyecto Camisea, en la era del consorcio Shell – Mobil, estaba conceptualizado como un proyecto de hidrocarburo más, donde el licenciatario tenía derecho a construir, y a depreciar como parte de su inversión, las infraestructuras de transporte de gas natural y de líquidos.

En esa época el proyecto estaba dividido en dos partes: la producción, transporte y refinación en manos del consorcio, y la distribución en manos del Comité Especial de Alto Nivel de Camisea (CEANC), que estaba encargado de llevar a cabo la licitación de esta parte.

El contrato no especificaba la política de precios que debía seguir el consorcio, tanto para el gas natural seco como para los líquidos, apelando a la libertad de precios consagrada en la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Además, no se señalaba la reserva comprometida con el mercado interno, a fin de garantizar la transformación de la industria nacional y permitir un horizonte razonable para dicha conversión. (Ver Gráfico Nº 3.4)

Gráfico Nº 3.4Era Shell - Mobil

Fuente: Propia

P

T

D

Ope

rado

r úni

co

Por licitarpor el

CEANC

CityGate


61

La razón por la cual la actual Ley de Hidrocarburos faculta a las empresas de gas natural a desarrollar en forma conjunta todas las facilidades para llegar a los clientes mediante ductos de uso propio, es que al ser un mercado incipiente se requiere, al inicio, de un subsidio cruzado entre el negocio de los líquidos y los del gas natural. Además, si se tiene en cuenta que los mercados de gas natural y de líquidos no son regulados en los precios finales, entonces se puede asumir que el productor debe compensar los riesgos de ambos negocios.

Gráfico Nº 3.5Esquema de Camisea en la era Shell - Mobil

Fuente: Propia

El mantener la producción y el transporte de gas natural en manos de un solo operador origina problemas de transparencia y fomenta la discriminación entre actores del mismo sector económico. Por ejemplo, durante las negociaciones que el consorcio Shell – Mobil (SM) tenía con los generadores eléctricos se podía notar un precio del gas natural para una máquina de punta y otro diferente para la máquina de base, pero sin existir la separación de costos (producción y transporte).

El desarrollo de la distribución no fue parte de la licencia del consorcio SM, ya que la Ley de Hidrocarburos establece que la misma es un servicio público, y de acuerdo a nuestro ordenamiento legal los servicios públicos son regulados expresamente.

Durante el desarrollo del proyecto, por parte del consorcio SM, existió diversidad de hipótesis respecto de la evolución de la demanda de gas natural en el mercado interno. En el Gráfico Nº 3.6 se aprecia la divergencia que existe en el desarrollo del mercado interno de gas natural, en el que se considera un posible escenario de inicio (70 millones de pies cúbicos por día).

CamiseaCampo

Ductos

ActividadesIntegradas

Riesgo Manejado en forma IntegralAl inicio: LíquidosAl nal: Gas Seco

Líquidos:Mercado Spot

Gas Seco:Contratos

Contrato deSuministro


62

Gráfico Nº 3.6Consumo de GN sin tope

Fuente: Propia

Ciertamente, el desarrollo de un mercado virgen del gas natural, como es el peruano, requiere de una serie de políticas públicas que ayuden a reducir los riesgos futuros para así obtener un proyecto viable para todos. El problema principal del esquema de Camisea era que la volatilidad del mercado de gas natural debía ser cubierta con el negocio de líquidos.

Al ser el transporte parte del negocio del consorcio SM, éste no estaba obligado a segmentar los precios a los consumidores, sino a mostrar un precio único al cliente (si además, no se quería desagregar la distribución entonces debía obtenerse este segmento como parte del negocio del consorcio). Además, para el cálculo de las regalías, el transporte interviene descontado dicho costo al valor de venta, con lo que se tendría el valor del gas en el campo (punto de fiscalización). Por lo tanto, si el transporte es caro, entonces la regalía es mínima o inexistente (si el transporte es mayor al valor de venta).

La fórmula para determinar la tarifa de transporte refleja el costo medio de corto plazo (1 año) de acuerdo a un balance contable, tal como se muestra:

Donde:

T: Tarifa Máxima de transporte, expresada en dólares por millar de pies cúbico.

CO: Costo operativo anual, expresado en dólares.

D: Depreciación anual de la inversión, expresada en dólares. Se calcula con 20 años, pero puede ser un plazo diferente.

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29Años

Mill

ón

de

pc/

d

-1S D +1SD , -1S D +95% Pe rc , -5% Pe rc M e an

( )CO D I CT RT

V+ + + ×

=


63

I: Inversión, expresada en dólares. El texto original señalaba que era la inversión neta (descontado la depreciación acumulada) pero en la última modificación se dejó sólo Inversión (no se descuenta la depreciación acumulada).

CT: Capital de trabajo requerido para operar el ducto, expresado en dólares.

R: Tasa de Rentabilidad expresada en porcentaje. La tasa trata de buscar una rentabilidad neta después del impuesto a la renta.

V: Volumen anual de gas natural transportado, expresado en miles de pies cúbicos.

Si esta fórmula se aplicara a los costos actuales del transporte de Camisea, con la condición que la inversión a considerar es la inversión neta, entonces la tarifa de transporte el primer año debería ser superior a los 5 dólares por millar de pies cúbicos (equivalente al millón de BTU)17, con lo que los precios netos en el campo serían negativos (Ver Gráfico Nº 3.7)

Gráfico Nº 3.7Tarifa anual para garantizar el ROA

Fuente: Propia

Este esquema del desarrollo del yacimiento con el subsidio cruzado de la producción de líquidos, hace que al final los posibles beneficiarios de las regalías sean los que financian el desarrollo del negocio, postergando en forma no definida sus esperanzas de ingresos por el proyecto.

Durante el periodo que el proyecto Camisea estuvo liderado por el consorcio Shell – Mobil éste era concebido como un proyecto más de exploración y explotación, entre los muchos que tenía Perupetro, lo cual se observa al analizar las diversas partes del contrato en las que no se percibe las implicancias del proyecto en el desarrollo del país, tal como se observa en el Gráfico Nº 3.8.

17BTU: Unidad de Energía en el Sistema Inglés de Unidades, con un uso muy extendido en gas natural.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29Años de O pe rac ión

US$

/ K

PC

-1SD +1S D, -1S D +95% Pe rc, -5% Pe rc M e an


64

Gráfico Nº 3.8Implicancia del proyecto

Fuente: Propia

Posteriormente, en la época Pluspetrol – Hunt – SK, se establecen las bases de la política energética para el desarrollo del gas natural, las cuales se plasman en la Ley Nº 2713318 y se resumen a continuación:

Licitación de lotes con reservas probadas de gas natural.•Las reservas probadas de gas natural, entregadas en licitación, deben garantizar •en forma permanente el desarrollo interno del mercado nacional por el plazo definido en el mismo.La política de precios del gas natural debe evitar la discriminación de precios •en consumidores del mismo ramo industrial, tal como lo señala el D.L. 701 (Artículo 5°).Los precios del gas natural deben separarse en toda la cadena del negocio, •y los contratos de suministro deben ser públicos y no contener cláusulas de discriminación.Existe un precio mínimo y máximo para el gas natural a fin de proteger a los •consumidores de un abuso por parte del monopolio y, por otro lado, evitar que el consorcio venda el gas a un precio muy bajo que perjudique las ganancias del Estado (Regalías).La actividad de transporte y distribución de gas natural por ductos en alta presión •se harán merecedores de un esquema de ingresos garantizados en caso se demuestre que el costo de cubrir esta garantía sea menor que los beneficios que traería el menor precio del gas natural. La Ley señala que el sector garante es el eléctrico por ser el de mayor impacto en el proyecto.

Todas estas medidas configuran una serie de restricciones que deben de tomarse

18La Ley Nº 27133 ‘Ley del Desarrollo de la Industria del Gas Natural’ fue elaborada luego de la salida del consorcio Shell – Mobil del proyecto Camisea y, publicada en el año 1999. El objeto de la Ley era el definir la forma en que debería desarrollarse el sector gas natural y las restricciones a las que está sujeta para cumplir con las políticas definidas por el Estado en esta Ley y en los contratos que se firmen al amparo de la misma.

Ope

rado

r úni

co

Por licitarpor el

CEANC

CityGate

P P

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D

CityGate

DBP

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es

DAP


65

en cuenta al momento de estructurar un contrato para el desarrollo de reservas probadas.

Además, el proyecto actual está configurado en tres partes: producción, transporte y distribución, donde cada una de ellas tiene un operador estratégico.

1.3.6. Regulación de los preciosEn el tema de los precios, se observaba que el Estado sólo se había reservado el derecho de poder otorgar en concesión la distribución, lo cual el consorcio SM exigía como tema para poder continuar con la segunda fase.

Gráfico Nº 3.9Regulación de precios

Fuente: Propia

De acuerdo con el esquema elaborado por el consorcio SM (Ver Gráfico Nº 3.9), los precios a cada grupo de consumidores reflejarían los costos de oportunidad de dicha actividad, sin desagregación de los costos por componentes relevantes (campo, transporte y distribución). En este esquema, los consumidores podrían sentirse satisfechos con los ahorros ofrecidos por el inversionista y, además, sería muy difícil comparar los precios de cada componente ofrecido a cada grupo de clientes.

Aún si el transporte y distribución recaen en un solo dueño, sería conveniente para el desarrollo de la industria el establecer la segmentación de costos, de tal forma, que a futuro, cuando las condiciones lo requieran se puedan configurar empresas independientes.

2. Análisis del ducto de Camisea

2.1. Magnitud del ductoSi consideramos que las reservas de Camisea equivalen a 13 TPC, entonces, la cantidad almacenada de metano sería de 10 764 TPC, de etano 1 125 TPC, de propano 0,415 TPC, de butano 0,180 TPC, de gasolina natural 0,392 TPC y los gases inertes (N2 + CO2) 0,124 TPC. Por lo tanto, el volumen útil es igual a 12 876 TPC.




Local

PreciosAgregados


Industriales


PequeñoConsumidor

Industrial




66

El gas natural de Camisea (gas húmedo con alto contenido de condensados) tiene un poder calorífico de 1 251 BTU por cada pie cúbico (BTU/PC), lo que quiere decir que la energía total contenida en el reservorio es de 16 257 Tera BTU (equivalente a 16 257 Peta19 BTU). Como un kilo Watt hora (kWh) equivale a 3 412 BTU, entonces la energía total contenida en Camisea es igual a 4 764 Tera Watt hora (TWh), tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.3.

Cuadro Nº 3.3Camisea - Potencial de las reservas

Fuente: Propia

Si agrupamos los componentes del gas de Camisea según los nombres comercialmente usados en nuestro medio, tendremos que la energía contenida en el Gas Natural Seco (metano + etano) equivale a 12 711 TBTU (78%), en el GLP (propano + butano) 1 622 TBTU (10%) y en la gasolina natural 1 924 TBTU (12%), como se puede observar en el Cuadro Nº 3.4.

Cuadro Nº 3.4Camisea - Potencial de las reservas - Sistema Internacional de Unidades

Fuente: Propia

Los mismos componentes en el SIU serían:

Gas Natural Seco = 13 411 Peta Joule (PJ) = 3 725 TWh;•GLP = 1 711 PJ = 475 TWh;•Gasolina Natural = 2 030 PJ = 564 TWh•Total igual a 4 764 TWh.•

2.2. Energía almacenada en el reservorio

19La palabra Peta es el prefijo del SIU que equivale a 10 elevado a la potencia quince = 10^15. En el Glosario de Términos se muestra una tabla con los Prefijos del SIU.

Reservas 13,00 Tera PC

Volúmen Energía MasaGiga PC Tera BTU Giga Libras BTU/Lb BTU/PC

Nitrógeno 98,9 0,76% 0,0 0,00% 7,3 1,01% 0 0Anhidrido Carbónico 25,6 0,20% 0,0 0,00% 3,0 0,41% 0 0Metano 10 764,5 82,80% 10 764,5 66,22% 456,4 62,74% 23,585 1,000Etano 1 125,0 8,65% 1 946,3 11,97% 89,4 12,29% 21,769 1,730Propano 414,5 3,19% 1 038,6 6,39% 48,3 6,64% 21,500 2,506Butano 179,5 1,38% 582,9 3,59% 27,6 3,79% 21,140 3,247Gasolina Natural 392,0 3,02% 1 924,3 11,84% 95,5 13,12% 20,160 4,909

Total 13 000,0 100,00% 16 256,5 100,00% 727,5 100,00% 22,347 1,251

Volúmen Energía MasaGiga PC Tera BTU Giga Libras BTU/Lb BTU/PC

Metano+Etano 11 889,5 92,34% 12 710,7 78,19% 545,8 76,11% 23,287 1,069Propano+Butano 594,0 4,61% 1 621,5 9,97% 75,9 10,58% 21,369 2,730Gasolina Natural 392,0 3,04% 1 924,3 11,84% 95,5 13,31% 20,160 4,909

Total 12 875,5 100,00% 16 256,5 100,00% 717,1 100,00% 22,668 1,263

1 m3 = 35,31467 PC1 BTU = 1,05506 KJ 1 MBTU = 1,05506 GJ

1 Kg = 2,20462 Lb

Volúmen Energía MasaGiga m3 Peta J Giga Kg KJ/Kg KJ/m3

Metano+Etano 336,7 92,34% 13 410,6 78,19% 247,6 76,11% 54 167 39 833Propano+Butano 16,8 4,61% 1 710,8 9,97% 34,4 10,58% 49 705 101 707Gasolina Natural 11,1 3,04% 2 030,2 11,84% 43,3 13,31% 46 893 182 905

Total 364,6 100,00% 17 151,6 100,00% 325,3 100,00% 52 727 47 043


67

Otra forma de expresar la energía de Camisea es en Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP). Por ejemplo, la energía almacenada en un BEP es igual a 5,806 millones de BTU (MBTU)20, es decir, la energía contenida en Camisea equivale a 2 800 millones de barriles equivalentes de petróleo, tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.5.

Cuadro Nº 3.5Camisea - Equivalente Energético

Fuente: Propia

De los 2 800 millones de BEP, los condensados (líquidos del gas natural desagregados fundamentalmente en gasolina natural, propano y butano) equivalen a 611 millones de BEP.

El poder calorífico medio de los condensados (48% gasolina natural, 35% propano y 17% butano) es de 4 543 millones de BTU por barril. Para determinar la cantidad de barriles de cada uno de los componentes líquidos se divide la energía entre el poder calorífico del componente. Por ejemplo la cantidad de barriles de propano es igual a 273,7 millones de barriles lo cual se obtiene de dividir los 1 038,6 TBTU entre los 3 795 MBTU/Barril (273,7 = 1 038,6 / 3 795), tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.6.

Cuadro Nº 3.6Potencial Energético en Volumen

Fuente: Propia

De igual forma se obtiene los volúmenes de butano (135,1 millones de barriles) y gasolina natural (371,8 millones de barriles). El volumen total es igual a 780,521 millones de barriles.

20En este documento los prefijos usados siempre corresponden al Sistema Internacional de Unidades (SIU).21Es importante mencionar que en muchos informes periodísticos se menciona la cantidad de 600 Millones de Barriles de Condensados, tal vez esta cantidad se refiera a Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP), tal como se calculo líneas arriba.

Millón BEP TWh

Metano+Etano 2 189 78,2% 3 725,2Propano+Butano 279 10,0% 475,2Gasolina Natural 331 11,8% 564,0

Total 2 800 100,0% 4 764,3

Millón BEP TWh

Gas Natural 2 189 78,2% 3 725,2Condensados 611 21,8% 1 039,2

Total 2 800 100,0% 4 764,3

1 BEP = 5,806 MBTU1 BEP = 6,126 GJ1 TWh = 3,60 Peta J1 TWh = 3,412 Tera BTU

MBTU/Barril Millones Barriles Tera BTUPropano 3 795 273,7 1 039Butano 4 315 135,1 583Gasolina Natural 5 176 371,8 1 924Total 4 543 780,5 3 546

GLP 3 967 408,8 1 622Condensados 4 543 780,5 3 546


68

Se puede concluir que por cada millón de pies cúbicos de gas natural húmedo se puede extraer hasta 60 barriles de condensados (780,5 Mbl / 13 TPC = 60,08 Bl/MPC).

Una vez extraído los condensados del gas natural húmedo se obtiene el gas natural seco. Por lo tanto, la energía contenida en los 11,89 TPC de gas natural seco (metano + etano) es igual a la diferencia de la energía total menos la energía contenida en los condensados, es decir, 12 711 Tera BTU (16 256,5 – 3 545,8). Esto quiere decir que el poder calorífico del gas natural seco es igual a 1 069 BTU por pie cúbico (esto se obtiene dividendo los 12 711 Tera BTU entre los 11,89 Tera PC), tal como se muestra en el Gráfico Nº 3.10.

Gráfico Nº 3.10Energía contenida en el Gas Natural

Fuente: Propia

En el caso de Camisea se considera que el gas natural seco está compuesto básicamente por metano (CH4 = 90,5%) y etano (C2H6 = 9,5%), su uso es variado en la industria, tanto como insumo para la creación de productos tales como plásticos o fertilizantes, como fuente energética para la producción de calor y electricidad. La recuperación del etano depende del mercado y para fines de este documento se considera como parte del gas natural seco.

Si el gas natural seco se empleara como fuente energética, todos los 12 711 Tera BTU no podrían ser utilizados, ya que la combustión del gas natural seco con el oxígeno (O2) origina como productos de la combustión anhídrido carbónico (CO2) y vapor de agua (H2O), siendo útil únicamente en los procesos térmicos el anhídrido carbónico.

Aproximadamente el 10% de la energía del gas natural seco es absorbida por la formación del vapor de agua quedando el restante 90% como utilizable. Normalmente el calor retenido en el vapor de agua queda reflejado en el Poder Calorífico Inferior (PCI) del gas natural seco22.

Por consiguiente, la energía utilizable del gas natural seco de Camisea como fuente energética equivale a 11 440 Tera BTU, tal como se muestra en el Gráfico Nº 3.11.

22Relación = Poder Calorífico Inferior (PCI) / Poder Calorífico Superior (PCS) = 90%.


69

Gráfico Nº 3.11Energía utilizable del gas natural seco

Fuente: Propia

Los 11 440 Tera BTU, de energía térmica útil del gas natural seco de Camisea, pueden ser aprovechados en diversas máquinas térmicas, entre ellas, las turbinas de gas de ciclo simple ó en los ciclos combinados (mezcla de turbina de gas más turbina de vapor).

En la actualidad las turbinas de gas alcanzan un rendimiento térmico de 35%, mientras que los ciclos combinados un rendimiento de 55%, tal como se muestra en el Gráfico Nº 3.12.

Gráfico Nº 3.12Rendimiento térmico de turbina a gas vs. turbina a vapor

Fuente: Propia

Turbina de Gas

Turbina de Vapor

Calderorecuperado

de calor


70

Si consideramos que el gas natural seco de Camisea se emplea únicamente en la generación de electricidad basada en ciclos combinados, entonces, la energía eléctrica producida con dicho gas sería: 11 440 * 55% = 6 292 Tera BTU. Tomando en cuenta que un kWh equivale a 3 412 BTU, se tiene que la energía eléctrica producida es igual a 1 844 Tera Watt Hora (6 292 / 3 412), tal como se observa en el Gráfico Nº 3.13.

Gráfico Nº 3.13Energía térmica del gas natural

Fuente: Propia

Por si sola la cifra de energía eléctrica que podría producirse con Camisea no nos indica mucho si no efectuamos una comparación relativa. Por ejemplo, en el año 2007 la producción total de energía del Perú (hidráulica y térmica) fue de 27,255 Giga Watt Hora (el prefijo Giga significa 10 elevado a la potencia de 9), o lo que es equivalente a 27,255 Tera Watt Hora (TWh). En ese mismo año la producción del Complejo Mantaro (central hidráulica Santiago Antúnez de Mayolo más Restitución) fue de 6,424 GWh (38,3% de la energía producida en el Sistema Eléctrico) o 6,424 TWh.

Por lo tanto, los 1 844 TWh de Camisea comparado con la producción de electricidad del año 1998 (16,774 TWh) equivale a una reserva de 110 años. Evidentemente esta cifra es muy alta y nos da un cierto respiro en materia energética, pero, hay que tener presente que, la demanda eléctrica está en constante crecimiento y que esta visión estática es muy superficial.

Otra forma de comparar Camisea es analizarla con la central eléctrica más representativa del sistema (Complejo Mantaro). El Complejo Mantaro tiene una potencia efectiva de 840 MW y una producción media anual de 6,424 GWh, es decir, un factor de utilización de la capacidad de 87,3% (determinado como el cociente de la energía producida entre la energía máxima = 6,424 / (8,760 * 840) ).

La energía producida por el Complejo Mantaro en el término de 50 años (vida económica de los proyectos hidroeléctricos) asciende a 321,2 TWh (6,424 * 50), por consiguiente, la energía eléctrica producida con Camisea (1 844 TWh) equivale a 5,74 veces la producción del Mantaro en 50 años. Esto quiere decir que si Camisea fuera equivalente a una central


71

hidráulica como el Mantaro, su potencia efectiva sería de 4 822 MW (5,74 * 840 MW) y operaría por 50 años.

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

El análisis dinámico del uso de Camisea en la generación eléctrica implica estimar el crecimiento futuro de la demanda eléctrica y determinar la fracción de energía producida sobre la base del gas natural. Por ejemplo, en el año 2007 la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) era de 3 966 MW y la producción bruta de energía de unos 27 255 GW.h. En dicho año, la producción media de energía con base hidráulica fue de 18 588 GW.h (en consecuencia la generación térmica fue de unos 8 666 GW.h).

Por lo tanto, si la generación con el gas de Camisea es más económica que la generación hidroeléctrica se podría decir que el crecimiento del sistema, 5% anual a partir del año 2005, se realiza a partir de centrales térmicas y que, además, el 80% de dicho crecimiento es cubierto por unidades que usan el gas de Camisea (básicamente ciclos combinados). Entonces, el desarrollo de la generación para los próximos 50 años sería como se muestra en el Gráfico Nº 3.14.

Figura Nº 3.14Proyección de la Oferta Eléctrica

Fuente: Propia

Del mismo modo, si se considera una demanda inicial (año 2004) del sector industrial de 15,7 MPCD23 y un crecimiento de 43% los primeros 5 años, 17% los siguientes 5 años y 13% el siguiente quinquenio, entonces, se obtendría la curva de consumo que se muestra en el Gráfico 3.15.

Los valores de consumo de gas en MPCD para el sector eléctrico y el sector industrial se muestran en el Cuadro Nº 3.7.

23Millón de Píe Cúbico por Día.

0

50

100

150

200

250

300

2004

2007

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

2052

Año

TWh

Hidro Térmico a Gas Otros Térmicos


72

Gráfico Nº 3.15Demanda de Gas Natural

Fuente: Propia

Cuadro Nº 3.7Camisea: Demanda de Gas Natural

Fuente: Propia


Fuente: Propia

Millón PC/Día Tasa de Crecimiento AnualAño Eléctrico Industrial Total Eléctrico Industrial Total

2004 69,7 15,7 85,42009 153,0 94,5 247,5 17,0% 43,1% 23,7%2014 259,3 208,4 467,7 11,1% 17,1% 13,6%2019 395,0 383,7 778,7 8,8% 13,0% 10,7%2024 568,1 563,6 1 131,7 7,5% 8,0% 7,8%2029 789,2 702,3 1 491,5 6,8% 4,5% 5,7%2034 1 071,2 830,1 1 901,4 6,3% 3,4% 5,0%20392044

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

Años

Mill

ón P

C/D

ía

Eléctrico Industrial

0

100

200

300

400

500

600

2004

2007

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

2052

Años

Dem

anda

: TW

h

0

700

1400

2100

2800

3500

4200

Rese

rva

: TW

h

Sector Eléctrico Industrial Reservas Remanentes


73

En el gráfico anterior se muestra el consumo acumulado de gas natural del sector eléctrico e industrial, y a la vez se observa como año por año se van consumiendo las reservas (al inicio la reserva es igual a 3 725 TWh).

Se aprecia que en el año 2038, la energía que se habría consumido desde Camisea sería de 3 725 TWh, es decir, se habría utilizado las reservas en un periodo de 34 años (2004 al 2038). En este escenario el sector eléctrico consume el 54% de las reservas. Por otro lado, si la tasa de crecimiento del sector eléctrico es 6% en lugar del 5%, las reservas se consumirían en 34 años y el sector eléctrico consumiría el 60% de las reservas.

Cuadro Nº 3.8Consumo de Gas Natural

Fuente: Propia

Gráfico Nº 3.17Consumo de Gas Natural Seco

Fuente: Propia

El resultado anterior muestra que el gas natural seco que contiene Camisea no es infinito ni nos da una cobertura energética de más de 100 años, como podría mostrar un cálculo superficial, lo real es que la cobertura depende de la tasa de crecimiento de los consumos (en este caso se ha simulado con una tasa de crecimiento de 5%) y que, en un escenario conservador, dicha cobertura sería de 34 años.

2.3. Composición del reservorio

De acuerdo con los estudios de composición de los reservorios efectuados por Shell24, los yacimientos de Camisea presentan una composición de 82,8% de metano (CH4), 8,65% de etano (C2H6), 3,19% de propano (C3H8), 1,38% de butano (C4H10), 3,02% de gasolina natural y el restante 0,96% de gases inertes (nitrógeno + anhídrido carbónico), tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.9.

24Perú – Camisea Feasibility Study – May. 1995 – Table 5.3.2.

Eléctrico Industrial Total

Tera PC 6,457 5,432 11,88954,3% 45,7% 100,0%

Industrial46%

Eléctrico54%


74

Cuadro Nº 3.9Composición de los reservorios de Camisea

Fuente: Propia

En el mismo estudio se señala que las reservas de Camisea (conformada por los reservorios San Martín, Cashiriari y Mipaya) para una probabilidad media equivalen a 13,7 TPC. Sin embargo, en las simulaciones efectuadas en dicha oportunidad se tomó como valor de las reservas 12,2 TPC, el cual se obtiene sin incluir los volúmenes almacenados en Mipaya ni en la capa “Noipatsite” de los otros reservorios.

El poder calorífico del gas natural almacenado en Camisea se obtiene ponderando la composición por los poderes caloríficos de cada uno de los componentes. Así se obtiene un poder calorífico medio de 1 251 BTU/PC (gas natural húmedo), tal como se observa en el Cuadro Nº 3.10.

Cuadro Nº 3.10Parámetros de los gases de Camisea

Fuente: Shell - Natural Gas Terms and Measurements, SIG/69/1.

2.4. Valor del yacimientoPara determinar el valor de Camisea (sólo el reservorio sin incluir los transportes) se requiere estimar el precio de cada uno de los energéticos a ser obtenidos y la proyección de las ventas. Ninguna persona tiene una bola mágica que permita decir “éste” es el precio y “éstas” son las ventas. Por ello, para simplificar el análisis, se efectúa un pronóstico de precios y el desarrollo de escenarios de venta de líquidos y venta de gas natural.

En el caso de los líquidos se asume que el precio de los condensados en Camisea es igual al precio de los productos en la Costa del Golfo de Estados Unidos (USGC) menos el flete en

San Martín Cashiriari TotalNia Vivian Nia

Reservas Tera PC 3,1 3,6 5,5 12,2Participación 25,4% 29,5% 45,1% 100,0%

ComposiciónNitrógeno 0,55 0,99 0,73 0,76Anhidrido Carbónico 0,18 0,10 0,27 0,20Metano 80,59 83,89 83,34 82,80Etano 9,80 8,07 8,39 8,65Propano 3,80 2,95 3,00 3,19Butano 1,70 1,26 1,28 1,38Gasolina Natural 3,38 2,74 2,99 3,02Total 100,00 100,00 100,00 100,00

Gravedad Peso Poder IndiceWobbe

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

Nitrogeno 0,9670 0,07404 0 0 0,0Anhidrido Carbónico 1,5190 0,11631 0 0 0,0Metano 0,5537 0,04240 1,000 23,585 42,5Etano 1,0379 0,07947 1,730 21,769 40,8Propano 1,5220 0,11654 2,506 21,500 40,6Butano 2,0061 0,15361 3,247 21,140 40,2Gasolina Natural 3,1801 0,24350 4,909 20,160 39,3Total 0,7308 0,05596 1,251 22,347 41,4


75

el gasoducto de TGP (Camisea a Pisco). Por ejemplo, en el año 2001 el precio del propano, butano y la gasolina natural fueron 46,9; 53,7 y 68,1 centavos de dólar por galón (ctv. US$/Gal), respectivamente. De igual forma, el Cuadro Nº 3.9 presenta la evolución del precio de los condensados en los últimos 7 años (2001 a 2007).

Cuadro Nº 3.11Precios de Combustibles

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

Fuente: Platt´s / Elaboración: Propia

Como valor referencial se ha tomado como precio de los condensados el valor medio de los últimos 7 años, el cual da como resultado un precio igual a 83,6 ctv. dólares por galón (35,1 US$ Barril).

Para determinar el precio del gas natural seco se ha asumido un precio para el sector eléctrico de 1,0 dólares por MBTU y para el sector industrial de US$ 1,8 dólares por MBTU25. El precio medio se obtiene ponderando los respectivos precios por el volumen demandado (54% el sector eléctrico y 46% el sector industrial), lo cual da como resultado US$ 1,37 por MBTU (1,0 x 54% + 1,8 x 46% = 1,37). Hay que tener presente que este precio es en Camisea y no incluye el transporte (aproximadamente US$ 0,90 por millar de pies cúbicos).

En el Cuadro Nº 3.12 se muestra el resultado de restar a los precios del cuadro anterior el transporte de los líquidos (US$ 2,85 por barril).

Cuadro Nº 3.12Precios de Combustibles

(Precios en el Yacimiento de Camisea)

Fuente: Platt´s / Elaboración: Propia

25El Precio Máximo fijado en el Contrato de Licencia entre el Productor y el Estado, para la venta de gas natural a los clientes Industriales es 1,8 dólares por MBTU.

Nota : El precio del Gas Natural es Estimado en Camisea (media entre 1,0 para el Sector Eléctrico y 1,8 para el Industrial)

Nota : El precio del Gas Natural es Estimado en Camisea (media entre 1,0 para el Sector Eléctrico y 1,8 para el Industrial)

Unidad 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 PromedioGas Natural US$/MBTU 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37Propano ctv.US$/Gal 46,9 41,0 56,9 73,8 91,2 101,2 99,1 72,9Butano ctv.US$/Gal 53,7 50,1 66,6 87,5 109,3 120,4 115,7 86,2Gasolina Natural ctv.US$/Gal 68,1 62,2 77,4 102,6 133,6 148,7 141,3 104,8

GLP ctv.US$/Gal 42,4 37,3 53,3 71,5 90,4 100,7 97,8 70,5Condensados ctv.US$/Gal 51,4 45,9 61,6 83,1 107,7 120,4 115,3 83,6

Gas Natural US$/MBTU 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37Propano US$/Barril 19,7 17,2 23,9 31,0 38,3 42,5 41,6 30,6Butano US$/Barril 22,6 21,1 28,0 36,7 45,9 50,6 48,6 36,2Gasolina Natural US$/Barril 28,6 26,1 32,5 43,1 56,1 62,5 59,3 44,0

GLP US$/Barril 17,8 15,6 22,4 30,0 38,0 42,3 41,1 29,6Condensados US$/Barril 21,6 19,3 25,9 34,9 45,3 50,6 48,4 35,1

Unidad 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 PromedioGas Natural US$/MBTU 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37Propano ctv.US$/Gal 40,1 34,2 50,1 67,0 84,5 94,4 92,3 66,1Butano ctv.US$/Gal 46,9 43,4 59,8 80,7 102,5 113,6 108,9 79,4Gasolina Natural ctv.US$/Gal 61,3 55,4 70,6 95,8 126,8 142,0 134,5 98,1

Nota : El precio del Gas Natural es Estimado en Camisea (media entre 1,0 para el Sector Eléctrico y 1,8 para el Industrial)GLP ctv.US$/Gal 35,6 30,5 46,5 64,7 83,6 93,9 91,0 63,7Condensados ctv.US$/Gal 44,6 39,1 54,8 76,3 101,0 113,6 108,5 76,8

Gas Natural US$/MBTU 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37Propano US$/Barril 16,8 14,4 21,0 28,1 35,5 39,6 38,8 27,8Butano US$/Barril 19,7 18,2 25,1 33,9 43,1 47,7 45,7 33,3Gasolina Natural US$/Barril 25,8 23,3 29,7 40,2 53,3 59,6 56,5 41,2

Nota : El precio del Gas Natural es Estimado en Camisea (media entre 1,0 para el Sector Eléctrico y 1,8 para el Industrial)GLP US$/Barril 14,9 12,8 19,5 27,2 35,1 39,5 38,2 26,8Condensados US$/Barril 18,7 16,4 23,0 32,0 42,4 47,7 45,6 32,3


76

El precio de los líquidos puede ser expresado por unidad de energía, para lo cual se divide el precio en US$/Barril entre el Poder Calorífico (MBTU por barril), de esta forma obtenemos un precio medio de los condensados equivalente a US$ 7,73 por MBTU (Ver Cuadro Nº 3.13).

Cuadro Nº 3.13Precios como equivalente Energético - Sistema inglés de Unidades

Precios en Camisea

Fuente: Propia

En el cuadro anterior se puede observar que en el año 2002 se obtuvo el precio más bajo de los últimos 7 años, US$ 4,24 por MBTU (45% menor al valor medio), mientras que en el año 2006 se alcanzó los US$ 11,13 por MBTU (44% superior al valor medio).

El precio de los condensados se puede convertir al SIU (US$ por GJ26), al dividir el valor de los US$/ MBTU entre 1,05527, tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.14.

Cuadro Nº 3.14Evolución del precio de los Condensados - SIU

Precios en Camisea

Fuente: Propia

Gráfico Nº 3.18Precios de Componentes de Camisea

Fuente: Propia

26GJ = Giga Joule.271 MBTU = 1,055 GJ

Unidad 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 PromedioGas Natural US$/MBTU 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37 1,37Propano US$/MBTU 4,44 3,79 5,55 7,41 9,35 10,44 10,22 7,31Butano US$/MBTU 4,57 4,22 5,82 7,86 9,98 11,06 10,60 7,73Gasolina Natural US$/MBTU 4,98 4,49 5,73 7,77 10,29 11,52 10,91 7,96

Total US$/MBTU 2,10 1,99 2,31 2,74 3,24 3,49 3,39 2,75

GLP US$/MBTU 4,48 3,94 5,64 7,57 9,57 10,66 10,36 7,46Condensados US$/MBTU 4,75 4,24 5,69 7,68 9,96 11,13 10,66 7,73

US$/GJHistoricoPromedioDesviación

2 0014,507,33-39%

2 0024,027,33-45%

2 0035,397,33-26%

2 0047,287,33-1%

2 0059,447,33

+29%

2 00610,557,33

+44%

2 00710,107,33

+38%

1,3

6,9 7,3 7,5

2,6

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Gas Natural Propano Butano GasolinaNatural

Total

US$

/GJ


77

En el Gráfico Nº 3.18 se aprecia que valorizar Camisea con los precios alcanzados en el año 2006 originaría una sobrevaloración del proyecto.

En los cálculos de valorización de los condensados de Camisea se asume que la demanda es infinita (mercado local y exportación) y, por lo tanto, no existen restricciones adicionales a los casos analizados.

Un aspecto importante de resaltar es el hecho de que tanto para el proyecto como para el país es más rentable vender los líquidos que el gas natural seco, ya que los condensados valen casi 7 veces el valor del metano.

En el Gráfico Nº 3.19 se muestra los precios históricos de los condensados y el valor promedio utilizado para valorizar el yacimiento.

Gráfico Nº 3.19Evolución del precio de los Combustibles

Fuente: Propia

Una forma sencilla y rápida de valorizar Camisea sería multiplicar los precios anteriores por la energía contenida en el reservorio. Por ejemplo, si multiplicamos los 12 711 TBTU de gas natural seco por el precio de US$ 1,37 por MBTU obtenemos un ingreso de US$ 17 356 millones. Por otro lado, si multiplicamos los 3 546 TBTU de la energía contenida en los condensados por el precio de 7,73 dólares por MBTU se obtiene un ingreso de US$ 27 410 millones. Por consiguiente el ingreso total sería de US$ 44 767 millones de dólares, tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.15.

Cuadro Nº 3.15Venta nominal de Camisea

Fuente: Propia

4,5

4,0 5,

4

7,3

9,4 10

,5

10,1

7,33

0

2

4

6

8

10

12

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Años

US$

/GJ

Histórico Promedio

Energía Valor : Millón US$Tera BTU 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Promedio

Gas Natural 12 710,7 17 356 17 356 17 356 17 356 17 356 17 356 17 356 17 356 38,8%Propano 1 038,6 4 608 3 936 5 759 7 697 9 708 10 847 10 614 7 596 17,0%Butano 582,9 2 663 2 460 3 391 4 579 5 816 6 445 6 178 4 505 10,1%Gasolina Natural 1 924,3 9 579 8 647 11 028 14 957 19 797 22 165 20 999 15 310 34,2%

Total 16 256,5 34 206 32 399 37 535 44 590 52 679 56 813 55 147 44 767 100,0%

GLP 1 621,5 7 271 6 395 9 151 12 277 15 525 17 292 16 792 12 100 27,0%Condensados 3 545,8 16 850 15 042 20 179 27 233 35 322 39 457 37 790 27 410 61,2%


78

Se observa que, de acuerdo con este análisis, el 39% de los ingresos provienen de la venta de Gas Natural (US$ 17 356 millones), mientras que el restante 61% proviene de la venta de los Condensados. Esta línea de pensamiento nos indicaría que Camisea es un proyecto de Líquidos28, y si tenemos en cuenta (como se hará más adelante) un flujo de caja con una cierta tasa de descuento, veremos que los Líquidos confirman su hegemonía en el proyecto.

En la misma línea de pensamiento, si consideramos que los ingresos del Estado son iguales al producto de la tasa de regalías (37,24%) por las ventas en Camisea (no se incluye los costos de transporte), entonces, el ingreso “nominal” del Estado sería de US$ 16 671 millones.

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

El Gráfico Nº 3.20 muestra un escenario de producción de líquidos y ventas de gas conservador. Es este caso, se asume que la venta de líquidos sería de 25 mil barriles por día (kbl/d) para los primeros 2 años y se elevaría a 50 kbl/d para el periodo restante hasta acabar las reservas de líquidos (781 millones de barriles).

Gráfico Nº 3.20Venta de Gas Natural y Condensadas

Fuente: Propia

En el caso del gas natural seco se asume la demanda propuesta para el sector eléctrico (5% de crecimiento anual) y el sector industrial. No se considera la exportación de gas natural al Brasil.

En el Gráfico Nº 3.21 se aprecia que el consumo de gas natural alcanza los 450 MPC/D en el año 2014 (a los 10 años de operación). En el caso que el sector eléctrico se desarrolle a una tasa anual del 6%, el volumen de 450 MPC/D se alacanzaría en el año 2013 (a los 9 años de operación).

28En la primera versión de este documento, los precios de los líquidos eran tan bajos que, en valor nominal, los líquidos y el gas seco tenían la misma participación.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2004 2009 2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044Años

Mile

s Ba

rrile

s po

r Día

0

500

1000

1500

2000

2500

Mill

ón P

C/D

ía

Condensados Gas Natural


79


Fuente: Propia

Si se multiplica la proyección de las ventas por el precio de los condensados y del gas natural seco se obtiene la proyección de los ingresos a lo largo del tiempo, tal como se muestra en el gráfico siguiente:

Gráfico Nº 3.22Ingreso Total del negocio

Fuente: Propia

Si a esta proyección de ingresos se le descuenta las regalías (37,24%) se obtiene el ingreso neto del inversionista, el cual debería servir para pagar los costos de producción (inversión, operación, mantenimiento, impuestos, etc.) y, además, obtener una utilidad razonable sobre la inversión.

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

Años

Mill

ón P

C/D

ía

Eléctrico Industrial

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

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

Años

Mill

ón U

S$

Condensados Gas Natural Total


80

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

Por otro lado, del mismo gráfico se ha obtenido el flujo de ingresos del Estado, por lo tanto, para evaluar el valor presente de los ingresos del Estado se asume una TIR igual a 10%. Hay que recordar que mientras más baja sea la TIR mayor será el valor presente. Por ejemplo el asumir una TIR de 0% equivale a decir “Valor Nominal”.

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

Cuadro Nº 3.16Escenario: Caso 1

Fuente: Propia

CondensadosReservas 780,5 Millones Barriles

Precio 32,3 US$/BarrilDemanda

1er año 25,0 KBl/día3er año 50,0 KBl/día

Gas Natural

Reservas 3 725,2 TWhPrecio 1,366 US$/MBTU

4,659 US$/MWhCrecimiento del Sector Eléctrico

5,0% por añoDemanda Tera PC

Eléctrico 54,3% 6,46Industrial 45,7% 5,43

11,89

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

Condensados 2 309 74%Gas Natural 826 26%

Total 3 134 100%51%

TIR = 15%

Ingresos del Estado por RegalíasMillón US$ Participación

Condensados 2 063 68%Gas Natural 950 32%

Total 3 012 100%49%

TIR = 10%

Ingresos Totales del ProyectoMillón US$ Participación

Condensados 4 371 71%Gas Natural 1 776 29%

Total 6 147 100%


81

En el Cuadro Nº 3.16 se aprecia que el valor presente al 15% de los ingresos netos del inversionista (se excluye las Regalías) es igual a 3 134 millones de dólares, de los cuales, el 74% corresponde a los líquidos y el restante 26% al Gas Natural Seco.

De igual manera, el valor presente al 10% de los ingresos del Estado por Regalías es igual a 3 012 millones de dólares, siendo los condensados los que aportan la mayor cantidad (68%).

En conclusión, para este escenario conservador, se demuestra que cerca de las 2/3 partes de los ingresos generados por Camisea provienen de la venta de condensados y que, por lo tanto, es un proyecto de Líquidos, tal como se observa en el gráfico siguiente:

Gráfico Nº 3.23Valor presente de Ingresos del Inversionista

Fuente: Propia

En los Gráficos Nº 3.24 y 3.25 se presentan los resultados del mismo análisis con la única variación del nivel de producción de los líquidos (se muestran tres escenarios). Se aprecia que, para una producción de 100 kbl/d29 se obtendría un ingreso neto del inversionista de US$ 5 144 millones y un ingreso del Estado por Regalías de US$ 4 508 millones.

Gráfico Nº 3.24Ingreso Neto del Inversionista

(Valor presente al 15%)

Fuente: Propia

29kbl/d = Miles de Barriles por Día.

Gas Natural26%

826

Condensados74%

2 309

3 134

3 942

5 144

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

50 70 100Escenarios de Venta de Condensados

(kbl/d)

Mill

ones

US$


82

Gráfico Nº 3.25Ingreso del Estado por Regalías

(Valor presente al 10%)

Fuente: Propia

El Cuadro Nº 3.17 muestra los diversos escenarios de ventas de gas natural y de condensados, los cuales nos dan una idea de la magnitud del valor de Camisea.

Cuadro Nº 3.17Valor actualizado de Camisea - Resumen de Casos

Fuente: Propia

3 0123 635

4 508

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

50 70 100Escenarios de Venta de Condensados

(kbl/d)

Mill

ones

US$

Caso 1 1A 2 2A 3 3A

Producción de Condensados KBl/día KBl/día KBl/día KBl/día KBl/día KBl/día1er año 25,0 25,0 35,0 35,0 50,0 50,03er año 50,0 50,0 70,0 70,0 100,0 100,0

Crecimiento del Sector EléctricoTasa Anual 5,0% 6,0% 5,0% 6,0% 5,0% 6,0%

Ingresos Netos del Inversionista Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$Condensados 2 309 2 309 3 195 3 195 4 397 4 397

73,7% 74,3% 81,1% 80,0% 85,5% 84,6%Gas Natural 826 799 747 799 747 799

26,3% 25,7% 18,9% 20,0% 14,5% 15,4%Total 3 134 3 107 3 942 3 994 5 144 5 196

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

Ingresos del Estado por Regalías Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$Condensados 2 063 2 063 2 778 2 778 3 651 3 651

68,5% 69,5% 76,4% 75,4% 81,0% 80,1%Gas Natural 950 906 857 906 857 906

31,5% 30,5% 23,6% 24,6% 19,0% 19,9%Total 3 012 2 969 3 635 3 684 4 508 4 558

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

Ingresos Totales del Proyecto Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$ Millón US$Condensados 4 371 4 371 5 973 5 973 8 049 8 049

71,1% 71,9% 78,8% 77,8% 83,4% 82,5%Gas Natural 1 776 1 705 1 603 1 705 1 603 1 705

28,9% 28,1% 21,2% 22,2% 16,6% 17,5%Total 6 147 6 076 7 577 7 679 9 652 9 754


83

En resumen, en un escenario medio de ventas de gas natural (5% de crecimiento del sector eléctrico) y de condensados (70 kbl/d) se observa que los ingresos totales del proyecto son 7 577 millones de dólares (Inversionista = US$ 3 942 millones; Estado = US$ 3 635 millones) y no los 44 767 millones de dólares que se determinaron con una evaluación nominal.

Se demuestra que la tasa de descuento (TIR) reduce sustancialmente los ingresos nominales del proyecto (multiplicados por un factor de 0,17 = 7 577 / 44 767) y que depende de la TIR asignada el valor presente de los ingresos.

3. Situación comercial del gas natural

3.1. Producción de gas naturalLa producción de gas natural reportada por las empresas productoras de gas natural fue de 12 912,2 millones de m3, en 2007, cifra superior en 101% a la del año 2006. Este incremento estuvo liderado por la producción de gas natural proveniente de la empresa Pluspetrol Perú Corporation S.A., seguido por Aguaytía Energy del Perú S.A. y Petro Tech Peruana S.A.

a) Por Empresa Las empresas que han contribuido en mayor grado a la producción de gas natural durante el 2007 fueron Pluspetrol Perú Corporation S.A. con 74%, y Aguaytía Energy del Perú S.A. con 11%, las que en conjunto representan el 85% de la producción total, tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.18.

Cuadro Nº 3.18Producción de gas natural por empresa

M m3 /día = Miles de metro cúbico por día calendario.Fuente: Propia

La producción promedio durante el 2007 se comportó según muestra en el Gráfico Nº 3.26:

Empresa LoteProducción

2007Mil m3

Producción2006

Mil m3

Producción2007

Mil m3/DC

Particip.%

Variación2006 - 2007

%

Graña y Montero Petrolera S.A.

Sapet Development Perú Inc.

Petrobrás Energía Perú S.A.

Olympic Perú Inc.

Petro tech Peruana S.A.

Aguaytía Energy del Perú S.A.

Pluspetrol Perú Corporation S.A.

I

VI

X

XIII -B

Z-2B

31 C

88

Total

95890

71808

406534

25038

1361777

1404199

9554381

12919626

263

197

1114

69

3731

3847

26176

35396

0,70%

0,60%

3,10%

0,20%

10,50%

10,90%

74,00%

100%

43752

38550

189259

12426

677283

692677

4773160

6427106

119%

86%

115%

101%

101%

103%

100%

101%


84

Gráfico Nº 3.26Producción de Gas Natural 2007

Fuente: Propia

b) Por zona de origenLa producción de gas natural en el año 2007 estuvo concentrada en la selva peruana (84,8%), donde se encuentran las dos empresas con mayor participación en la pro-ducción nacional Pluspetrol Perú Corporation S.A. y Aguaytía Energy del Perú S.A.

En 2007 se produjo 599,3 millones de m3 en la costa, 1 361,7 millones de m3 en el zócalo continental y 9 554,4 millones de m3 en la selva sur peruana.

El Gráfico Nº 3.27 muestra la producción de gas natural por zona de extracción:

Gráfico Nº 3.27Producción de gas natural 2007

Fuente: Propia

3.2. Venta de gas naturalLa venta de gas natural reportada en 2007 por las empresas productoras de gas natural fue de 2 672,4 millones de m3, cifra superior en 52,6% a la que vendieron en el año 2006.

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07

Mill

ones

de

m3 /d

ía

Graña y Montero Petrolera S.A. Sapet Development Peru Inc Petrobras Energía Perú S.A.Olympic Perú Inc. Petro-Tech Peruana S.A. AguaytiaPluspetrol Corporation S.A.

Zócalo Norte10,5%

Costa Norte4,6%

Selva Sur74%

Selva Central10,9%


85

Este incremento estuvo liderado por la venta de gas natural proveniente del lote 88 y seguido por el lote 31-C.

a) Por EmpresaLas empresas con mayor venta de gas natural durante el año 2007 fueron Pluspetrol con 73,2%, Aguaytía Energy con 14,8%, que en conjunto representan el 88% de la producción total a nivel nacional, tal como se observa en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 3.19Venta de gas natural por empresa

M m3 /día = Miles de metro cúbico por día calendario.Fuente: Propia

La venta promedio durante 2007 se efectuó tal como se muestra en el gráfico siguiente:

Gráfico Nº 3.28Venta de gas natural 2007

Fuente: Propia

Empresa LoteVenta2007

Mil m3

Venta2006

Mil m3

Venta2007

Mil m3/DC

Particip.%

Variación2006 - 2007

%

Graña y Montero Petrolera S.A.

Sapet Development Perú Inc.

Petrobrás Energía Perú S.A.

Olympic Perú Inc.

Petro tech Peruana S.A.

Aguaytía Energy del Perú S.A.

Pluspetrol Perú Corporation S.A.

I

VI

X

XIII -B

Z-2B

31 C

88

Total

41 063

21 270

104 474

12 501

142 524

395 127

1 955 490

2 672 450

113

58

286

34

390

1 083

5 358

7 322

1,50%

0,80%

3,90%

0,50%

5,30%

14,80%

73,20%

100%

29 016

27 439

104 799

12 966

145 976

389 503

1 042 150

1 751 849

41,50%

-22,50%

-0,30%

-3,60%

-2,40%

1,40%

87,60%

52,60%

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07

Mill

ones

de

m3 /d

ía

Graña y Montero Petrolera S.A. Sapet Development Peru Inc Petrobras Energía Perú S.A.Olympic Perú Inc. Petro-Tech Peruana S.A. AguaytiaPluspetrol Corporation S.A.


86

b) Por zona de origenLa venta de gas natural está concentrada en la selva peruana (87,9%) donde se encuentran las dos empresas con mayor participación en la producción nacional Pluspetrol y Aguaytía Energy.

En resumen en 2007 se vendieron 179,3 millones de m3 de gas natural en la costa, 142,5 millones de m3 en el zócalo continental y 2 350,6 millones de m3 en la selva del Perú.

3.3. Consumo de gas naturalA partir de agosto de 2004, el gas natural proveniente de Camisea es distribuido en Lima y Callao a través de la empresa Cálidda.

a) Demanda de gas natural para la generación eléctricaLas centrales Térmicas de Malacas en Talara y Aguaytía en Pucallpa emplean gas natural como combustible para la generación eléctrica desde los años 1997 y 2001, respectivamente, según información reportada por las empresas.

El principal uso del gas natural proveniente de Camisea durante 2007 fue la generación eléctrica, pues representa el 66,3% de las ventas de Pluspetrol. La central térmica de Edegel comenzó a emplear gas natural en sus turbinas en junio de 2005.

El volumen de gas natural consumido en las centrales de generación térmica en el país durante el año 2007 se distribuyó tal como se muestra en el gráfico siguiente:

Gráfico Nº 3.29Consumo de gas natural por generadoras 2007

(En miles de m3)

Fuente: Propia

250 000

200 000

150 000

100 000

5 000

0Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07

Mile

s de

m3

Kallpa Enersur S.A.

Termoselva S.R.L Empresa Eléctrica de Piura S.A. Edegel S.A.A.


87

b) Consumo del gas natural de Camisea

La información de consumo que se presenta en el Cuadro Nº 3.20 corresponde únicamente a la cantidad de gas natural comercializada por Pluspetrol quien opera el Lote 88 (Camisea).

Cuadro Nº 3.20Consumo de gas natural por empresa 2007

M m3 /día = Miles de metro cúbico por día calendario.Volúmenes reportados por PluspetrolFuente: Propia

Durante el año 2007 el consumo de gas natural proveniente del Lote 88 ascendió a 1 955,5 millones de m3 en total. El consumo promedio por día calendario se incrementó a 5,3 millones de m3, es decir 2,5 millones de m3 más que en el año 2006.

c) Consumo por categoría tarifaria de distribución

El Cuadro Nº 3.21 muestra los volúmenes de gas reportados mensualmente por el concesionario de distribución de gas natural a OSINERGMIN.

Alicorp

Cementos Lima S.A.

Cerámica San Lorenzo S.A.C.

Corporación Aceros Arequipa S.A.

Corporación Cerámica S.A.

Enersur S.A.

Minsur S.A.

Owens - Illinois Perú S.A.

Sudamericana de Fibras S.A.

TGP

Kallpa

Cerámica Lima S.A.

EDEGEL S.A.A.

Cálidda

Perú LNG

EmpresaConsumo

Mil m3 ConsumoMil m3/DC %

18 537 50,8 0,9%

135 615 371,5 6,9%

21 174 58,0 1,1%

17 317 47,4 0,9%

9 514 26,1 0,5%

514 814 1 410,4 26,3%

12 806 35,1 0,7%

15 347 42,0 0,8%

32 177 88,2 1,6%

21 755 59,6 1,1%

77 780 213,1 4,0%

33 698 92,3 1,7%

703 633 1 927,8 36,0%

340 171 932,0 17,4%

1 152 3,2 0,1%

Total 1 955 490 5 358 100,0%


88

Cuadro Nº 3.21Consumo de gas natural por tipo de cliente 2007 (Miles de m3)

Fuente: Propia

4. Estructura de la industria peruana de gas naturalDesde el año 1999 se introduce el concepto que las actividades de campo (producción), transporte y distribución del gas natural deben ser separadas en el desarrollo de la industria del gas natural. De acuerdo con esto, el desarrollo de Camisea fue diseñado para tener a tres operadores independientes uno en cada una de las actividades, permitiendo entre ellos el accionariado cruzado (Ver Gráfico Nº 3.30)

Gráfico Nº 3.30Estructura de la industria de gas natural de Camisea

Fuente: Propia

Cliente

Generador Eléctrico

Ene - 07 Feb - 07 Mar - 07 Abr - 07 May - 07 Jun - 07 Ago - 07 Sep - 07 Oct - 07 Nov - 07 Dic - 07

Cliente Inicial

Cliente Independiente

Categoría Tarifaria A

Categ oría Tarifaria B

Categoría Tarifaria C

Categoría Tarifaria D-Otros

Categoría Tarifaria D-GNV

Total

44 819

10 542

2 857

102

127

8 785

9 445

1 792

78 470

49 708

10 256

8 112

97

176

9 220

9 452

1 708

88 729

47 759

9 350

5 790

98

181

8 671

9 119

1 854

82 822

57 244

10 928

2 581

106

224

10 096

10 833

2 415

94 427

50 405

10 590

6 530

113

215

9 497

11 899

2 364

91 612

56 792

11 198

7 679

116

257

10 999

14 104

3 144

104 288

75 817

10 912

11 181

146

287

10 809

13 947

3 280

126 378

64 707

11 303

13 610

133

308

11 248

11 283

3 677

116 269

66 564

11 321

17 523

153

347

12 444

10 974

4 624

123 950

59 063

10 942

15 186

162

368

12 264

10 903

5 876

114 765

55 581

11 393

18 109

168

382

14 143

11 646

6 648

118 070

66 697

10 684

15 151

159

378

13 407

14 807

7 123

128 406

Jul - 07

P

T

CityGate

Ope

rado

res

inde

pend

ient

es

TGP

CáliddaDBP

DAP


89

Actualmente, en el caso de Camisea, el operador del campo es la empresa Pluspetrol, la cual forma un consorcio con otras empresas como Hunt Oil de Estados Unidos y SK de Corea del Sur. En el transporte (gas y líquidos) el operador es la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP), mientras que en la distribución de gas natural de Lima y Callao la empresa es Cálidda quien forma parte de las empresas AEI/Promigas.

La nueva estructura busca que el uso de las redes de transporte y distribución sea de acceso abierto y universal a todos los consumidores, estableciendo un monopolio comercial en la compañía distribuidora para el caso de los pequeños consumos. De acuerdo con esto, los grandes consumidores30 (industrias o generadores eléctricos) pueden contratar en forma independiente la compra del gas natural y el pago de los servicios de transporte y distribución hasta su predio (punto de entrega).

Gráfico Nº 3.31Estructura del mercado norteamericano de Gas Natural

Fuente: Propia

Además, el reglamento de distribución prevé, que luego de 12 años de iniciada la operación comercial de un distribuidor está permitida la operación de empresas comercializadoras que pueden comprar gas directamente del productor, pagar por los transportes y distribución por la red, y vender a los consumidores (normalmente los regulados).

La estructura mostrada en el Gráfico Nº 3.31 es similar a la estructura de otros mercados desarrollados del gas natural, como son el norteamericano y el argentino.

4.1. Actores de la industria de gas natural de CamiseaLa figura Nº 3.32 nos muestra a los tres principales actores que hicieron posible las distintas etapas de la industria de gas de Camisea.

30El reglamento de distribución de gas natural por red de ductos, aprobado mediante Decreto Supremo 042-99-EM, establece la diferen-cia entre consumidor regulado (dentro de monopolio comercial de la distribuidora) y consumidor independiente (fuera del monopolio comercial de la distribuidora), siendo el límite los 30 mil metros cúbicos estándar por día.

Com

erci

oFí

sico




Local

Independientes “Consumidores

Industriales”

Independientes“Generadores

Eléctricos”

Consumidor Regulado

Consumidor Regulado

Consumidor Independiente

Comercializadoresde Gas Natural


90

Figura Nº 3.32Actores de la industria del gas de Camisea

Fuente: Propia

5. Impacto del gas natural en la economía nacional

5.1. En el sector residencialComo se ha mencionado, los yacimientos de Camisea poseen dos recursos fácilmente utilizables en el sector residencial: el GLP y el Gas Natural Seco. La distribución del Gas Natural se realiza mediante tuberías, por lo tanto, su mercado se extiende hasta donde es económico el desarrollo de la red (depende del volumen consumido), mientras que el GLP tiene un radio de acción mucho mayor siendo más económico que el Gas Natural en sitios alejados y de bajos consumos.

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

En el año 1999 la demanda interna de GLP en el Perú fue de 4,67 millones de barriles, lo cual equivale a un consumo de energía de 18,68 Tera BTU (el poder calorífico del GLP se estima en 4 millones de BTU por Barril). Para el año 2006, el consumo medio fue 24 mil barriles por día (8,76 millones de barriles), lo cual traducido en energía equivale a 35 TBTU. Desde el año 1999 hasta el 2006, el consumo de GLP ha crecido a una tasa media anual de 9,3%

Si consideramos que de los 781 millones de barriles que contiene Camisea como líquidos del gas natural, 409 millones son GLP (52%), y que los mismos se destinaran al mercado interno (el cual crecería a largo plazo a una tasa anual del 5%), entonces la vida útil de dichas reservas sería de 30 años (del 2004 al 2034), tal como se muestra en el Gráfico Nº 3.33.

En junio del año 2008, el precio del GLP en el mercado interno fue de 3,12 S/./kg (incluye el IGV). Considerando que el GLP tiene un peso específico de 2,0 kg/Gal, es decir, 84 kg/Bl, entonces, el precio del GLP sería de 262,08 S/./Bl, lo que es igual a 65,36 S/./MBTU (se considera un poder calorífico de 4,01 MBTU/Bl).

De acuerdo con la legislación vigente el precio al público del gas natural de Camisea, mediante la red de ductos, es la suma de los costos de Producción, Transporte y Distribución. Sí el precio del gas (sin incluir IGV) vendido por el Productor al Distribuidor fuera de 0,87 US$/MBTU (valor estimado como el producto de 2,33 por las Regalías), el costo de la red de Transporte 1,22 US$/MMBTU, y la red de Distribución (margen de

CáliddaTransportadorade Gas del Perú

pluspetrol

Sistema de producción• Cuencas gasíferas• Plantas de tratamiento• Almacenamiento

Sistema de Transporte• Plantas compresoras• Gasoductos de transporte• Derivaciones y recompresión

Producción Transporte Distribución


91

distribución más comercialización y Acometida) 7,41 US$/MBTU más 0,9131 US$/mes, entonces el precio resultante sería de 9,5 US$/MBTU más 0,91 US$/mes. Estos valores deben ser multiplicados por 1,19 para considerar el IGV.

Gráfico Nº 3.33Demanda Interna de GLP

Fuente: Propia

Cuadro Nº 3.22Componentes del precio del Gas Natural en Lima y Callao

(No incluye IGV)

Fuente: Propia

Así por ejemplo, un usuario doméstico que consume 1 balón de 10 kilos por mes (10 kilos/mes = 0,117 Barriles/mes = 0,470 MBTU/mes) tiene un consumo de 0,470 millones de BTU y paga en gas natural 6,3932 US$, lo cual equivale a un precio medio de 13,633 US$/MBTU. Si esta familia consumiera 2 balones de 10 kilos (0,940 MBTU/mes), entonces el precio medio sería 12,45 US$/MBTU.

31El valor de 0,91 US$ corresponde al costo fijo de comercialización, el cual no depende del volumen vendido. En ese sentido se ha visto por conveniente separar dicho costo y no incluirlo como un costo variable ya que se tendría que adoptar un supuesto adicional de consumo promedio del cliente.326,39 = ( 9,50 x 0,470 + 0,91 ) x 1,19 = 5,375 x 1,193313,6 = 6,39 / 0,470 = ( 9,50 + 0,91 / 0,470 ) x 1,19

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045Años

Dem

anda

: Mio

Bl /

Año

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Rese

rva:

Mio

Bl

Anual Reserva

Categorías

Componentes A B C D-Otros D-GNVCompra de Gas Natural US$/MBTU 0,87 2,33 2,33 2,33 0,80Transporte y Distribución en AP US$/MBTU 1,22 1,22 1,22 1,22 1,22

Distribución en BP US$/MBTU 7,41 1,84 0,93 0,67 0,77Consumo Mínimo MBTU/mes 0,0 11 661 4 719 4 719Consumo Esperado MBTU/mes 0,8 42 4 719 11 326 9 438Cargo Variable US$/MBTU 6,26 1,55 0,74 0,53 0,61Cargo Facturación US$/Cliente 0,91 12,00 884,17 1526,84 1458,83

Total US$/MBTU 9,50 5,38 4,48 4,22 2,79Margen de la Estación de GNV 6,81

Precio de Venta del GNV 9,60


92

Se aprecia, que para un consumo de 1 balón al mes, el Gas Natural es más económico que el GLP (14,33 contra 18,22 US$/MBTU), mientras que, si el consumo fuera de 2 balones de GLP al mes, entonces, la economía con el Gas Natural sería mayor (13,6 contra 21,6 US$/MBTU).

En resumen, la ventaja del gas natural se aprecia para grandes consumos (por encima de 0,470 millones de BTU al mes o 15 metros cúbicos por mes) ya que los altos costos fijos de la red de distribución se diluyen a mayor volumen.

Gráfico Nº 3.34Usuario Residencial: Comparación del GN y el GLP

Fuente: Propia

Cuadro Nº 3.23GLP vs. Gas Natural en el Sector Residencial

(Precios Abr-2007 - Incluyen IGV)

Fuente: Propia

0

5

10

15

20

25

0,5 1,5 2,5 3,5 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5Balones de GLP

US$

/ M

BTU

Gas Natural Ahorro: GLP-GN

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

0,5 0,235 21,97 14,56 7,41 1,74 1581,0 0,470 21,97 12,25 9,72 4,57 4151,5 0,705 21,97 11,47 10,50 7,40 6712,0 0,940 21,97 11,09 10,88 10,23 9282,5 1,175 21,97 10,86 11,11 13,06 1 1853,0 1,410 21,97 10,70 11,27 15,89 1 4413,5 1,645 21,97 10,59 11,38 18,71 1 6984,0 1,880 21,97 10,51 11,46 21,54 1 9544,5 2,115 21,97 10,45 11,52 24,37 2 2115,0 2,350 21,97 10,40 11,57 27,20 2 4685,5 2,585 21,97 10,35 11,62 30,03 2 7246,0 2,820 21,97 10,32 11,65 32,86 2 9816,5 3,055 21,97 10,29 11,68 35,69 3 2387,0 3,290 21,97 10,26 11,71 38,51 3 4947,5 3,525 21,97 10,24 11,73 41,34 3 7518,0 3,760 21,97 10,22 11,75 44,17 4 0078,5 3,995 21,97 10,21 11,76 47,00 4 2649,0 4,230 21,97 10,19 11,78 49,83 4 5219,5 4,465 21,97 10,18 11,79 52,66 4 777

10,0 4,700 21,97 10,16 11,80 55,49 5 034

Periodo 10 añosTasa 6% anual


93

En el Cuadro Nº 3.23 se presenta la evaluación del ahorro por consumir Gas Natural en lugar del GLP, el que depende del consumo mensual (expresado como balones de GLP). Por ejemplo, si evaluamos el ahorro que podría significar para una familia que consume 3 balones de GLP al mes, veremos que al cabo de 10 años y a una tasa del 6% anual, el ahorro sería de 1 441 dólares. Esto quiere decir, que las instalaciones internas necesarias para utilizar el gas natural no deberían costar más de éste valor, sino los usuarios no optarían por el gas natural.

a) ¿Cuál es la comparación económica de las diversas fuentes energéticas?En el Gráfico Nº 3.35 se muestra los precios de los diversos energéticos disponibles para los consumidores residenciales.

Se aprecia que el precio del Kerosene es mucho más alto que el precio del GLP. Por otro lado, en el caso del GLP y la electricidad (tarifa BT5) el gas natural resulta ser 44% y 70% más económico, respectivamente.

Gráfico Nº 3.35Usuario Residencial

Fuente: Propia

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

El uso principal del gas natural en las residencias es la generación de calor, tanto para la cocción de alimentos como para el calentamiento de agua. En el Gráfico 3.36 se muestra los rendimientos normales de diversas tecnologías necesarias para producir calor de acuerdo del tipo de fuente energética.

Si se asume que el 70% del calor requerido en una vivienda se destina a calentar el agua y el restante 30% a la cocción, podemos determinar el rendimiento medio de la producción de calor.


94

Gráfico Nº 3.36Rendimiento de Equipos de Calor

Fuente: Propia

Por otro lado, existe diferencia entre la combustión de GLP y gas natural debido a la formación de vapor de agua. Por ejemplo en el caso del GLP, del 100% de la energía bruta (PCS), disponible en el combustible, el 7,5% se pierde en la formación de vapor de agua y por lo tanto la energía neta (PCI) es igual al 92,5% de la energía bruta. Del mismo modo, en el gas natural del 100% de la energía bruta (PCS) el 10% se pierde en la formación de vapor de agua, por lo tanto, el 90% restante constituye la energía neta (PCI) disponible (Ver Gráfico Nº 3.37)

Gráfico Nº 3.37Diferencia entre el PCS y el PCI

Fuente: Propia

Por lo tanto, el rendimiento total de cada una de las fuentes energéticas se obtiene al multiplicar el rendimiento térmico de la tecnología por la relación entre el Poder Calorífico Inferior (PCI) y el Poder Calorífico Superior (PCS). El resultado se obtiene en el Gráfico Nº 3.38.

94,4%

80,0%75,0%

47,5%

75,0%

47,5%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Terma CocinaTecnología

Rend

imie

nto

Eléctrica Gas Natural GLP

0,0%

10,0%

7,5%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

Electricidad Gas Natural GLPCombustible

Dife

renc

ia


95

Gráfico Nº 3.38Rendimiento Total

(Energía útil/Energía bruta)

Fuente: Propia

En el Gráfico Nº 3.38 también se muestra que la tecnología con mayor rendimiento para producir calor es la energía eléctrica (BT2 y BT5) con 90%, mientras que el gas natural y el GLP tienen rendimientos de 58% y 60%, respectivamente.

En el Gráfico Nº 3.39 se esquematiza un procedimiento de cálculo para determinar el costo de la energía para un usuario residencial que utiliza 3 fuentes energéticas, analizándose dos tarifas de electricidad (BT5 y BT2) en baja tensión.

Para este caso se parte del supuesto que una familia consume 1 balón de GLP al mes, y por lo tanto compra 0,470 MBTU a un precio de 21,97 US$/MBTU siendo su factura igual a 10,33 US$. Como el rendimiento total de usar el GLP es igual a 64%, entonces la energía útil requerida por el usuario para sus procesos de calor es igual a 0,302 MBTU (0,280 = 0,470 x 64%). En consecuencia el costo de la energía útil requerida es igual a 34,43 US$/MBTU (34,43 = 10,33 / 0,300 = 21,97 / 64%).

Para el análisis de los otros combustibles partimos del hecho que el calor requerido por el usuario es igual a 0,302 MBTU = 0,319 GJ = 88,6 kWh.

En el análisis del gas natural se observa que la energía bruta requerida para producir 0,302 MBTU de calor con un rendimiento promedio de 63% es igual a 0,483 MBTU (0,483 = 0,302 / 63%). Como el precio de la energía bruta del gas natural es igual a 10,24 US$/MBTU, entonces la factura pagada por la energía sería igual a 4,95 US$ (4,95 = 0,483 x 10,24). Por lo tanto, el costo de la energía útil sería igual a 16,36 US$/MBTU (16,36 = 4,95 / 0,302).

De igual forma, en el caso de la energía eléctrica, la energía bruta requerida para producir 88,6 kWh de calor con un rendimiento medio de 92% es igual a 96,1 kWh (96,1 = 88,6 / 92%). Para analizar el costo de la electricidad debemos analizar dos opciones tarifarias: BT2 y BT5.

La opción tarifaria de electricidad BT5 es la más utilizada en nuestro medio debido a que es la más barata de obtener (el costo de conexión equivale a US$ 100 sin IGV), y sólo se requiere leer la energía total consumida por el usuario. En esta opción la tarifa es igual a 126 US$/MWh.

90% 90% 90%

58% 60%

0%10%20%

30%40%50%60%70%

80%90%

100%

BT2 Existente BT2 Nuevo BT5 Gas Natural GLP

Tecnología

Rend

imie

nto


96

Gráfico 3.39Costo del consumo de Calor en el Sector Residencial

Fuente: Propia

Asimismo, la opción tarifaria de electricidad BT2 es la más cara de obtener (el costo de conexión equivale a US$ 800 sin IGV) entre las opciones de baja tensión, y requiere la lectura de la potencia y la energía tanto en la hora punta como en la hora fuera de punta34. En esta opción la tarifa de energía es igual a 51,6 y 42 US$/MWh, respectivamente.

Si el usuario cuenta con una conexión tipo BT5, entonces el precio de la energía eléctrica bruta es igual a 126 US$/MWh, en consecuencia la factura pagada por la energía sería igual a 12,11 US$ (12,11 = 96,1 x 126 / 1 000). Por lo tanto, el costo de la energía útil sería igual a 136,7 US$/MWh (136,7 = 12,11 / 88,6 x 1 000). Este costo equivale en el SIU a 37,98 US$/GJ (37,98 = 136,7 / 3,6).

En el caso que el usuario contara con una conexión tipo BT2, y asumiendo que el consumo de calor (agua caliente y cocción) lo realizará principalmente en horas fuera de punta, entonces el precio de la energía eléctrica bruta sería igual a 46,3

34En el sistema eléctrico se ha definido la hora punta como el periodo de 5 horas comprendidas entre las 18:00 horas y las 23:00 horas. Las horas fuera de punta corresponde al periodo restante (19 horas).

BT5Rendimiento 92%Consumo 96,1 kWhPrecio 126,03 US$/MWhFactura 12,11 US$

Costo de la Energía Útil136,73 US$/MWh

37,98 US$/GJ

7,5 kWh8%

36%0,168 MBTU

GLPRendimiento 64%Consumo 0,470 MBTUPrecio 21,970 US$/MBTU

0,302 MBTU Factura 10,33 US$

0,319 GJ Costo de la Energía Útil88,6 kWh 34,16 US$/MBTU

32,38 US$/GJ1 Balon = 0,470 MBTUConsumo 1,00 Balones

MBTU 0,18137%

7,5 kWh8%

BT2Rendimiento 92%Consumo 96,1 kWhPrecio 46,31 US$/MWhFactura 4,45 US$

Costo de la Energía Útil50,24 US$/MWh13,95 US$/GJ

Pérdidas

Energía ÚtilPérdidas

Energía Útil

PérdidasEnergíaÚtil

Pérdidas

EnergíaÚtil

Gas NaturalRendimiento 63%Consumo 0,483 MBTUPrecio 10,237 US$/MBTUFactura 4,95 US$

Costo de la Energía Útil16,36 US$/MBTU15,51 US$/GJ


97

US$/MWh; en consecuencia, la factura pagada por la energía sería igual a 4,45 US$ (4,45 = 96,1 x 46,3 / 1 000). Por lo tanto, el costo de la energía útil sería igual a 50,24 US$/MWh (50,24 = 4,45 / 88,6 x 1 000). Este costo equivale en el SIU a 13,95 US$/GJ (13,95 = 50,24 / 3,6).

En el caso de la opción tarifaria BT2 hay que tener presente que si la demanda de electricidad en el periodo de hora punta se incrementa en una cantidad tal que la potencia máxima de dicho periodo sobrepasa a la potencia máxima del periodo de punta, entonces, se requiere pagar un monto adicional determinado como el producto del exceso de potencia (potencia máxima en fuera de punta menos potencia máxima en horas de punta) por el precio de dicho exceso (equivalente a 14,1 US$/kW-mes). En los análisis efectuados líneas arriba se asume que este hecho no ocurre, pero para aclarar el concepto se presenta el siguiente ejemplo.

Se presenta el caso de un consumidor residencial que antes de dejar el GLP consumía 300 kWh al mes, repartido en las horas de punta y fuera de punta según se muestra en el siguiente gráfico (consumo normal).

Suponiendo que el consumidor convierte su requerimiento de 1 balón de GLP a 91,5 kWh de electricidad, y este se distribuye en 68% terma eléctrica y 32% cocina eléctrica, entonces, la potencia requerida dependerá de los hábitos de consumo.

En el Gráfico Nº 3.40 se ha supuesto que la terma se usa durante 2 horas al día, y la cocina durante 1 hora al día.

Gráfico Nº 3.40Consumo de Calor mediante Electricidad

Fuente: Propia

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

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

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

Horas del Día

KW

Normal Terma Cocina

Hora Punta

Hora Fuera de Punta


98

Si el consumidor utiliza la terma sólo una hora al día, entonces la potencia máxima en Horas Fuera de Punta sobrepasaría la potencia máxima en las Horas de Punta, tal como se muestra en el Gráfico Nº 3.41, por consiguiente, tendría que haber un pago adicional por el exceso de potencia, lo cual incrementaría el costo medio de la energía en Horas Fuera de Punta.

Gráfico Nº 3.41Consumo de Calor mediante Electricidad

Fuente: Propia

En conclusión, el patrón de consumo de cada usuario determina la conveniencia o no del uso de la electricidad en la producción de calor.

Continuando con los resultados sobre el uso de fuentes alternativas para la producción de calor, el Cuadro Nº 3.24 muestra el resumen de los Costos Medios de la energía útil para cada una de las fuentes analizadas.

Cuadro Nº 3.24Costo Medio de la Energía útil

Fuente: Propia

Se aprecia claramente la ventaja de la opción tarifaria de electricidad BT2, pero considerando que los consumos deben realizarse en fuera de punta sin sobrepasar la demanda máxima de punta.

Si comparamos únicamente las opciones energéticas mayormente disponibles (gas natural, GLP y BT5), entonces el gas natural resulta ser una opción que en términos relativos es 52%35 y 60%36 más económica que el GLP y la BT5, respectivamente. En el Gráfico Nº 3.42 se muestra esta comparación.

3552% = 15,5 / 32,4 - 136 60% = 15,5 / 38,0 - 1

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

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

Horas del Día

KW

Normal Terma Cocina

Exceso de Potencia en Fuera de Punta

US$/GJ US$/MBTU US$/MWhBT2 13,95 50,24

Gas Natural 15,51 16,36GLP 32,38 34,16BT5 37,98 136,73


99

Gráfico Nº 3.42Costo Medio útil de Producción de Calor

Fuente: Propia

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

Como se recordará, si un usuario residencial tiene instalado una conexión eléctrica tipo BT2, el costo de la energía en hora de punta es igual a 51,6 US$/MWh, lo cual equivale a 15,14 US$/MBTU (15,14 = 51,6 / 3,412).

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

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

Por ejemplo, si se requiere 1 balón de GLP, el cual equivale a 0,470 MBTU, entonces se requeriría 0,312 MBTU de electricidad para garantizar el mismo consumo de energía útil.

Entonces, el ahorro de dinero por emplear la electricidad (BT2), en lugar del GLP en los usos de calor de un consumidor residencial, es igual a la diferencia en los costos de la energía comprada, tal como se muestra en la siguiente fórmula:

Ahorro = EBGLP x PrecioGLP – EBBT2 x PrecioBT2

El Cuadro Nº 3.25 muestra el cálculo del ahorro mensual para diversos niveles de consumos de energía (medidos según el número de balones de GLP).

14,0 15,5

32,4

38,0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

BT2 Gas Natural GLP BT5

US$/

GJ

Combustible


100

Cuadro Nº 3.25GLP vs. Electricidad en el Sector Residencial

(Precios Abr -2007)

Fuente: Propia

Del cuadro anterior se desprende, que si una familia consume 3 balones por mes de GLP entonces el ahorro por utilizar aparatos eléctricos en la producción de calor (cocción y calentamiento), mediante la opción tarifaria BT2, es igual a 13,57 US$/mes. Si este ahorro se mantiene por 10 años y la tasa de oportunidad para el consumidor es de 6%, entonces el valor presente de dicho ahorro en el periodo especificado es igual a 1 599 US$.

Si el usuario, en este momento. tiene una conexión eléctrica tipo BT5 (US$ 119, con IGV) y desea cambiarse a la opción BT2 (US$ 951, con IGV), pensando ahorrar en el consumo de calor, entonces, el ahorro a lo largo de 10 años debería ser mayor a 832 US$ (832 = 951 – 119) para que sea conveniente el cambio. Si observamos el cuadro anterior, apreciamos que dicho nivel de ahorro se obtiene para consumos de GLP iguales o superiores a 1,5 balones por mes. Este nivel de consumo casi corresponde al consumo promedio de la población, y por lo tanto, es muy fácil que esta fuente energética (BT2) sea una buena opción para la gran mayoría.

El problema de la no-factibilidad del uso de la BT2 radica en el costo de la conexión, y por lo tanto, debería estudiarse la posibilidad de crear una nueva opción tarifaria similar a la BT5, pero con dos lecturas de energía (en punta y fuera de punta) de tal forma que se incentive el uso de la energía en las horas fuera de punta y la conexión no cueste más del doble de la BT5.

En el caso de existir esta nueva opción (BT5-2E), y la diferencia de costo con la BT5 sea de 267 US$, entonces, el consumo mínimo requerido para pagar el costo de pasarse a esta opción mediante los ahorros futuros debería ser al menos 0,5 balones por mes (5 kilogramos de GLP por mes). Esta cantidad es fácilmente alcanzable por muchos hogares y, por lo tanto, la masificación del gas natural en el sector residencial no sólo se haría mediante gasoductos sino también mediante redes eléctricas (electroductos).

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

0,5 0,235 48,1 0,164 21,97 13,57 2,94 2671,0 0,470 96,1 0,328 21,97 13,57 5,88 533

2,0 0,940 192,2 0,656 21,97 13,57 11,75 1 0662,5 1,175 240,3 0,820 21,97 13,57 14,69 1 3333,0 1,410 288,3 0,984 21,97 13,57 17,63 1 5993,5 1,645 336,4 1,148 21,97 13,57 20,57 1 8664,0 1,880 384,4 1,312 21,97 13,57 23,50 2 1324,5 2,115 432,5 1,476 21,97 13,57 26,44 2 3995,0 2,350 480,6 1,640 21,97 13,57 29,38 2 6655,5 2,585 528,6 1,804 21,97 13,57 32,32 2 9326,0 2,820 576,7 1,968 21,97 13,57 35,25 3 1986,5 3,055 624,7 2,132 21,97 13,57 38,19 3 4657,0 3,290 672,8 2,296 21,97 13,57 41,13 3 7327,5 3,525 720,8 2,460 21,97 13,57 44,07 3 9988,0 3,760 768,9 2,624 21,97 13,57 47,01 4 2658,5 3,995 816,9 2,788 21,97 13,57 49,94 4 5319,0 4,230 865,0 2,951 21,97 13,57 52,88 4 7989,5 4,465 913,0 3,115 21,97 13,57 55,82 5 064

Periodo 10 añosTasa 6% anual

1,5 0,705 144,2 0,492 21,97 13,57 8,81 800

10,0 4,700 961,1 3,279 21,97 13,57 58,76 5 331


101

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

c) ¿Qué opciones de uso del gas natural para el usuario Residencial existen y cuál sería su impacto?

Gráfico Nº 3.43Opciones de uso de Gas Natural en el Sector Residencial

Fuente: Propia


102

De acuerdo al resultado del análisis mostrado anteriormente, la factibilidad de la masificación del gas natural vía las redes eléctricas depende de las opciones tarifarias creadas con el objeto de incentivar la eficiencia económica de sector energético.

En el Gráfico Nº 3.43 se aprecia que para consumir 1 MBTU de energía útil se requiere producir 1,76 MBTU de gas natural, empleando la red de gasoductos. Por otro lado, el satisfacer el mismo requerimiento de energía útil mediante las redes eléctricas hace necesario producir 3,10 MBTU. Esto quiere decir que el despacho de energía mediante gasoductos es más eficiente técnicamente que mediante redes eléctricas. La pregunta complementaria sería: ¿Es también más económico el gasoducto contra la red eléctrica?.

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

En el Gráfico 3.44 se muestra un esquema donde se aprecia las dos cadenas de suministro energético: Cadena del Gas Natural y la Cadena Gas – Electricidad.

Gráfico Nº 3.44Cadenas de suministro energético

Fuente: Propia

La cadena del gas natural resulta ser la más eficiente en forma técnica, pero requiere de evaluar su viabilidad económica.

5.2. En el sector industrialPara medir el impacto del gas natural en el sector industrial primero se debe estimar el precio del gas natural y luego compararlo con los precios de los combustibles alternativos (Residual N°6, Diesel N°2 y GLP).

De acuerdo con lo definido en el contrato de Licencia por el CEPRI Camisea (CECAM), el precio máximo del gas natural en boca de pozo para clientes industriales se ha fijado en 1,8 US$/MBTU (el valor reajustado al 2007 es de 2,3 US$/MBTU). Si se considerara una tarifa estimada de 1,2 US$/MBTU para el Transporte y Distribución en Alta Presión hasta Lima, entonces el precio máximo del gas sería 3,5 US$/MBTU.

La tarifa de baja presión de gas natural se estructura según categorías de usuarios. Para el caso de Lima, el Cuadro Nº 3.26 muestra los rangos de consumo aprobados en el año 2007.

Turbina de Gas

Turbina de Vapor

Calderorecuperado

de calor

98% 75% 90% 1,03,05

EnergíaBruta

EnergíaÚtil

T&DGN

Ciclo Combinado

GN

T&DEE

CocinaTerma

49,5%Cadena : Gas Natural >> Energía Eléctrica

Cadena : Gas Natural

98% 58% 1,01,76

EnergíaBruta

EnergíaÚtil

T&DGN

CocinaTerma


103

Cuadro Nº 3.26Categorías tarifarias

Resolución de OSINERG 097-2004 Y 006-2005m3= metro cúbico estándar (15oC y 1 013 milibar)Fuente: Propia

En el caso industrial, se tiene que la categoría más representativa sería el D-Otros, con un precio equivalente a 0,67 US$/MBTU. En consecuencia, el precio total para la industria seria 4,22 US$/MBTU (Ver Cuadro Nº 3.27). Estos precios no consideran el IGV, por lo tanto el precio con IGV sería 5,02 US$/MBTU. Se aprecia que el 55% de precio del gas natural corresponde al gas en sí (commodity) y el restante 45% a la red de Transporte y Distribución de Lima (Ver Cuadro Nº 3.28).

Cuadro Nº 3.27Componentes del precio del Gas Natural en Lima y Callao

(No incluye IGV)

Fuente: Propia

Cuadro Nº 3.28Estimación del precio del GN para un Cliente Industrial

Fuente: Propia

El precio de los combustibles alternativos se muestra en el Cuadro Nº 3.29, donde se aprecia dos líneas, una refleja el precio con IGV y otra sin IGV.

Cuadro Nº 3.29Precio de Combustibles (US$/MBTU)

Abril de 2007

Fuente: Propia

Rango de Consumom3 / mes

A Hasta 300

B De 301 a 17 500

C De 17 500 a 300 000

D De 300 000 a 900 000

GNV Entre C y D

Categoría deConsumidor

Categorías

Componentes A B C D-Otros D-GNVCompra de Gas Natural US$/MBTU 0,87 2,33 2,33 2,33 0,80

Transporte y Distribución en AP US$/MBTU 1,22 1,22 1,22 1,22 1,22

Distribución en BP US$/MBTU 7,41 1,84 0,93 0,67 0,77Consumo Mínimo MBTU/mes 0,0 11 661 4 719 4 719

Consumo Esperado MBTU/mes 0,8 42 4 719 11 326 9 438Cargo Variable US$/MBTU 6,26 1,55 0,74 0,53 0,61

Cargo Facturación US$/Cliente 0,91 12,00 884,17 1526,84 1458,83

Total US$/MBTU 9,50 5,38 4,48 4,22 2,79Margen de la Estación de GNV 6,81

Precio de Venta del GNV 9,60

Sin IGV Participación Con IGVUS$/MBTU US$/MBTU

Compra de Gas Natural 2,33 55% 2,77Transporte y Distribución en AP 1,22 29% 1,45Tarifa de Distribución en BP 0,67 16% 0,80Total 4,22 100% 5,02


104

En el Gráfico Nº 3.45 se muestra los precios de todos los energéticos que tendría a disposición una gran industria (Carbón, Gas Natural, Residual N°6, Diesel N°2, GLP, Electricidad).

Gráfico Nº 3.45Usuario Gran Industria

(Incluye IGV)

Fuente: Propia

Se aprecia que el carbón importado es más económico que el gas natural y por lo tanto el proceso de sustitución aparentemente podría no ser factible37. El problema a analizar sería si en el largo plazo, cuando se requiera hacer nuevas inversiones, el carbón será o no más económico que el gas natural.

Por otra parte, para poder estimar el ahorro del sector industrial, es necesario estimar el consumo de energía de dicho sector (por ejemplo en el año 2006) y multiplicar dicho consumo por los ahorros obtenidos en cada fuente energética.

En el Cuadro Nº 3.30 se resume los precios de los combustibles y del gas natural con el objeto de evaluar los ahorros de las tres fuentes factibles a simple vista (Residual N°6, Diesel N°2, GLP).

Cuadro Nº 3.30Estimación de los Ahorros del Sector

Fuente: Propia

Se aprecia que para los casos del Residual N°6, Diesel N°2 y GLP los ahorros son de 53%, 77% y 70%, respectivamente.

Por otro lado, el Sector Industrial en su conjunto, de acuerdo a los consumos estimados para el año 2006, tendría un ahorro del 61%.

37Para el caso de las cementeras, el productor ofrece un descuento adicional. Además, tal como se demuestra más adelante, el verdadero proceso de comparación se realiza con la energía útil (costo medio por unidad de energía útil demandada), y, por consiguiente, hay que tener en cuenta los rendimientos asociados a cada fuente energética y a cada tecnología.

Residual N˚6 Diesel N˚2 GLP TotalPrecio Combustibles (US$/MBTU) 10,60 21,84 16,71 12,77Precio del Gas Natural (US$/MBTU) 5,02 5,02 5,02 5,02Ahorro (US$/MBTU) 5,58 16,82 11,69 7,75

53% 77% 70% 61%Ventas (MBTU/Día) 32 070 5 345 5 345 42 760Ahorro (US$/Día) 179 096 89 928 62 500 331 524


105

5.3. En el sector transporteEn esta sección se analiza la magnitud de Camisea con respecto de la demanda de energía del sector transporte, así como también la economía del uso del gas natural en los automóviles.

a) Gas Natural VehicularA partir del 14 de diciembre de 2005 los primeros autos convertidos al sistema de Gas Natural Vehicular (GNV) iniciaron el consumo de gas bajo la operación y control del sistema de carga inteligente.

Al 31 de julio de 2008 existían 114 talleres de conversión en funcionamiento y 44 estaciones de servicio operando y 41 mil 411 vehículos convertidos, de los cuales 32 mil 547 han sido financiados. Estos datos pueden observarse en los siguientes gráficos:

Gráfico Nº 3.46Talleres de conversión de GNV

Fuente: COFIDE

Cuadro Nº 3.31Evolución de las estaciones de servicio de GNV

Fuente: COFIDE

Gráfico Nº 3.47Estaciones de servicio de GNV

Fuente: COFIDE


106

Cuadro Nº 3.32Evolución de vehículos a Gas Natural

Fuente: COFIDE

Gráfico Nº 3.48Vehículos convertidos a GNV

Fuente: COFIDE

Sistema de carga inteligente•El Sistema de Carga Inteligente es un sistema informático diseñado para controlar el consumo de GNV y posibilitar la recuperación oportuna de los financiamientos otorgados para la conversión y adquisición de vehículos, que tiene como componente principal un chip instalado en la unidad, que provee al sistema, en tiempo real, la siguiente información: datos generales del vehículo; datos del equipo completo de conversión instalado en el vehículo; datos del taller de conversión autorizado por la entidad competente; datos del consumo de GNV; valida las revisiones anuales del equipo completo de conversión; y provee información para otras aplicaciones comerciales. Además, el sistema evita la informalidad y asegura la confiabilidad del mismo.

El sistema permite a los usuarios pagar por la conversión y/o adquisición de su vehículo sin realizar mayor desembolso, amortizando paulatinamente el financiamiento recibido a medida que se consume GNV. En la mayoría de los casos con sólo una parte de los ahorros obtenidos con la utilización del nuevo combustible.

b) GNV vs. Otros combustiblesEl GNV compite básicamente con las gasolinas y el GLP debido a que todos ellos trabajan sobre el mismo motor. En el caso del motor Diesel la competencia es más difícil y requiere una conversión mayor del motor para transformarlo en un ciclo Otto.


107

Gráfico Nº 3.49Composición de precios de los combustibles al público

Fuente: Propia

El empleo del GNV tiene múltiples beneficios de los cuales se destacan los siguientes:

Ahorro en el gasto de combustibles de hasta el 60% con respecto a la •gasolina.Menor gasto en reparaciones, mantenimiento y lubricación.•Combustión limpia y homogénea que posibilita una mejor preservación del •motor.Menor riesgo en caso de ‘fugas’, ya que el GNV se disipa rápidamente en la •atmósfera sin formar acumulaciones peligrosas, por ser más liviano que el aire.Seguridad del tanque de almacenamiento de combustible, por tratarse de •una unidad sin soldaduras preparada para toda eventualidad.Baja emisión de gases tóxicos y partículas nocivas; produce menos dióxido •de carbono que otros combustibles, y, por tanto, no agrava el Efecto Invernadero.

Como ya se ha mencionado, el GNV es más económico y eficiente que los otros combustibles empleados en el mercado peruano. Para graficar este concepto se presenta a continuación el siguiente ejemplo: Un automóvil gasolinero que recorre 1 km invierte 0,11 Nuevos Soles. El mismo automóvil, convertido al GNV, gastaría para el mismo recorrido 0,04 Nuevos Soles, como se demuestra en el cuadro siguiente.

Cuadro Nº 3.33Precio de combustibles (US$/MBTU) - julio 2008

Fuente: Propia


108

Gráfico Nº 3.50Costo variable por Km

Fuente: Propia

Gráfico Nº 3.51Usuario del sector transporte

Fuente: Propia

c) ¿Cuáles son las Ventajas y Desventajas de utilizar el GNV en el Transporte?

Como cualquier combustible, el gas natural tiene tanto ventajas como desventajas. Aunque la conversión de vehículos a GNV no siempre es apropiada para todos los tipos de vehículos ni en todos los nichos del transporte, ésta puede satisfacer las necesidades de muchas organizaciones.

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

A continuación se presenta las ventajas y desventajas de usar GNV en comparación con los vehículos de gasolina.

Ventajas:

Reducción de las Emisiones y Eliminación de Contaminantes Tóxicos.•Reducción en el nivel de Emisión de Hidrocarburos No Combustionados en •cerca de 80%.


109

Reducción en el nivel de Emisión de CO en cerca de 50%.•Reducción en el nivel de Emisión de los Óxidos de•Nitrógeno (NOx)•El costo del gas, por galón de gasolina equivalente, es normalmente entre 30% •y 60% más barato.

Emisiones de Invernadero son aproximadamente 15% menos que con la •Gasolina.

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

Alto grado de octano, entre 120 y 130, permite la obtención de mayores •relaciones de compresión.

El gas natural no requiere el enriquecimiento• 38 del combustible, debido a que es introducido dentro del motor como vapor.

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

Un vehículo convertido puede retener su capacidad para operar con gasolina, •extendiendo así su rango de acción y flexibilidad.

Un vehículo convertido puede retener su capacidad para operar con gasolina, •extendiendo así su rango de acción y flexibilidad.

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

Desventajas

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

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

Pocas estaciones de servicio.•Los costos de conversión están generalmente entre los 2 000 y 3 000 US$. Los •mayores costos son debido a los cilindros de alta presión.

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

Pérdida de potencia resultante del desplazamiento del aire esta alrededor •de 10%.

38En los motores que operan con gasolina, la mezcla de la gasolina y aire se produce antes de entrar a la cámara de combustión. De-bido a que la gasolina se encuentra en estado líquido es necesario vaporizarla, mediante un proceso de atomización, con el objeto de obtener una mezcla casi perfecta. Existe un volumen teórico de gasolina por unidad de volumen de aire. Por efecto de que la mezcla no es perfecta, generalmente se agrega más gasolina que el requerimiento teórico, a este proceso se le denomina “enriquecimiento de la mezcla”.


110

5.4. En el sector eléctrico

El análisis del sector eléctrico es complejo, porque si se observa solamente las centrales de generación se podría concluir que para el generador termoeléctrico un buen precio sería un 10% inferior al combustible que está usando, lo cual Shell pensaba en un inicio, pero lo que desea el productor de gas natural es incrementar el volumen de gas a vender, en consecuencia el precio del sustituto directo no cumple con esta condición.

Por lo que es necesario considerar que en la generación de electricidad existe la competencia en el corto y el largo plazo. Por corto plazo se entiende el periodo en que no se puede cambiar la capacidad instalada (menos de 1 año), mientras que el largo plazo es el periodo donde se toman decisiones de inversión que sí cambian la capacidad de generación y por tanto alteran los costos de la electricidad en el tiempo.

En este sentido es de gran importancia el largo plazo, dado que es el escenario en que se producen los contratos entre los clientes y el generador eléctrico, y porque sin contratos un generador difícilmente podría financiar la instalación de su planta.

En el Perú existe también el mercado de corto plazo también denominado mercado “spot”, el cual es administrado por el COES. En este mercado los precios de la electricidad se determinan, por cada hora o fracción de hora, luego de producida la operación, de acuerdo con los costos variables de operación de las centrales de generación.

La legislación eléctrica permite que las centrales a gas natural puedan declarar el precio del gas natural para fines del despacho, ya que éstas, por la naturaleza de sus contratos (con el productor y transportista) pueden optar por maximizar la operación.

5.4.1. Costos de producción para generar electricidad

El Gráfico Nº 3.52 muestra los precios de los combustibles disponibles para centrales eléctricas (no incluyen ISC ni IGV). En dicho gráfico los precios están en US$/GJ39, el cual para convertirlo a US$/MBTU sólo es necesario multiplicarlo por 1,055.

En el caso del carbón, se ha empleado un costo del combustible de 41,56 US$/Ton y un poder calorífico superior de 6 300 Kcal/Kg. En el caso del gas natural el precio incluye el transporte.

Gráfico Nº 3.52Generación Eléctrica

Fuente: Propia

39GJ = Giga Joule = 10^9 Joule


111

En el Gráfico Nº 3.53 se muestra el procedimiento para determinar el costo de producir 1 MWh de energía eléctrica (equivalente a 3,6 GJ) mediante diversas tecnologías de generación eléctrica.

Gráfico Nº 3.53Producción de Electricidad

Fuente: Propia

Por ejemplo, en el caso del Ciclo Combinado a gas natural, para producir 3,6 GJ (1,0 MWh) se requiere un consumo de gas natural igual a 7,27 GJ . Por lo tanto el costo de producción es igual a 17,00 US$.

Si se sigue el mismo procedimiento para el resto de centrales obtenemos los costos variables de producción de electricidad (energía útil), los cuales se muestran en el Gráfico Nº 3.54.


112

Gráfico Nº 3.54Costo para generar Electricidad

Fuente: Propia

En el Gráfico Nº 3.55 se presenta la comparación entre los costos por energía bruta (energía comprada) y los costos por energía útil (energía convertida en electricidad) de diversas tecnologías.

Gráfico Nº 3.55Comparación entre Costos de Energía bruta y útil

Fuente: Propia

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

En el Gráfico Nº 3.56 se muestra el rendimiento total40 para la producción de electricidad.

40Incluye el rendimiento de la máquina y la pérdida de energía por la formación de vapor de agua, es decir, la diferencia en los poderes caloríficos del combustible.

6,5 5,7 6,5

16,1

29.7 29,7

13,1 15,321,3

47,4

85,4

95,7

0

20

40

60

80

100

120

CC_Gas_Natural CV_Carbón CS_Gas_Natural MD_Residual_6 MD_Diesel_2 CS_Diesel_2

Tecnología - Combustible

US$

/MW

h

Energía Útil Energía Bruta


113

Gráfico Nº 3.56Rendimiento total de producción de Electricidad

Fuente: Propia

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

Para determinar el Costo del gas natural (CGN) que iguala el costo variable de operación de cada alternativa de generación eléctrica, usamos la siguiente expresión:

En el Cuadro Nº 3.34 se muestran los Consumos Específicos y los Precios de los Combustibles de las tecnologías analizadas.

Cuadro Nº 3.34Consumos y precios de los combustibles

Fuente: Propia

Para determinar el precio del gas natural se asume que el Ciclo Combinado a GN compite con las turbinas a vapor (carbón) y los motores Diesel a Residual N°6,

49,5%

37,1%

30,6%33,8% 34,8%

31,0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

CC_Gas_Natural CV_Carbón CS_Gas_Natural MD_Residual_6 MD_Diesel_2 CS_Diesel_2


Rend

imie

nto

Tecnología Precio del CombustibleCC_GN 6,893 MBTU/MWh 1,91 US$/MBTUCS_GN 11,150 MBTU/MWh 1,91 US$/MBTU

TV_Carbón 0,368 Ton/MWh 41,56 US$/TonMD_Residual_6 1,620 Bl/MWh 29,28 US$/Bl

MD_Diesel_2 1,710 Bl/MWh 49,92 US$/BlTG_Diesel_2 1,918 Bl/MWh 49,92 US$/Bl


114

mientras que el Ciclo Simple a GN compite con el motor Diesel y la turbina a gas, ambos operando a Diesel N°2.

El resultado de los cálculos se muestra en el Gráfico Nº 3.57.

Gráfico Nº 3.57Precio del Gas que equilibra el Costo Variable

Fuente: Propia

Estos precios para el gas natural serían los precios máximos en la puerta del cliente que lo harían competitivo en la operación de una central térmica que usa un combustible alternativo. Por ejemplo, en el caso de competencia entre un Ciclo Combinado a GN y una turbina a vapor operando con carbón, el GN no debería costar más de 2,2 US$/MBTU en la central con el objeto de hacer competitivo el Ciclo Combinado en la producción de energía eléctrica.

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

Con el objeto de mostrar el procedimiento para determinar la forma de calcular los consumos específicos de combustible en cada tipo de tecnología usada en la generación de electricidad, se ha realizado el análisis de diversas tecnologías de generación termoeléctrica. Entre las tecnologías analizadas se tiene las siguientes:

Ciclo Combinado a gas natural•Ciclo Simple a gas natural•Turbina de vapor a carbón•Motor Diesel a Residual N°6•Motor Diesel a Diesel N°2•Turbina de gas a Diesel N°2•

2,2

6,97,7

8,6

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

TV_Carbón MD_Residual_6 MD_Diesel_2 TG_Diesel_2


US$

/MBT

U


115

a) Ciclo Combinado a gas naturalEn el caso de la operación de un Ciclo Combinado a gas natural se aprecia que para producir 1 MWh de energía eléctrica (equivalente a 3,412 MBTU), y considerando un rendimiento térmico de 55%, se requiere 2,020 MWh de energía bruta (6,893 MBTU) debido a que se pierde 0,202 MWh (0,689 MBTU) en la formación de vapor de agua producto de la combustión y que se pierde, además, en la máquina, 0,818 MWh (2,792 MBTU).

En resumen el Consumo Específico de Combustible41 es igual a 6,893 MBTU/MWh. (Ver Gráfico Nº 3.58).

Figura Nº 3.58Producción de Electricidad con un ciclo combinado

Combustible: Gas Natural

Fuente: Propia

41El Consumo Específico de Combustible se obtiene dividiendo el Consumo Bruto de Energía contenida en el Combustible entre la ener-gía eléctrica producida.


116

b) Ciclo Simple a gas natural

En el caso de la operación de un Ciclo Simple (turbina de gas) operando a gas natural se aprecia que para producir 1 MWh de energía eléctrica (equivalente a 3,412 MBTU), y considerando un rendimiento térmico de 34%, se requiere 3,268 MWh de energía bruta (11,150 MBTU) debido a que se pierde 0,327 MWh (1,115 MBTU) en la formación de vapor de agua producto de la combustión y, además, se pierdeen la máquina 1,941 MWh (6,623 MBTU).

En resumen el Consumo Específico de Combustible es igual a 11,15 MBTU/MWh. (Ver Gráfico Nº 3.59).

Gráfico Nº 3.59Producción de Electricidad con un ciclo simple

Combustible: Gas Natural

Fuente: Propia


117

c) Turbina a vapor operada con carbónEn el caso de la operación de una turbina a vapor operando con carbón (Poder Calorífico Superior igual a 6 300 Kcal/Kg) se aprecia que para producir 1 MWh de energía eléctrica (equivalente a 860 000 Kcal), y considerando un rendimiento térmico de 39%, se requiere 2,699 MWh de energía bruta (2 321 188 Kcal) debido a que se pierde 0,135 MWh (116 059 Kcal) en la formación de vapor de agua producto de la combustión y, además, se pierde en la máquina 1,564 MWh (1 345 128 Kcal).

En resumen, el Consumo Específico de Combustible es igual a 2 321 188 Kcal/MWh. Si se considera el PCS del Carbón, entonces, el Consumo Específico es igual a 0,368 Ton/MWh. (Ver Gráfico Nº 3.60)

Gráfico Nº 3.60Producción de Electricidad con una turbina a vapor

Combustible: Carbón

Fuente: Propia


118

d) Motor Diesel operado con Residual Nº 6En el caso de la operación de un Motor Diesel operando con Residual N°6 (Poder Calorífico Superior igual a 6,222 MBTU/Barril) se aprecia que para producir 1 MWh de energía eléctrica (equivalente a 3,412 MBTU), y considerando un rendimiento térmico de 36%, se requiere 2,955 MWh de energía bruta (10,083 MBTU) debido a que se pierde 0,177 MWh (0,605 MBTU) en la formación de vapor de agua producto de la combustión, y, además, se pierde en la máquina 1,778 MWh (6,066 MBTU).

En resumen el Consumo Específico de Combustible es igual a 10,083 MBTU/MWh. Si se considera el PCS del Residual N°6, entonces, el Consumo Específico es igual a 1,620 Bl/MWh o 0,247 Ton/MWh. (Ver Gráfico Nº 3.61).

Gráfico Nº 3.61Producción de Electricidad con motor Diesel

Combustible: Residual Nº6

Fuente: Propia


119

e) Motor Diesel operado con Diesel Nº 2En el caso de la operación de un Motor Diesel operando con Diesel N°2 (Poder Calorífico Superior igual a 5,736 MBTU/Barril) se aprecia que para producir 1 MWh de energía eléctrica (equivalente a 3,412 MBTU), y considerando un rendimiento térmico de 37%, se requiere 2,875 MWh de energía bruta (9,810 MBTU) debido a que se pierde 0,173 MWh (0,589 MBTU) en la formación de vapor de agua producto de la combustión, y, además, se pierde en la máquina 1,703 MWh (5,810 MBTU).

En resumen el Consumo Específico de Combustible es igual a 9,810 MBTU/MWh. Considerando el PCS del Diesel N°2, entonces, el Consumo Específico es igual a 1,710 Bl/MWh o 0,228 Ton/MWh. (Ver Gráfico Nº 3.62).

Gráfico Nº 3.62Producción de Electricidad con motor Diesel

Combustible: Diesel Nº2

Fuente: Propia


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f) Turbina de gas operado con Diesel Nº 2En el caso de la operación de una Turbina de Gas operando con Diesel N°2 (Poder Calorífico Superior igual a 5,736 MBTU/Barril) se aprecia que para producir 1 MWh de energía eléctrica (equivalente a 3,412 MBTU), y considerando un rendimiento térmico de 33%, se requiere 3,224 MWh de energía bruta (10,999 MBTU) debido a que se pierde 0,193 MWh (0,660 MBTU) en la formación de vapor de agua producto de la combustión, y, además, se pierde en la máquina 2,030 MWh (6,927 MBTU).

En resumen el Consumo Específico de Combustible es igual a 11,0 MBTU/MWh. Considerando el PCS del Diesel N°2, entonces, el Consumo Específico es igual a 1,918 Bl/MWh ó 0,256 Ton/MWh. (Ver Gráfico Nº 3.63).

Gráfico Nº 3.63Producción de Electricidad con una turbina de Gas

Combustible: Diesel Nº2

Fuente: Propia

Garantía por Red Principal (GRP)

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1. Definición de la GRPLa Garantía por Red Principal es un mecanismo, contenido en la Ley Nº 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, creado por el Estado con el objeto de garantizar los ingresos de la concesionaria del gaseoducto, y permitir el desarrollo del mismo en base a los consumos de energía eléctrica, en forma independiente, tanto de los contratos de largo plazo como de los subsidios cruzados que podrían obtenerse para la realización de un proyecto integrado de transporte y producción de gas natural (campo).

Gráfico Nº 4.1La GRP otorgada al ducto de Camisea

Fuente: Propia

Capítulo IV La Garantía por Red

Principal (GRP)


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De acuerdo con este objetivo, la GRP es el contrato tácito entre el concesionario de los ductos y los usuarios eléctricos, a fin de garantizar que el primero provea el servicio de transporte gas natural a firme desde el campo hasta su destino y hasta la capacidad garantizada, comprometiéndose los segundos a pagar los costos del transporte necesario para reunir la capacidad garantizada.

En el Gráfico Nº 4.2, se muestra en forma esquemática el funcionamiento de la GRP, donde en el contrato de concesión se establece una garantía de transporte (equivalente a un pago garantizado) y se asume un transporte real.

Gráfico Nº 4.2Funcionamiento de la GRP

Fuente: Propia

La diferencia entre la garantía de transporte y el transporte real, expresada en dinero se denomina GRP, por lo que conforme la demanda (transporte) real se incremente, la GRP se irá reduciendo hasta desaparecer cuando el gasoducto se llene. El costo de la GRP es pagado por los usuarios eléctricos.

Gráfico Nº 4.3Denominación de la GRP

Fuente: Propia


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A partir de esta base, anualmente se estima el consumo de gas natural que transportaría el gasoducto y, por tanto, se determina los ingresos por transporte de gas del concesionario. Con el ingreso garantizado para el año y el ingreso estimado por transporte se determina la GRP del año. Este valor de la GRP se transforma en peaje eléctrico dividiendo el monto anterior entre la demanda eléctrica vendida a los consumidores eléctricos. De acuerdo con el numeral 7.6 de la Ley Nº 27133, el peaje por GRP se agrega a las tarifas de la Red Principal de Transmisión eléctrica.

El flujo de dinero en la recaudación de la GRP sigue el mismo camino que el pago de la Red Principal de Transmisión eléctrica, es decir:

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

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

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

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

Gráfico Nº 4.4¿Cómo funciona la Garantía?

Fuente: Propia


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Gráfico Nº 4.5Transferencia de dinero por la Garantía

Fuente: Propia

2. Base Legal de la GRPLa Ley Nº 27133, ‘Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural’ y su Reglamento, así como los respectivos contratos de concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea al City Gate, y de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao, establecen el mecanismo de la Garantía por Red Principal (GRP).

El Decreto Supremo N° 046-2002-EM, estableció disposiciones para regular la recaudación y pago de la GRP antes de la Puesta en Operación Comercial de la Red Principal del Proyecto Camisea, en el que se fijó el inicio de dicha recaudación para el 1° de noviembre de 2002.

Mediante la Resolución OSINERG Nº 077-2004-OS/CD se aprobó la Norma: “Procedimiento de Cálculo de Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea”.

Mediante la Resolución OSINERG Nº 076-2006-OS/CD se dispuso la publicación de un nuevo proyecto de resolución que modifica la Norma: “Procedimiento de Cálculo de Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea”.

Mediante la Resolución OSINERG Nº 0111-2006-OS/CD se aprobaron las modificaciones de la Norma: “Procedimiento de Cálculo de Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea”. El 16 de marzo del 2006 la empresa Cálidda interpuso recurso de reconsideración contra dicha resolución.

Finalmente, mediante la Resolución OSINERG Nº 0153-2006-OS/CD se resolvió el recurso de reconsideración presentado contra la Resolución OSINERG Nº 0116-2006-OS/CD.

Actualmente las empresas Transportadora de Gas del Perú (TGP) y Cálidda son las beneficiarias de la GRP como titulares de la Red Principal de gas natural de Camisea.

3. Sustento de los creadores del mecanismoEn este punto se presenta un resumen del modelo conceptual del sector energía, abocado sustancialmente a los subsectores electricidad y gas natural en las partes que interaccionan con el proyecto Camisea y con la creación de la Garantía de Red Principal (GRP).


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3.1. Perspectiva eléctricaEn el Perú, desde mayo del año 199342, el sector eléctrico fue dividido en tres actividades básicas: Generación, Transmisión y Distribución.

La actividad de Generación representa el 60% del monto facturado al usuario eléctrico mientras que a las actividades de Transmisión y Distribución les corresponde el 10% y 30% de este monto respectivamente.

Gráfico N° 4.6Actividades del sector eléctrico

Fuente: Propia

Dentro de los costos de generación, aproximadamente los 2/3 del total son costos de energía, los cuales se determinan según los costos marginales de mediano plazo.

3.1.1. Tarifas de GeneraciónTal como se aprecia en el Gráfico Nº 4.6, la actividad de Generación divide sus ingresos en ingresos por potencia e ingresos por energía. Además, tanto el concepto de potencia como el de energía son criterios de tipo marginalista.

El sustento económico para la aplicación de tarifas de tipo marginalista contra tarifas de tipo contable viene de la siguiente expresión:

Inversión + O&M = Ingreso Marginal (Potencia + Energía)

42Inicio de la aplicación de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).


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Esta expresión significa que si el sistema de generación está óptimo (adaptado a la demanda y operando eficientemente con el objeto de lograr el mínimo costo del servicio) los costos de Inversión (incluye el costo de oportunidad del capital invertido) más la operación y mantenimiento (O&M) serán cubiertos por los ingresos marginales de potencia y energía.

La determinación de los ingresos marginales de potencia y energía se realiza considerando precios o tarifas del tipo marginal que en términos prácticos no son otra cosa que “Costos de Oportunidad” o “Precios Sombra”.

Los precios de potencia son regulados como los costos fijos de instalar y operar una unidad generadora para el periodo de alta demanda (periodo de Punta que representa menos del 10%43 del tiempo total). Esta unidad, en términos prácticos, es una turbina de gas que opera con combustible Diesel N°244.

Los precios de energía son determinados como el promedio ponderado de los costos marginales de energía, en cada bloque horario, para los próximos 48 meses. Estos costos marginales son los costos variables de producción de las unidades generadoras más caras operando en el respectivo bloque horario45.

Se aprecia claramente que el precio de energía no representa el costo de producción real de la electricidad, entendido este como los costos ligados al combustible más el pago de los costos fijos, ya que dicho precio es un valor de oportunidad esperado en el futuro (48 meses), por lo que está sujeto a predicciones de demanda y oferta que aún no se han concretado.

Además, es conveniente resaltar que dentro de un concepto contable, y considerando que aproximadamente el 90% de la producción de energía es hidráulica, con costo variable despreciable, y la restante está basada en fuentes térmicas ligadas al carbón, gas natural (Aguaytía y Talara), residual y diesel, entonces, el costo ligado a la inversión sería el 75% de los costos totales, mientras que la producción o energía sería tan solo el 25% restante.

En consecuencia, se desprende la siguiente pregunta: ¿Por qué la estructura de precios de la electricidad reconoce 1/3 para la potencia si el costo real es de ¾? La respuesta es que las tarifas de electricidad en el Perú no son costos contables ni mucho menos tienen en cuenta la real operación de las máquinas, ya que las tarifas son “Costos46 de Oportunidad” y permiten colocar los precios según la escasez de los recursos y no en función de los costos de producción.

En resumen, desde el punto de vista eléctrico en lo que corresponde a la actividad de generación se concluye que:

El concepto que los precios sólo deben reflejar los costos realmente incurridos •(costos contables) son sólo una visión parcial de la realidad, ya que muchas legislaciones, al igual que la LCE, definen los costos de oportunidad como un criterio de evaluación.

43En un criterio de costo de oportunidad, la operación real no define la tarifa, sino la oportunidad de operar, por lo que el tiempo que realmente operó no aplica al momento de pagar la unidad.44Se debe tener presente que le nombre de “Turbina de Gas” es la nomenclatura de una Turbina de Ciclo Abierto o Ciclo Simple, ya que esta máquina trabaja con Gases Calientes provenientes de una Cámara de Combustión, por lo tanto la palabra Gas no significa Gas Na-tural.45En este punto es conveniente resaltar que si en un bloque horario, tal como la Punta, existe en el sistema 90% de producción hidráu-lica y 10% de producción térmica, siendo la unidad más cara una Turbina de Gas operando con Diesel 2 (TG-D2), entonces el costo de oportunidad o de sustitución de la producción hidráulica (ligado al valor del agua) es igual al costo de producción de la TG-D2, indepen-dientemente del costo del agua. Entonces, se concluye que la LCE toma un criterio económico de Costo de Oportunidad en lugar de uno Contable de costo incurrido.46Existe la confusión de Costo con Valor. Es mejor llamar “Valor de Oportunidad”, pero la literatura ha consagrado el término “Costo de Oportunidad”.


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El concepto de que todo tipo de “rentismo”, según lo definido en la propuesta, •se contrapone al criterio de determinación de las tarifas de generación, ya que, en la práctica, no se verifica la rentabilidad real de las empresas sino el costo de oportunidad de las alternativas de generación. Esto permite que el usuario se beneficie de las mejoras económicas del sistema (tecnología, competencia, insumos, costo del capital, etc.) y no esté atado a un costo histórico.

La definición y aplicación del término contraprestación del proyecto no se ajusta •al criterio aplicado en la LCE, ya que esta última no se refiere al concepto de costos de producción incurridos sino a Costos de Oportunidad, tanto a Corto como a Mediano plazo (4 años), por lo que la contraprestación es de naturaleza económica e intertemporal.

3.1.2. Tarifas de TransmisiónLa LCE divide la actividad de transmisión en dos partes: Transmisión Principal y Transmisión Secundaria.

El Sistema Principal de Transmisión (SPT) permite a los generadores comercializar su electricidad a lo largo de la red sin costo alguno y, por otro lado, brinda acceso a los clientes al gran mercado de la generación con el objeto de obtener un suministrador económico.

En cambio, el Sistema Secundario de Transmisión (SST) asigna el costo del servicio al usuario del sistema en función a los beneficios percibidos por el uso de la red. De esta forma se tienen SST que son pagados por los generadores, ya que éstos son los que se benefician de la instalación, por ejemplo: las redes que parten de una central generadora y los SST asignados a la demanda, los cuales son pagados por los clientes.

Las tarifas de distribución de ambos sistemas (SPT y SST) son determinados según el costo medio de desarrollo del sistema adaptado a la demanda y se dividen en dos conceptos: Ingresos Tarifarios y Peaje de Transmisión.

El concepto de Ingreso Tarifario no es otra cosa que el ingreso marginal de las instalaciones de transmisión producto de la valorización de las pérdidas a lo largo de la red. Como este Ingreso Tarifario puede ser superior o inferior al costo medio, entonces se crea un concepto de “Peaje de Transmisión”, el cual se determina como la diferencia entre el costo medio y el Ingreso Tarifario.

La creación del concepto de “Peaje de Transmisión” parte del criterio económico que se deben reconocer los costos eficientes incurridos por el inversionista aunque ellos sean costos hundidos. La diferencia estriba en que el costo medio se determina o revalúa cada cierto tiempo considerando las mejoras tecnológicas y el cambio en los precios de los materiales.

Para ser estrictos con la Teoría Marginalista, no debería reconocerse el Peaje de Transmisión, ya que este es un concepto que garantiza la recuperación de los costos eficientes incurridos por los transportistas y por consiguiente permite el crecimiento de la red. Pero si no existiera el Peaje de Transmisión podrían ocurrir los siguientes escenarios:

No se harían nuevas redes de transmisión, por cuanto el riesgo de recuperación •de los costos hundidos es alto, lo que originaría que determinados tramos de red se congestionen47 y los precios se eleven sustancialmente en las barras cercanas a la congestión.

47Se denomina congestión cuando por un hecho físico la red no permita transportar más energía entre dos o más barras. Estos hechos pueden ser la capacidad de transporte térmico (efecto Joule), la capacidad de transporte transitorio, el control de tensiones mediante reactivos, etc.


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Se buscaría la unión natural entre el generador y el transportista, ya que la red se •planificaría según la oferta prevista y el generador pretendería tener un seguro contra las congestiones de red.

Los transportistas retrasarían las inversiones hasta que se produzcan congestiones •en la red y de esta forma recuperar su inversión a corto plazo. Al final, el transportista buscaría no aliviar las congestiones, porque esta escasez le otorga mayores ganancias.

Por lo tanto, el incluir el Peaje de Transmisión como parte del pago al transportista pasa por buscar el equilibrio entre reconocer un pago por los costos hundidos eficientes o dejar que los Precios en Barra se desestabilicen y se generen congestiones en la red con el consiguiente deterioro de la calidad y elevación de los Precios en Barra.

El haber incluido el Peaje de Transmisión, como parte de la compensación al transmisor, permite: convertir al transmisor en un agente pasivo en la formación de los Precios en Barra y, a la vez, reduce el interés natural de la unión entre el generador y el transmisor.

Por otro lado, la forma de determinar los Peajes Unitarios difiere sustancialmente entre ambos tipos de sistemas:

En el caso del SPT el Peaje Unitario se determina como el Cociente del Peaje Total •entre la Demanda Total del Sistema. Esta operación se realiza con un horizonte de un año.

En el caso del SST, el Peaje Unitario se determina como el Cociente de dos •sumatorias de valores presente: El Peaje Total y la Proyección de la Demanda beneficiada con el proyecto (usuarios directos), durante un periodo determinado. El periodo de cálculo es de largo plazo (15 años).

En términos prácticos el Peaje Unitario del SPT es una socialización de la red de transmisión, ya que se asume que los Beneficios que otorga este mecanismo son mayores que los Costos.

Dichos beneficios comprenden:

Desarrollo de una red de transporte amplia que permite la libre comercialización •de la energía, reduciendo la necesidad de contratos bilaterales generador – transmisor y eliminando los “cuellos de botella” o congestión.

Mayor competencia en generación, además de otorgar una ventaja sustancial a •los generadores alejados del mercado al permitir que la sociedad pague parte de una red por el hecho de contar con fuentes de generación económicas. Por ejemplo, el caso de muchas centrales hidráulicas que tienen mayor valor por el hecho de que buena parte de su red es pagada por la sociedad.

Mayor facilidad para expandir la red, ya que se reduce el riesgo para el transmisor •al momento de recuperar su inversión. Este mecanismo ha permitido que los contratos de concesión de transmisión se realicen en un ambiente competitivo, donde la competencia en la red se produce antes de su construcción mediante el monto ofertado por el servicio.

Los costos comprenden:

Pago del servicio de transmisión mediante el Peaje Unitario, así no se transporte •ningún electrón por la red, de tal forma que el usuario paga porla confiabilidad del servicio y por tener la posibilidad de un mercado más amplio de generación.


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Necesidad de regular la expansión del sistema y monitoreo de la calidad del •servicio, de tal forma de ofrecer lo pactado en los contratos de concesión. Se incrementan los Costos de Regulación pero los Beneficios son mucho mayores.

En resumen, desde el punto de vista eléctrico, en lo que corresponde a la actividad de transmisión principal (SPT), se concluye:

Las tarifas del SPT son una mezcla de costos de oportunidad (tarifas marginales) •y costos medios de eficiencia para, de tal forma, garantizar al inversionista la recuperación del costo eficiente.

Las tarifas del SPT son un pago que la sociedad efectúa por tener disponible la •red y no por el flujo de electricidad, ya que los beneficios se perciben por una mayor facilidad en la instalación de centrales generadoras económicas que están normalmente alejadas de los centros de carga (demanda).

El concepto del SPT ha permitido efectuar contratos de concesión con •inversionistas privados gracias al Pago Garantizado, lo cual se ha traducido en menores ofertas y por ende menores Peajes Unitarios.

3.2. Perspectiva Gas NaturalA diferencia del sector eléctrico, el gas natural en el Perú es una industria que recién comienza48, que ha requierido y requiere de importantes inversiones y largos plazos de maduración. Pero a su vez tiene un gran parecido con el sector eléctrico debido a que ambas actividades son industrias de redes y que, por lo tanto, su regulación pasa por reconocer los aspectos claves de este tipo de negocio.

Camisea representó para el Perú un reto doble, ya que por un lado se está desarrollando un campo ubicado 500 km al este del litoral, lejano de los mercados importantes, y, por el otro, se construyeron redes de transporte y distribución que posibilitaron el poner a disposición de la sociedad esta fuente energética que, entre otros aspectos, hasta el momento permite:

Reducir los costos de la energía en el Perú;•Eliminar o reducir sustancialmente la volatilidad de los precios de los principales •energéticos que conforman la “dieta” nacional;

La transformación industrial, ya que con la sustitución de combustibles importados se •logra reducir los costos de producción.

Desarrollar actividades industriales que antes no eran posibles, al contar con la •disponibilidad de esta fuente de energía económica e insumo industrial.

Reducir el déficit de la balanza comercial;•Mejorar la Salud Pública, ya que con el uso del GNV por el parque automotriz se •disminuyen los niveles de contaminación ambiental

Posibilitar el desarrollo regional gracias a mayor disponibilidad de recursos (canon).•Aunado a estos factores, beneficiosos para la economía, el análisis del crecimiento del consumo de gas natural en el mercado local nos permiten concluir que el gran consumidor nacional es el sector eléctricoque está utilizando el gas natural en las centrales de generación térmicas (entre 70% y 80% del consumo total de GN en el horizonte de proyección).

Por otro lado, el desarrollo de la generación eléctrica requiere de la provisión de energía 48Excluyendo el desarrollo del gas natural asociado en la zona norte del Perú y la generación local de Aguaytía.


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continua por periodos que permitan la recuperación de las inversiones (20 años) y reglas de precios claras que permitan la evaluación de los nuevos proyectos.

Por ello, la LCE, al definir un periodo de análisis de precios de generación de 4 años, permite introducir en los precios actuales la perspectiva de nuevas fuentes energéticas, evitando las variaciones bruscas en los precios de la electricidad y trasladando al consumidor las perspectivas futuras.

Es en este contexto, la aparición del Proyecto Camisea, por los impactos que genera en la economía y conjugado con la forma de calcular los precios de generación de la electricidad, origina una expectativa creciente en los generadores (actuales y nuevos) que aguardan la definición de todas las reglas para poder evaluar su mejor estrategia de crecimiento.

Es claro que la red de transporte y distribución de gas natural, al ser un monopolio natural, requiere de una regulación expresa, de tal forma que garantice la recuperación de las inversiones eficientes y promueva el sano desarrollo de la actividad.

En este sentido, en el año 1999 se reformuló la legislación de gas natural para establecer la separación de las actividades ligadas a este sector en: Producción (campo), Transporte, Distribución y Comercialización, de forma muy similar a la legislación eléctrica (Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización).

La separación de la red de gas natural (Transporte y Distribución – T&D) de la producción tiene ventajas y desventajas que se resaltan en el Cuadro Nº 4.1.

Cuadro Nº 4.1Ventajas y desventajas del T&D

Elaboración propia


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La forma de eliminar las desventajas y mantener las ventajas de la separación de las actividades de la industria del gas natural sería el eliminar el riesgo de creación del mercado. Este aspecto para el Perú fue muy importante; y, tal como se muestra más adelante el mantener los riesgos bajos en la actividad de T&D, vía la predictibilidad en los ingresos futuros, posibilitó que se obtuvieran tarifas bajas en T&D y, por ende, precios razonables a los usuarios finales del gas natural que aseguraron la demanda.

Existen experiencias en el mundo donde negocios de alto riesgo de demanda con respecto al flujo a transitar, como una nueva carretera, una nueva pista de aterrizaje o un gasoducto (Bolivia – Brasil) sólo han sido posibles en su ejecución por parte del capital privado cuando a éste se le garantiza un flujo mínimo de uso vía un contrato de concesión.

En el caso del gasoducto Bolivia – Brasil, de más de 3 000 km de longitud, así se observa, ya que éste fue posible gracias a que la empresa estatal de hidrocarburos del Brasil, Petrobras, firmó un contrato de capacidad con el dueño del gasoducto, por lo que el riesgo del flujo o desarrollo del mercado recae en Petrobras y no en el inversionista en T&D. La tasa de rentabilidad del proyecto indicado está entre 16% y 17% anual en US$.

Para el caso del Perú, y dadas las restricciones financieras externas, así como la política empresarial y de inversiones del gobierno de ese entonces (1998 - 1999), se encontró que no existían recursos suficientes en el Estado ni en alguna de sus empresas para absorber los costos de un proyecto como el gasoducto de Camisea (inversión de aproximadamente US$ 1 000 millones). Es en este escenario que se plantea un esquema donde la garantía de mercado la pongan los propios clientes o usuarios finales beneficiarios del gas natural, toda vez que se demostrara que los beneficios serían mayores que los costos.

Dentro de este marco de ideas, es que en el año 1999 se promulga la Ley Nº 27133, “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”, la que en su artículo 6°, inciso d) define: que la relación beneficio – costo para los usuarios del servicio eléctrico que reciban energía de los sistemas eléctrico donde participan los generadores eléctricos (beneficiarios de los menores precios del gas natural producto de la garantía) sea superior a la unidad, es decir, los Beneficios mayores a los Costos.

Los análisis de expansión del sistema eléctrico fueron efectuados en su oportunidad por la ex Comisión de Tarifas de Energía (CTE) y tomados en cuenta por el Ministerio de Energía y Minas para otorgar al Proyecto de Camisea las garantías de la Ley Nº 27133.

Hay que tener presente que la Ley Nº 27133 define dos tipos de garantías: la primera es la Garantía al Inversionista de recuperar sus costos eficientes que incluyen la recuperación de la inversión más los costos de operación y mantenimiento durante la vida económica del proyecto, y la otra garantía, la más importante, que los beneficios del proyecto sean mayores al costo.

Por beneficios podemos entender menores precios de la electricidad con y sin Camisea, ya que el mismo proyecto, además de ofrecer precios más económicos del gas natural, producto de la garantía, lo cual origina menores costos de generación, también incrementa la competencia en la actividad de generación, ya que la disponibilidad del gas natural cerca de los centros de consumo (tal como Lima) reduce las barreras al ingreso de nuevos actores eléctricos.

En este sentido, se puede afirmar que la GRP es para el usuario eléctrico un costo que le brinda una contraprestación de tipo económico que es percibida vía los beneficios de mejores precios de generación (por un gas más económico y una mayor competencia entre las generadoras).


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Al usar el concepto de Cadena de Valor, definido por Michael Porter52, y aplicándolo al sector energético podemos definir la cadena antes y después de la aplicación de la Ley 27133 (con y sin GRP), tal como se muestra en el Gráfico N° 4.7.

Gráfico N° 4.7Efecto de la GRP en la Cadena de Valor del sector energía

Fuente: Propia

En la parte superior del Gráfico Nº 4.7 se aprecia la cadena del sector energía, sin efecto de la GRP, separadas en una cadena para el gas natural y otra para el sector eléctrico. La cadena del gas natural es un insumo del sector eléctrico.

En la parte inferior se muestra la cadena integrada del sector energía donde se aprecia el efecto de la GRP. Se ve que el costo del gas natural se reduce por la disminución de los costos del T&D producto de la disminución del riesgo vía la GRP, y éste es trasladado al generador eléctrico, quien a su vez reduce sus costos de producción de energía. El costo de la GRP es asignado como costo de Transmisión eléctrica y cargado a los usuarios eléc-tricos. Al final se aprecia un ahorro en el costo de la electricidad. En este gráfico se clarifica el traslado de los costos y beneficios.

Al hacer un paralelo entre el significado del Peaje del SPT eléctrica pagado por todos los usuarios eléctricos y la GRP pagado también por los mismos usuarios, podemos concluir que este esquema permite equilibrar las ventajas otorgadas al generador hidráulico con las ventajas que otorgaría al generador térmico a gas natural la GRP.

Lo anterior se explica en el caso de un generador hidráulico, alejado del mercado, que re-quiere de grandes líneas de transmisión para colocar su oferta, el pago del Peaje del SPT por parte de la sociedad le permite reducir los costos de transmisión, lo que origina un mayor valor de la central hidráulica y, por consiguiente, una mayor ventaja competitiva con respecto a los generadores térmicos ubicados cerca del mercado.

Del mismo modo, la GRP permite que parte de los costos de T&D de gas natural (asociados a los riesgos del mercado) sean pagados por la sociedad, y, por tanto,


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coloca un nivel igual de competencia entre el generador eficiente de gas natural y el generador hidráulico. Al final, la sociedad apuesta porque se incremente el nivel de competencia entre estos dos tipos de tecnologías y esto produzca un menor precio de la electricidad.

En las siguientes líneas se presenta un resumen de la parte conceptual y la operación de la GRP, llegándose a la conclusión que la misma no es un impuesto ni un subsidio, ya que dicho concepto produce beneficios económicos, a largo plazo, mediante menores precios de electricidad producto de un manejo adecuado del riesgo.

3.2.1. Fundamentos de la Garantía por Red Principal En el Gráfico N° 4.8 se muestra la sustentación conceptual de la GRP del proyecto Camisea, la cual consta de una serie de procesos, tal como se explica a continuación:

La GRP comienza cuando el cliente o usuario final de la energía garantiza el flujo •de ingresos o pagos al transportista y distribuidor (T&D) de gas natural, vía el concepto de una demanda mínima garantizada. Esto quiere decir, que definido el tamaño del gasoducto (capacidad de transporte) la diferencia entre lo garantizado y el transporte real será pagado por el garante.

El T&D de gas natural, ante el requerimiento de un gasoducto con una cierta •capacidad, optimiza el diseño y no se preocupa de la evolución del mercado (demanda), lo cual lo convierte en un actor pasivo. Esto produce un negocio de bajo riesgo donde los ingresos no dependen del flujo a transportar (demanda) ni de la regulación. Por lo que se debe tener cuidado en establecer en el contrato los requisitos mínimos de calidad del servicio de transporte y asociar el resultado de éstos al pago del transportista.

Gráfico N° 4.8Concepto de Garantía

Fuente: Propia

Con este flujo de ingresos “seguros”, el T&D se presenta ante los bancos y puede •obtener un financiamiento “económico” acorde con el riesgo del negocio (el cual ya ha sido minimizado).


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Al ser el costo del capital invertido (patrimonio + deuda) más bajo que en un •proyecto que afronta tanto el riesgo regulatorio como el riesgo del mercado, entonces la tarifa de T&D debería ser más baja.

Una tarifa de T&D más baja aunada a un precio del gas en boca de pozo da como •resultado un precio total del gas más económico en la puerta de los clientes (generadores).

Con un precio del gas natural más económico, el generador tiene un costo medio •de producción más bajo, por lo tanto puede ofertar su energía a un precio más competitivo originando que la tarifa eléctrica se reduzca.

En la Gráfico Nº 4.9 se muestra el efecto del precio del gas natural en el costo de la electricidad del sistema de generación eléctrica. Si se asume que todo el resto de variables permanece constante, el gas natural es un decisor fuerte en el desarrollo del sistema.

Gráfico N° 4.9Efecto del gas natural en el costo de LP

de la electricidad a nivel generación

Fuente: Propia

Se aprecia que para precios mayores a los 3,0 US$ por millón de BTU, el gas natural no es rentable en el sector eléctrico, lo cual produce una baja participación en el sector y, por consiguiente, existen alternativas de generación que producen mejores precios. En consecuencia, la materialización del gas natural está ligado al precio que pueda ofertar y éste, al final, es consecuencia del riesgo percibido.

Tal como se expresó líneas arriba, la GRP tiene por objeto reducir los costos del gas natural vía un menor riesgo del proyecto, y asimismo permitir un negocio transparente donde el suministrador del gas natural no pueda discriminar precios tratando de quedarse con el excedente del consumidor.

En el Gráfico N° 4.10 se observa que existen riesgos que pueden ser controlados por los inversionistas (construcción y operación) de redes, pero otros que no depende de ellos y este es el riesgo del mercado. Éste es básicamente el riesgo que está absorbiendo la Garantía.


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Gráfico N° 4.10Riesgos del negocio

Fuente: Propia

Además, se puede afirmar que los factores que influyen en el costo del servicio del transporte son: la demanda, la cual condiciona el diseño óptimo; y los costos directos e indirectos, los que son influenciados por la política de financiamiento y, dentro de esta última, por la tasa de interés del proyecto.

Gráfico N° 4.11Factores que influyen en el costo del transporte

Fuente: Propia

Al final, la reducción de los riegos del mercado se traducirán en una menor tarifa de T&D, lo cual originará un menor precio del gas natural para los clientes y, por consiguiente, menores precios de la electricidad.

Gráfico N° 4.12¿Cómo se determina la Tarifa de Transporte?

Fuente: Propia


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En el Gráfico N° 4.12 se muestra el concepto de la tarifa de transporte o distribución de gas natural, el cual es el de un costo medio determinado como el cociente entre el Costo del Servicio (inversión más operación y mantenimiento) y la Demanda suministrada.

Se aprecia claramente que el riesgo del mercado, dada la indefinición de la demanda futura por ser un mercado en desarrollo, incrementaría el costo del servicio producto de una mayor tasa de descuento (en función del riesgo), lo cual produciría una mayor tarifa de T&D. Esta mayor tarifa de T&D originaría un mayor precio para el gas natural en la puerta del cliente con la consiguiente reducción de los consumos y, por lo tanto, resultaría en una menor demanda. Al final se regresaría al punto inicial donde la menor demanda incrementa nuevamente la tarifa de T&D y el círculo vicioso se repitiría.

En consecuencia, tal como se muestra en el Gráfico N° 4.13, la tasa de descuento influencia el precio final del gas natural y podría éste llegar a su valor de competitividad (valor de venta máximo) donde sería reemplazado por cualquiera de las otras fuentes energéticas.

Gráfico N° 4.13Influencia de la Tasa de Descuento en la Tarifa de Transporte

Fuente: Propia

Entonces, la respuesta al manejo de la competitividad del gas natural pasa por un manejo del riesgo y por el diseño de la política energética aplicada en el Proyecto Camisea, donde se debió definir si el inversionista privado, a cargo del proyecto, debía cargar con todos los riesgos del desarrollo de un mercado nuevo o se le debía otorgar ciertas garantías que permitieran el cumplimiento de un objetivo nacional (que podría ser diferente al objetivo privado).

En el Gráfico N° 4.14 se aprecia, que al limitar los riesgos del negocio a lo únicamente manejado y controlado por el inversionista del T&D (riesgos de construcción y de operación) y reservando para la sociedad los riesgos del mercado, se logra reducir las tarifas de T&D a niveles razonables que permiten la participación de inversionistas privados en el concurso.


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Gráfico N° 4.14Efecto de la Garantía en la Tarifa de Transporte

Fuente: Propia

El gráfico anterior explica cómo la perspectiva del riesgo influye en las tarifa de T&D y el porqué la GRP es parte del concurso y que, como tal, no puede ser eliminada sin el consiguiente desbalance entre tarifas y riesgos.

Debido a la naturaleza intrínseca de la GRP, en el otorgamiento de la concesión del T&D del Proyecto Camisea, como parte de las reglas de juego, se agregó una garantía adicional al inversionista en caso que la GRP no funcione o sea eliminada en el futuro, esta garantía adicional es el aval del Estado con el compromiso de pagar los montos no recaudados por concepto de la GRP.

Esto quiere decir que, en el hipotético caso que la GRP sea eliminada, el Estado debe responder con los fondos del Erario Público, por el pago de la misma, lo cual sería un costo social mayor, ya que no sólo estaría pagando la sociedad eléctrica sino toda la sociedad y, además, se estaría desviando fondos de uso social en un subsidio al consumidor de gas natural sin posibilidad de recuperación vía un impuesto, ya que las reglas de Camisea no lo permiten.

En resumen, la afirmación que una propuesta legislativa para eliminar la GRP no significaría ningún costo para el Erario Público es errónea, ya que se hace sin tomar en cuenta el aval del Estado en los contratos de concesión del T&D de Camisea.

3.2.2. Funcionamiento de la GRP

La Garantía se determina como la diferencia entre los Ingresos Garantizados y los Ingresos Recaudados, es decir, equivale a la diferencia entre la Demanda Garantizada y la Demanda Real.

Por consiguiente, la Garantía desaparecería el día que la Demanda Real supere o iguale a la Capacidad Garantizada, lo cual significaría que el sistema se ha desarrollado lo suficiente y que el riesgo de desarrollar un mercado es mínimo.

En consecuencia, la afirmación que la GRP es un costo que permanecerá en el tiempo sin posibilidad de reducción es errónea, porque no considera que ésta, antes que nada, es una garantía de mercado, traducida en volúmenes mínimos a transportar y que producto de la tarifa de T&D se convierte en Ingresos Garantizados.


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Por otro lado, el costo de la garantía debe ser agregado a la tarifa eléctrica, dentro del rubro del Peaje del SPT, con el objeto de compensar al inversionista por el riesgo de un bajo mercado inicial de gas natural. Pero, tal como se vio líneas arriba, este costo está unido a la reducción de la Tarifa Eléctrica producto de un precio de gas más competitivo (la tarifa de transporte fue determinada como si el gasoducto estuviera lleno o a plena capacidad).

La GRP tiene las siguientes virtudes:

Hace posible el desarrollo del proyecto Camisea, con lo cual la transformación al • gas natural ya es una opción viable para el país.

Diferencia las rentabilidades de las actividades productivas de los servicios de • transporte de energía, estas últimas de bajo riesgo y con naturaleza de servicios públicos.

Facilita el desarrollo de gasoductos bajo esquemas de bajo riesgo que trasladan a • los usuarios los beneficios de la absorción de tales riesgos (la “opción financiera”).

Elimina el uso de fondos del Tesoro Público para el desarrollo de infraestructura • en gas natural que puede ser solventada por los mismos consumidores, liberando fondos de programas sociales.

El tercer punto es el menos explicado pero el más relevante en el tema, ya que, como su nombre lo indica, la GRP ofrece una garantía de pago al inversionista para un perio-do de 30 años y con una tasa de descuento del 12%, tal como se establece en las redes de transmisión eléctrica del sistema principal, las que también gozan de la garantía de recuperación de la inversión.

Debe quedar entendido que el usuario eléctrico siempre paga los costos por el de-sarrollo de una fuente energética, sea este un costo fijo (transmisión) y/o un costo variable (energía), pero lo que hoy no se comprende claramente es que cuando el usuario eléctrico paga la GRP tiene el derecho a pedir una tarifa del gasoducto igual a la que resultaría si el ducto estuviera lleno (a plena capacidad). Esta situación, denominada la “opción financiera”, conlleva que al final el usuario se beneficie por garantizar dicho pago.

Para entender la GRP debería preguntarse: ¿Qué sucedería si no existiera la GRP, independiente del desarrollo mismo de Camisea?

En el Gráfico Nº 4.15 se muestran dos escenarios para el desarrollo del transporte de gas natural: con GRP y sin GRP.

En el escenario con GRP, el usuario eléctrico recibe en su tarifa final un costo de generación (potencia y energía) que involucra una tarifa de transporte de gas natural baja (ducto lleno y tasa de descuento del 12%) y, además, del pago adicional del GRP como parte de los costos de transmisión.

En este esquema la Garantía de Red Principal se paga en dos conceptos: Tarifa Base (ducto lleno y tasa de descuento del 12%) y la GRP, propiamente dicha, que viene a ser el costo adicional de transmisión que absorbe los riesgos por las variaciones en el flujo de gas natural a través del gasoducto.

En el segundo escenario, sin GRP, y asumiendo que esto no altera la viabilidad de Camisea, el usuario eléctrico pagaría un mayor costo de generación, producto de la Tarifa de Transporte de gas natural que resultaría mayor a la Tarifa Base, ya que el gasoducto no está lleno y la tasa de descuento es mucho mayor al 12%. A manera de información, el gasoducto Bolivia – Brasil, financiado por los consumidores brasileños vía precontratos “Ship or Pay”, tiene una tasa de rentabilidad del 16%.


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Gráfico Nº 4.15¿Qué pasaría si no existiera la GRP?

Fuente: PropiaAdemás, el mecanismo de la GRP es el más poderoso instrumento de la masificación del gas natural en el país vía la participación de empresas privadas, ya que al ser la GRP la que iguala los ingresos anuales de los transportistas, elimina la necesidad de contar con contratos “Ship or Pay” (transporte o pague) y, por lo tanto, hace flexible el acceso al gas natural a los consumidores de este energético.

De acuerdo con el diseño de la GRP, el mecanismo se extinguirá cuando el gasoducto esté lleno y la capacidad de transporte completa. En esta situación (ducto lleno), los contratos “Ship or Pay” son razonables y de bajo costo para los consumidores. No olvidemos que los generadores eléctricos son los mayores demandantes del gasoducto y también presentan consumos aleatorios por la gran dependencia que tienen de la hidrología en su operación. En esta condición (Ver Gráfico Nº 4.16) de alta volatilidad en la operación de las centrales térmicas, el exigir contratos “Ship or Pay” sería un contrasentido para la masificación y el consumo del gas natural.

Gráfico Nº 4.16Consumo del GN en el año 2006

Fuente: Propia


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En el Gráfico N° 4.17 se muestra que de acuerdo con la tendencia observada y debido al alto crecimiento de la demanda eléctrica (5% anual), la GRP se extinguiría al año 12 de operación de Camisea, reduciéndose la tarifa de los consumidores de gas natural a un valor cercano a la Tarifa Base (1,037 US$/KPC sin considerar el factor de descuento por el adelanto de la GRP).

Gráfico Nº 4.17Tarifas y GRP de la Red Principal

Fuente: Propia

Gráfico Nº 4.18Tarifa de la Red Principal: con y sin riesgo

Fuente: Propia

Si no existiera la GRP, la Tarifa de la Red Principal sería una Tarifa de Riesgo y sin posibilidad de bajar cuando el gasoducto esté lleno, ya que ésta se establece en


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un determinado momento con todos los riesgos de proyección inherentes (tasa de crecimiento del consumo de gas natural y tasa de descuento a aplicar).

Considerando los volúmenes de gas natural proyectados a la fecha por OSINERGMIN en la regulación de las tarifas de la Red Principal de mayo de 2006 y que tienen una vigencia de 2 años, se determinó que para una tasa de descuento del 16%, la tarifa de riesgo sería de 1,762 US$/KPC49. Este valor es superior en 70% a la Tarifa Base (1,036 US$/KPC).

Entonces, la eliminación de la GRP (sin contar con el uso de Fondos Públicos como garantía al inversionista, tal como se hace en redes viales como la interoceánica) con-llevaría:

Reducir los costos de transmisión de la electricidad (¿Cuánto?)•

Incrementar los costos de generación eléctrica (¿Cuánto?) producto del • aumento de las tarifas de transporte de gas natural debido a la no garantía en la recuperación de inversiones.

Aparición de contratos “Ship or Pay”, lo que retrasaría el uso del gas natural tanto • en generación eléctrica (despacho sujeto a las aleatoriedades de la producción hidráulica) como en industrias y consumidores residenciales.

Por lo tanto, la bondad o no de la eliminación de la GRP pasa por estimar si al final • dicha decisión es la más conveniente para los usuarios eléctricos. Para hacer esta evaluación se ha supuesto lo siguiente:

El Costo del Servicio ofertado por los concesionarios se mantiene invariable y • sujeto a reajustes según PPI (Índice de Precios al Productor). De acuerdo con los concesionarios los costos actuales para desarrollar de nuevo el gasoducto serían mayores debido a los altos costos del acero en la actualidad. En un esquema tipo VNR (Valor Nuevo de Reemplazo) esto nos llevaría a elevar el Costo de Servicio con el impacto en las tarifas.

El incremento de la tarifa de transporte de gas natural por la Red Principal es de • 70% producto de considerar un ducto que se llena paulatinamente y una tasa de descuento del 16%. Incremento = 0,725 US$/KPC

Las centrales que consumirán gas natural son un “mix” entre ciclos simples y ciclos • combinados, lo cual resulta de un rendimiento promedio de 8,32 KPC/MWh.

El incremento de los costos de generación producto del mayor costo del gas na-• tural (sólo por el incremento del transporte) sería igual a 6,04 US$/MWh (6,04 = 0,725 x 8,32)

En el año 2006, se estimó una demanda eléctrica de 24,2 TWh50 (24,2 millones de MWh) lo cual multiplicado por el incremento del costo de generación unitario (6,04 US$/MWh) daría como resultado un mayor pago de US$ 146 millones.

Para el mismo año, el OSINERGMIN ha determinado que la GRP asciende a un valor estimado de US$ 79 millones.

Por lo tanto, en el mencionado año, el pago de la Red Principal vía el mecanismo de la GRP supuso un ahorro a los usuarios eléctricos US$ 67 millones (67 = 146 – 79).

49KPC = Millar (K = Kilo) de Pies Cúbicos.50TWh = Tera Watt Hora = millón de MWh = miles de millones de kWh.


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Gráfico Nº 4.19Balance de la GRP (Año 2006)

Fuente: Propia

En el caso de la eliminación de la GRP y su incorporación dentro de la tarifa de transporte de la Red Principal, los mayores costos (6,04 US$/MWh) se irán incrementando conforme crece la demanda de energía del sector eléctrico y, por consiguiente, la afectación a los usuarios eléctricos irá en incremento.

Gráfico Nº 4.20Balance de la GRP: Transmisión VS. Energía

Fuente: Propia

En cambio, tal como muestra el Gráfico Nº 4.20, la GRP por su mismo diseño tiende a desaparecer conforme el consumo de gas natural se incremente y, además, mantiene los beneficios del gasoducto lleno (Tarifa Base) aún después de eliminada, sin necesidad de una nueva Ley.


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Luego de hacer la evaluación a 30 años, de acuerdo con los supuestos mencionados, la disminución de los costos de generación (6,04 US$/MWh) producto de la creación de la GRP significa un ahorro para los consumidores en términos nominales de US$ 8 185 millones, lo cual se traduce en términos actualizados (al 12%) en US$ 1 317 millones.

El monto a ser pagado por concepto de la GRP a lo largo de su vida (12 años) asciende a US$ 604 millones, que expresado en valor actualizado al 12% sería equivalente a US$ 394 millones.

Por lo tanto, el beneficio (1 317 + 394 = 1 711) entre el costo de la GRP (394) es igual a 4,3, es decir, los usuarios ganan 3,3 veces lo pagado por la GRP en las tarifas eléctricas.

Gráfico Nº 4.21Balance de la GRP 30 años actualizados al 12%

Fuente: Propia

Gráfico Nº 4.22Fundamentos de la GRP: con y sin

Fuente: Propia

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 290

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

Años

Mill

ón U

S$

Con GRP Sin GRP Diferencia

Monto Total Con GRP = US$ 13 164 millones (valor presente al 12% = US$ 2 839 millones)

Monto Total Sin GRP = US$ 21 348 millones (valor presente al 12% = US$ 4 156 millones)

Diferencia Con y Sin GRP = US$ 8 185 millones (valor presente al 12% = US$ 1 317 millones)


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Gráfico Nº 4.23Balance de la GRP costo de la “opción” versus el riesgo

Fuente: Propia

Al final, la GRP es la “opción” asignada a los usuarios eléctricos para eliminar una tarifa de riesgo por un pago ex post (GRP) decreciente en el tiempo, con lo que se consigue muchos más ahorros que los pagados en esta “opción financiera”.

Por lo tanto se pude concluir lo siguiente:La GRP no es un subsidio ni un pago por un servicio que no se recibe. Es una • “opción financiera” que evita cargar al gasoducto tarifas de riesgo que originan un efecto magnificado en las tarifas eléctricas producto de la marginalidad.

La GRP es parte del pago de la Red Principal que se ha dividido en una fracción sin • riesgo para el inversionista denominada Tarifa Base, y en otra fracción de riesgo asumida por los usuarios eléctricos denominada GRP.

La no existencia de la GRP conllevaría a mayores costos para los usuarios eléctricos • y a condiciones inflexibles al uso del gasoducto (Ship or Pay) que retrasarían la masificación del gas natural. Además, sin la GRP las tarifas de transporte de gas natural serían altas, iguales para todos, y sin posibilidad de reducción.

La creación de la GRP permite reducir los riesgos al inversionista de los gasoductos • y obtiene para los consumidores industriales tarifas más bajas y decrecientes en el tiempo.

De las múltiples simulaciones efectuadas, la GRP tiene un beneficio para los • usuarios eléctricos mayor a la unidad. Este beneficio se ha medido sólo por los cambios en las tarifas del gas natural en la red principal y en el no pago de la GRP, por tanto, es falsa la aseveración de que la sola existencia de las centrales a gas conllevan al beneficio aquí estimado.

3.2.3. Impacto de la GRP en las tarifas eléctricasCiertamente, si se iniciara - la aplicación de la GRP sin el adelanto de la misma, se observaría un “shock” en el precio de la electricidad producto de la adición de dicha


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GRP. Este “shock” podría originar reacciones adversas en los clientes contra el proyecto de Camisea, por lo que un esquema para reducir el “shock” sería necesario.

Gráfico N° 4.24Efecto de la GRP en las Tarifas Eléctricas (Barra)

Fuente: Propia

En el Gráfico N° 4.25 se muestra el esquema del Prepago o adelanto del pago de la recaudación de la GRP. Se aprecia que el incremento gradual del Prepago origina un impacto moderado en el recibo eléctrico, lo cual mejorará la percepción de la GRP. Además, y lo más importante, es que lo recaudado por el Prepago, tiene un costo financiero del 12% anual, el cual será restado del Costo del Servicio en el momento del inicio de la operación comercial, originando una reducción del este costo y, por ende, de las tarifas de transporte y distribución de GN.

Gráfico N°4.25Efecto del Prepago de la GRP en las Tarifas Eléctricas (Barra)

Fuente: Propia

En el Gráfico N° 4.26 se muestra las equivalencias económicas entre el Costo del Servicio e ingresos o Pagos Garantizados al T&D de Camisea.


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Gráfico N° 4.26Equilibrio en el tiempo entre costo del servicio y flujos de pagos

Fuente: Propia

Tanto el costo del servicio, los costos de operación y mantenimiento, y los ingresos garantizados pueden ser actualizados a cualquier fecha en la línea de tiempo, con lo que la fecha en sí es irrelevante, ya que al tomar el concepto del valor del dinero en el tiempo y al usar la misma tasa de descuento para la determinación de los costos como para los pagos, se equilibra la relación entre inversionista y cliente.

Gráfico N° 4.27Efecto del pago adelantado en el Costo del servicio y flujo de pagos

Fuente: Propia


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Cuando se produce el Prepago (ver Gráfico N° 4.27) realmente se tiene un flujo de dinero adicional, por tanto, al momento de realizar la suma actualizada de todos los ingresos y costos se obtiene que el prepago reduce los pagos futuros y por tanto las tarifas de T&D.

Gráfico N° 4.28Efecto del pago adelantado en el costo del servicio y flujo de pagos

Fuente: Propia

Al final se demuestra, que dependiendo de la recaudación del Prepago se obtendrá una rebaja en la Tarifa Base (TB), lo cual originará un menor precio del gas natural. Además, si tomamos en cuenta que la tarifa de generación eléctrica se calcula con una proyección de 4 años, entonces el efecto del Prepago se traducirá en la tarifa actual de electricidad y, por tanto, hay un beneficio antes de la operación de los gasoductos.

En consecuencia, la contraprestación de la GRP y del pago adelantado (Prepago) se apreciaría desde un primer momento vía la reducción en las tarifas de electricidad y, por consiguiente, si alguien afirmara que no existe contraprestación alguna incurriría en un error, ya que ésta es de naturaleza económica y no física (venta de gas).

3.2.4. Cuantificación de los beneficios y costos producto de la GRPLa relación beneficio-costo de la garantía en sí se determina como el cociente del beneficio esperado por la disminución de la tarifa eléctrica producto de la aplicación del pago de la Garantía, entre el costo esperado que pagaría el usuario eléctrico por efecto del no aprovechamiento del gas de Camisea (en este caso se considera que al ser parte del concurso la GRP su eliminación no habría hecho posible el Proyecto Camisea).

Además, se ha evaluado la relación beneficio-costo del adelanto de la garantía como el cociente del beneficio esperado por la disminución de la tarifa producto de la aplicación del adelanto en el pago de la Garantía, entre el costo esperado que pagaría el usuario eléctrico por efecto del adelanto de la Garantía.

Ambos valores se determinaron a partir de la comparación de los resultados obtenidos de la simulación de la expansión y operación del sistema generación eléctrica para diferentes opciones de tecnologías de producción de energía eléctrica.

ResultadosLos resultados obtenidos, del análisis de proyección de las tarifas para cada uno de los escenarios supuestos, se muestra a continuación:


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Escenario sin gas de Camisea•La tarifa proyectada en el hipotético caso de que no se dispusiera del gas de Camisea a partir de las condiciones actuales del sistema se muestra en la figura siguiente, donde se puede observar que la tarifa (sin incorporar la reserva) se estabilizaría en un valor de aproximadamente 36,8 US$/MWh.

Gráfico N° 4.29Evolución Precio en barra total

Energía y Potencia

Fuente: Propia

Escenario con gas de Camisea sin adelanto de Garantía•La tarifa proyectada en el hipotético caso de que no se adelantara el pago de la Garantía a partir de las condiciones actuales del sistema se muestra en el Gráfico N° 4.32, donde se puede observar que la tarifa (sin incorporar la reserva) se estabilizaría en un valor de aproximadamente 31,3 US$/MWh, sin embargo, a este valor se debe agregar el valor de la Garantía lo que incrementaría la tarifa eléctrica, pero aún así, tal como se muestra, la tarifa (línea sobre el área sombreada) resulta menor a aquella obtenida en ausencia del gas natural.

Gráfico N° 4.30Evolución Precio en barra total

Energía y Potencia

Fuente: Propia


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Escenario con gas de Camisea y con adelanto de Garantía•La tarifa proyectada en el caso del adelanto al pago de la Garantía, a partir de las condiciones actuales del sistema, se muestra en el Gráfico N° 4.33 donde se puede observar que la tarifa (sin incorporar la reserva) se estabilizaría en un valor de aproximadamente 29,4 US$/MWh, menor al valor obtenido en el escenario anterior, y aún, ante la adición del adelanto de la Garantía a la tarifa eléctrica la tarifa resultante es menor a aquella que se obtendría sin el Gas de Camisea.

Gráfico N° 4.31Evolución precio en barra total

Energía y Potencia

Fuente: Propia

Determinación de la relación beneficio-costo

Beneficio de la presencia del gas de Camisea•El valor presente del ahorro en la facturación al usuario del servicio eléctrico, que se muestra en el Cuadro Nº 4.2, producto del aprovechamiento del Gas de Camisea (con y sin adelanto de la garantía) frente al escenario de su ausencia, se obtuvo a partir de la diferencia de las tarifas proyectadas a lo largo de la vigencia del pago del concepto de Garantía por parte del usuario de electricidad. Este ahorro corresponde al Beneficio que le otorga el proyecto Camisea al usuario, incluyendo el pago de la Garantía.

De otro lado, el valor presente del costo para el usuario es el valor pagado por el concepto de Garantía sobre la tarifa de energía y potencia.

Cuadro Nº 4.2Ahorro de facturación del servicio eléctrico por aprovechamiento del gas de Camisea

Fuente: Propia


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Tal como se puede apreciar, la presencia del Gas de Camisea implica una relación beneficio-costo superior a la unidad para el usuario del servicio eléctrico, indiferentemente de si se adelanta o no la Garantía, sin embargo, debe notarse que esta relación se incrementa al adelantarla, el motivo de ello se explica porque el ahorro presenta un incremento mayor que el costo de la Garantía.

Beneficio del adelanto de la Garantía•El valor presente del ahorro en la facturación al usuario del servicio eléctrico, que se muestra en el Cuadro Nº 4.3, producto del adelanto de la Garantía, se obtuvo a partir de la diferencia en las tarifas proyectadas, incluyendo el pago de la garantía, por par-te del usuario de electricidad desde la puesta en operación del proyecto Camisea.

De otro lado, el valor presente del costo para el usuario es el valor pagado por el concep-to de adelanto de la Garantía sobre la tarifa de energía y potencia sin dicho adelanto.

Cuadro Nº 4.3Ahorro de facturación del servicio eléctrico por adelanto de garantía

Fuente: Propia

Se observa que el pago adelantado de parte de la Garantía ocasiona una relación beneficio-costo muy superior a la unidad para el usuario del servicio eléctrico, lo cual señala esta acción como muy beneficiosa para su economía.

4. La GRP de CamiseaDe acuerdo con los contratos de concesión de Transporte (a cargo de la empresa TGP) y Distribución (a cargo de Cálidda) del gas natural de Camisea, se ha definido una capacidad garantizada para los primeros 7 años de operación y otra capacidad para el resto de años. (Ver Gráfico Nº 4.32).

Gráfico Nº 4.32Capacidad Garantizada

Fuente: Propia


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La capacidad garantizada tiene una doble exigencia: el concesionario se obliga a colocar como mínimo la capacidad garantizada para cubrir la demanda nacional, y por otro lado, los usuarios eléctricos se obligan a pagar la diferencia entre la capacidad garantizada y la demanda real.

Adicionalmente, como una forma de flexibilidad al tema de la capacidad garantizada, los contratos establecen la capacidad mínima que está obligada a instalar en forma física los concesionarios. Esta capacidad mínima siempre debe cubrir la demanda proyectada del siguiente año, y al cabo del año 11 de operación debe ser como mínimo la capacidad garantizada.

La introducción de la capacidad mínima ha permitido flexibilidad en las inversiones de los concesionarios, lo que a su vez redunda en un menor costo del servicio y, por consiguiente, en una menor tarifa.

Para definir la demanda con la cual evaluar la capacidad mínima, el contrato de concesión introdujo la necesidad de efectuar ofertas públicas para el otorgamiento de las capacidades no contratadas, de tal forma que el contratista se obligue a satisfacer la demanda contratada hasta el tope de la capacidad garantizada. El número mínimo de ofertas públicas es de 2 al año, pudiendo ser más de acuerdo al criterio del concesionario.

En los Gráficos Nº 4.33, 4.34 y 4.35 se muestran las posibles evoluciones de la demanda de gas natural hasta el límite de la capacidad garantizada de TGP. Esta proyección tiene su correlato en la proyección de ingresos del transportista y en la posible evolución de la GRP.

Gráfico Nº 4.33Consumo de gas natural

Fuente: Propia


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Gráfico Nº 4.34Ingresos del Transportista de gas natural

Fuente: Propia

Gráfico Nº 4.35Evolución de la GRP

Fuente: Propia

De acuerdo con los estimados efectuados hasta el año 2005, la GRP debería extinguirse en el año 13 de operación del gasoducto, ya que la demanda nacional topa la capacidad garantizada. Las últimas revisiones de la demanda de gas natural para el mercado interno y el desarrollo del proyecto de exportación de gas natural de Perú LNG (cuyo operador es Hunt Oil, socio de Pluspetrol en el Lote 88), hacen prever que la capacidad garantizada se alcanzaría en el año 8 de operación, lo cual significa una extinción adelantada de la GRP de cinco años.


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4.1. Recaudación de la GRPEl gobierno del Perú, en el año 200251, estableció las disposiciones pertinentes para regular la recaudación y pago de la GRP antes de la Puesta en Operación Comercial de la Red Principal del Proyecto Camisea52, fijándose el inicio de dicha cobro para el 1° de noviembre del mismo año.Actualmente las empresas TGP y Cálidda son las beneficiarias de la GRP como titulares de la Red Principal de gas natural de Camisea, y su participación en la recaudación se muestra en la Gráfico Nº 4.36

Gráfico Nº 4.36Recaudación total de la GRP hasta julio de 2008

Fuente: Propia

Cuadro Nº 4.4Recaudación total de la GRP

(*) No incluyen IGV.(**) Los montos representan valores nominales.(1) Incluye Los montos recaudados por el Pago Adelantado Total (PAT) y lo recaudado por GRP durante el primer, segundo y tercer año de cálculo y lo recaudado durante y lo recaudado durante el cuarto año de cálculo a diciembre de 2007.Fuente: Propia

51Mediante el Decreto Supremo N° 046-2002-EM expedido cuando era ministro de Energia y Minas el Ing. Jaime Quijandría Salmón.52La puesta en Operación Comercial fue el 20 de agosto del 2004.


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Cuadro Nº 4.5Recaudación total de la GRP - julio 2008

(*) No incluyen IGV.Fuente: Propia

El detalle de los montos recibidos por concepto del peaje por GRP, por parte de cada empresa concesionaria de la Red Principal, así como los totales recaudados (valores nominales) al 31 de diciembre de 2007 se muestran en el Cuadro Nº 4.4, y el Cuadro Nº 4.5 se presenta los montos recaudados por concepto de GRP hasta julio de 2008.

El monto correspondiente al pago adelantado total (PAT) de la GRP, que comprende el periodo Noviembre 2002 al 19 de Agosto de 2004, asciende a 340 millones de soles, equivalentes a 98 millones de dólares.

El monto recaudado desde el 20 de agosto de 2004 hasta febrero de 2005, es decir lo recaudado durante el primer año de cálculo, ascendió a 178 millones de soles, equivalentes a 54 millones de dólares.

El monto recaudado desde marzo de 2005 hasta febrero de 2006, es decir lo recaudado durante el segundo año de cálculo, ascendió a 353 millones de soles, equivalentes a 107 millones de dólares.

El monto recaudado desde marzo de 2006 hasta febrero de 2007, es decir lo recaudado durante el tercer año de cálculo, ascendió a 269 millones de soles, equivalentes a 83 millones de dólares.

El monto recaudado desde marzo de 2007 hasta febrero de 2008 y que corresponde al cuarto año de cálculo, ascendió a 204 millones de soles, equivalentes a 67 millones de dólares.

Por otro lado, el monto recaudado al 31 de julio de 2008 y que corresponde al quinto año de cálculo, que se inició en marzo de 2008 y concluirá en febrero de 2009, ascendió a 37 millones de soles, equivalentes a 13 millones de dólares.

La recaudación por concepto de GRP acumulada al 31 de julio de 2008 asciende a 1 383 mil millones de soles, equivalentes a 423 millones de dólares.


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Desde la entrada en operación de Camisea, en agosto del 2004, la demanda de gas natural ha evolucionado en forma satisfactoria, debido fundamentalmente al gran ahorro que permite el gas natural frente a los combustibles tradicionales.

La llegada de este nuevo energético obliga a la población del país a comprender la forma en que se desarrolla y a considerar otra unidad de medida adicional al momento de comprar energía: el Giga Joule (GJ) o el metro cúbico (m3), que es como se mide el gas natural.

Lamentablemente, nuestro sistema comercial de energía no fue diseñado ni está preparado para que la unidad de adquisición sea la misma para todos los energéticos, por el contrario, la diversidad de presentación en la información causa confusión y obliga a los interesados a hacer reglas prácticas. Por ejemplo, tenemos que la electricidad se vende en Kilo Watts Hora (kWh), los combustibles líquidos (GLP, Gasolinas, Kerosene, Diesel y Residuales) por unidad de volumen (galón o litro) y ahora el gas natural en GJ y m3.

Por otro lado, para comprender la importancia del gas natural en la matriz energética del Perú se debe analizar el desarrollo de la energía en las diversas regiones del mundo y la interrelación que existe entre el petróleo y las otras fuentes de energía primaria.

En el tema del gas natural el presente documento aborda los conceptos regulatorios de esta industria y la forma en que se desarrolla la industria del gas natural en el país, pasando por el contrato del “siglo” a cargo del consorcio Shell-Mobil y el contrato que hoy tiene Pluspetrol, TGP y Cálidda como parte de la nueva estructura del negocio.

Por último, se analiza las tarifas del gas natural y su competitividad relativa con los otros energéticos en los diversos segmentos del mercado.

1. Marco RegulatorioLos precios y tarifas del gas natural se fijan o regulan de acuerdo con lo establecido en el marco normativo y regulatorio de la industria peruana del gas natural, conformado por un

Capítulo V Regulación del

Gas Natural


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conjunto de leyes, reglamentos y resoluciones de obligatorio cumplimiento por parte de todos los agentes que intervienen en el desarrollo y desenvolvimiento de esta industria.

Las principales normas son las siguientes:

Ley Nº 26221. ‘Ley Orgánica de Hidrocarburos’• .- Norma las actividades de hidrocarbu-ros en el territorio nacional.

Ley Nº 27133. ‘Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural’• (publicada el 04 de junio de 1999).- Establece las condiciones específicas para la promoción del desarrollo de la industria del gas natural, fomentando la competencia y propiciando la diversificación de las fuentes energéticas que incrementen la confiabilidad en el suministro de energía y la competitividad del aparato productivo del país.

Decreto Supremo Nº 040-99-EM. ‘Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo • de la Industria del Gas Natural’ (publicado el 15 de setiembre de 1999).- Contiene un glosario de términos sobre su contenido, normas sobre la explotación de las reservas probadas de gas natural, la comercialización del gas natural, la Garantía por Red Principal, las tarifas base de la Red Principal y las tarifas reguladas de la Red Principal.

Decreto Supremo Nº 042-99-EM. ‘Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red • de Ductos’ (publicado el 15 de setiembre de 1999).- Norma la actividad del servicio público de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, procedimientos para otorgar concesiones, para fijar tarifas, normas de seguridad, normas sobre protección del ambiente, disposiciones sobre la autoridad competente de regulación, así como las normas vinculadas a la fiscalización.

Decreto de Urgencia Nº 045-2002-EM. ‘Fideicomiso para la Garantía por Red Principal’• (publicado el 04 de setiembre de 2002).- Establece la aplicación de la garantía otorgada por el Estado Peruano para el transporte y distribución de Gas Natural del proyecto Camisea.

Decreto Supremo Nº 046-2002-EM. ‘Recaudación de la Garantía por Red Principal: • Criterios’ (publicado el 29 de octubre de 2002).- Establece disposiciones para regular la recaudación y pago de la Garantía por Red Principal antes de la puesta en operación comercial de la Red Principal del proyecto Camisea.

Decreto Supremo Nº 018-2004-EM. ‘Normas del Servicio de Transporte de Gas Natural • por Ductos’ (publicado el 16 de junio de 2004).- Establece las condiciones para la prestación del servicio de Transporte de Gas Natural por Ductos e incumplimiento y errores registrados en la prestación del servicio.

Decreto Supremo Nº 081-2007-EM. ‘Reglamento de Transporte de Hidrocarburos • por Ductos’ (publicado el 22 de noviembre de 2007).- Norma la actividad del servicio público de Transporte de Gas Natural por Red de Ductos, otorgamiento de concesión, prestación del servicio de transporte, obligaciones del concesionario y las tarifas de transporte. Esta norma derogó el Decreto Supremo Nº 041-99-EM.

Decreto Supremo N° 040-2008-EM “ Texto Único Ordenado del Reglamento de • Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado mediante D.S. Nº 042-99-EM” (publicado el 22 de julio de 2008).- Compila en forma ordenada y cronológica la normatividad de la actividad del servicio público de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, los procedimientos para otorgar concesiones, para fijar tarifas, normas de seguridad, las normas sobre protección del ambiente, las disposiciones sobre la autoridad competente de regulación, así como las normas vinculadas a la fiscalización.


157

2. Esquema institucionalDe acuerdo a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley Nº 26221, las instituciones públicas comprometidas en el desarrollo de la industria de gas natural son las siguientes53:

El Ministerio de Energía y Minas, es el organismo del Estado que tiene competencia • normativa en la industria del gas natural, así como facultad concedente.

La Dirección General de Hidrocarburos (DGH) es la dependencia especializada en temas • de hidrocarburos dentro de este ministerio. La Dirección General de Asuntos Ambientales tiene bajo su responsabilidad el cumplimiento de la normatividad relacionada al medio ambiente.

PERUPETRO, es la institución que tiene a su cargo la suscripción de los contratos de • exploración y explotación en el segmento upstream de la industria.

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), a través de • la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) tiene la facultad de regular las tarifas de transporte y distribución de gas natural. De otro lado, la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) tiene por misión supervisar y fiscalizar las condiciones de calidad y seguridad de las instalaciones y operaciones de la industria de Gas Natural, así como el cumplimiento de las normas de protección del medio ambiente.

El Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad • Intelectual (INDECOPI), tiene a su cargo la elaboración de las normas técnicas para la construcción, instalación, uso y funcionamiento de las facilidades de distribución de gas natural en baja presión, así como del equipamiento que se requiere en la residencias, centros comerciales e industriales.

El Cuadro Nº 5.1 muestra la relación de las instituciones comprometidas en el proyecto Camisea, así como las funciones que realizan.

Cuadro Nº 5.1Instituciones estatales comprometidas con el Proyecto Camisea y sus funciones

* OSINERGMIN a través de la GFGN fiscaliza las actividades realizadas en la industria de gas natural y por intermedio de la GART regula las tarifas del sector.Fuente: Propia

53Oficina de Estudios Económicos, La Industria del Gas Natural en el Perú. Lima-Perú, 2004, Págs. 69-72.


158

3. Esquema tarifario del gas natural en el PerúEl Perú tiene tres polos de desarrollo de gas natural: uno en la costa norte, en la cuenca Talara/Sechura, otro en la Selva en la cuenca del Ucayali y un tercero en la cuenca de Camisea, Cusco.

En la provincia de Talara, en Piura, específicamente en Punta Arenas, desde hace 40 años la población goza de los beneficios de ese combustible en el alumbrado y en la cocina de las casas, pues cuenta con una red de distribución.

En la cuenca del Ucayali, desde hace 10 años, Aguaytía Energy, subsidiaria de Maple International de Estados Unidos, desarrolla el proyecto gasífero de Aguaytía.

A partir de agosto de 2004, el gas natural proveniente de Camisea es distribuido en Lima y Callao a través de la empresa Cálidda.

3.1. Precio del gas natural de Camisea al usuario final

De acuerdo con el marco regulatorio, el costo final del gas natural es la suma de:

a) El precio del gas natural cobrado por el productor, o el autorizado a trasladar por el Concesionario a los consumidores regulados;

b) La tarifa por la Red de Alta Presión, la cual involucra la tubería desde Camisea hasta Ventanilla en Lima, la cual es regulada;

c) Las tarifas por la Red de Media y Baja presión de la Concesión (se denomina también Red Común), estructuradas según categorías volumétricas, las cuales son reguladas;

d) Los Cargos Máximos por la Tubería de Conexión54, que son regulados, y la Acometida55, la cual también es regulada para el caso de los usuarios residenciales.

Las instalaciones internas no son reguladas por OSINERGMIN ni son un monopolio del Concesionario (los interesados pueden contratar a un Instalador Independiente registrado en OSINERGMIN).

En el Cuadro Nº 5.2, se presenta un resumen de los precios a junio de 2008.

De acuerdo con el Cuadro N° 5.2, el precio final del gas natural para un consumidor residencial (categoría A) sería igual a: (0,99 + 1,00 + 4,36) x (1 + IGV) = 7,6 US$ por GJ. Para el resto de consumidores (categorías) se repite el mismo proceso y se obtiene el Cuadro Nº 5.3. Este cuadro también muestra el precio del sustituto (GLP, BT5 = Electricidad residencial, D2 = Diesel 2, R6 = Residual 6, G90 = Gasolina 90 octanos) convertido a la misma unidad energética (GJ).

54Conjunto de tuberías y válvulas ubicadas fuera del predio y sirve para conectar la Acometida con la red común del Concesionario. La Tubería de Conexión es parte del Sistema de Distribución del Concesionario.55Está ubicada dentro o en el límite del predio e incluye el regulador de presión, válvulas, medidor, y sistemas de protección y seguridad. La Acometida es propiedad del: Concesionario para los consumos menores a 300 m3 por mes; y del Consumidor para consumos mayores a 300 m3 por mes.


159

Cuadro Nº 5.2Precios del GN en Lima (Junio 2008)

Valores equivalente a US$/GJ (Giga Joule)

Fuente: Propia

Cuadro Nº 5.3Gas Natural vs. Sustitutos

Nota:El precio de los Sustitutos incluyen el IGV (19%) y se encuentranafectados por el Fondo.Fuente: Propia


160

Gráfico Nº 5.1Gas Natural y Sustitutos - junio 2007

Fuente: Propia

En el Cuadro Nº 5.4 se muestra los precios finales del gas natural para diversos consumidores, tanto en Lima como en Ica. En el caso de Ica se debe tener presente que el precio puede fluctuar dependiendo del desarrollo de la petroquímica, por lo que se presentan los escenarios extremos de precios.

Cuadro Nº 5.4Precios del Gas Natural para grandes consumidores

No incluyen IGV

Nota: En el caso de Ica no hay división entre alta y baja presión.Fuente: Propia

3.1.1. La actualización de precios y tarifas de Camisea

a) Condiciones GeneralesEl Precio del Gas Natural en Boca de Pozo, pactado en los respectivos contratos inclu-ye fórmulas de actualización para que dicho precio conserve su valor en el tiempo.


161

Las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos en Alta Presión de Camisea (Red Principal) se fijan cada 2 años, mientras que las tarifas de distribución correspondiente alas Otras Redes se fijan cada 4 años.

En las resoluciones que fijan las tarifas también se incluyen fórmulas de actualización para los periodos comprendidos entre regulaciones.

b) La actualización del precio del gas natural en “boca de pozo”

La fórmula de reajuste se establece en los respectivos contratos de suministro suscritos entre el productor y cada uno de los clientes.

i. Factor de Reajuste del precio del gas natural del Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88 (Camisea)

La Cláusula 8.4.4.1, literal b) del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88 define el factor de actualización para el precio máximo de gas natural en boca de pozo.

Durante el 2006 se renegoció el Contrato de Licencia de Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88, el Productor (Consorcio Pluspetrol) y el Estado peruano firmaron una quinta adenda a dicho contrato. La citada modificación establece una nueva metodología para el cálculo del Factor de Reajuste, desvinculando el cálculo del Factor de Ajuste de la canasta de precios internacionales de tres residuales, y vinculándola a índices internacionales relacionados con la industria del gas natural y la energía, fórmula que es aplicada a partir del 1° de enero del año 2007.

Según las modificaciones introducidas en dicha adendda la nueva fórmula de ac-tualización es la siguiente:

Donde Ind1 y Ind2 son los promedios aritméticos del índice Oil Field and Gas Field Machinery (WPS1191), publicado por el Department of Labor - USA y del índice Fuel and related productsand power (WPU 05), publicado por el Department of Labor -USA respectivamente.

Los factores del denominador señalados con el subíndice “0”, son fijos y corresponden al promedio de los índices respectivos del periodo base (Diciembre 1999 - Noviembre 2000), mientras los factores del numerador señalados con el subíndice “i” son móviles y corresponden al promedio de los índices de 12 meses anteriores a la fecha de cálculo.

La actualización de precios máximos en boca de pozo se hace el primer día de cada año. En enero de 2008 se fijó el Factor de Ajuste en 1,5533.

Adicionalmente, la adenda incluyó los siguientes literales:

“c) Periodo de determinación del Factor de Ajuste (FA):

El Factor de Ajuste (FA) se determinará para cada año calendario, el primer día hábil decada año calendario, con los 12 últimos índices publicados, los cuales para los efectos de estos cálculos se tomarán como definitivos.


162

El primer ajuste se realizará el primer día útil del año 2007.

Durante los primeros 6 años contados a partir del 1º de enero de 2007, la aplicación del Factor de Ajuste determinado en el literal b), no representará un incremento acumulado anual en el Precio Realizado máximo superior al 5%. Durante los 5 años subsiguientes el incremento acumulado anual de los Precios Realizados máximos, no superará el 7%.

d) El Precio Realizado máximo para el Gas Natural de uso residencial y vehicular no será mayor al Precio realizado del Gas Natural para la exportación.”

Con lo cual se dá estabilidad al precio del gas natural de Camisea en boca de pozo.

Adicionalmente el Consorcio Pluspetrol y el Estado peruano suscribieron en febrero del 2007 un contrato sobre el Precio de gas natural para las Regiones, en el que se dan una serie de medidas promocionales, como un precio menor de gas natural en boca de pozo (para más información visitar la web del Ministerio de Energía y Minas : http://www.minem.gob.pe).

ii. Factor de Reajuste del precio del gas natural aplicable al Distribuidor de Gas Natural.

Con fecha 26 de julio de 2004 se suscribió el contrato de suministro entre el Productor y la empresa concesionaria de distribución de gas natural en Lima y Callao (GNLC o Cálidda).

De acuerdo con la cláusula décima y el Anexo II del respectivo contrato el precio del gas natural a partir de la puesta en operación comercial y hasta el 31 de diciembre de 2005 fue 1,80 US$/MMBTU.

De acuerdo con el Contrato vigente, a partir del 1° de enero de 2006 y anualmente cada primer día de los años calendarios subsiguientes, el precio aplicable será el precio base ajustado, el cual surgirá a partir del producto del precio base por el factor de ajuste cuya fórmula de cálculo fue presentada anteriormente en la ecuación (1).

Sin embargo, mediante carta número GC/MCH/64002923 de fecha 29 de diciembre de 2006, el Concesionario de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao comunicó a OSINERG (ahora OSINERGMIN) que a partir del 1° de Enero de 2007 el precio de gas natural en boca de pozo para los consumidores no generadores eléctricos (a excepción de los consumidores de GNV) se incrementará en 5%, resultando en 2,3258 US$/MMBTU. Lo cual tiene implícito un FA1 de 1,2921 que se mantiene durante todo el 2007.

En enero de 2008 se actualizó el Factor de Ajuste en 1,3567.

iii. Factor de Reajuste del precio del gas natural aplicable a Generadores Eléctricos

Según la cláusula 4.4.4.1 inciso a) del Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88 de Camisea se establece que a la fecha del inicio de la extracción comercial el precio realizado máximo para el generador eléctrico será de 1 US$/MMBTU.

De acuerdo con el Contrato de Suministro de Gas Natural a las centrales de Ventanilla y Santa Rosa originalmente el precio base del gas se reajusta mensualmente mediante la fórmula siguiente:


163

Donde FO1, FO2 y Fo3 son los promedios aritméticos de las cotizaciones tomadas diariamente de los residuales USGC (Costa del Golfo de Estados Unidos) 1%S, Rótterdam (1% de azufre) y NewYork3%S respectivamente.

Los factores del denominador señalados con el subíndice “a”, son fijos y corresponden a los precios promedios de los Fuel Oils respectivos del periodo base (01/12/1999 - 30/11/2000), mientras los factores del numerador señalados con el subíndice “j” son móviles y corresponden a los precios promedios del periodo móvil (12 meses anteriores al mes de la fecha de cálculo).

El 14 de Junio de 2006 la empresa EDEGEL con sus centrales Térmicas de Ventanilla y Santa Rosa suscribió con los Productores una nueva adenda a su contrato de suministro. Dicha adenda establece que a partir del 1° de enero de 2007 se volverá a aplicar la fórmula de reajuste del precio base conforme a lo dispuesto en el Numeral 4 Anexo II de su respectivo contrato. Estableciendo como límite para el periodo comprendido entre el 1° de enero y 30 de junio de 2007 que el precio básico reajustado no podrá superar en 0,7975% al precio básico reajustado aplicado en el mes anterior.

Adicionalmente, se nos ha informado que el productor ha trasladado a todos sus contratos la aplicación de la modificación realizada en mediante la quinta adenda.

El Factor de Ajuste realizado en enero de 2008 se fijó en 1,5080.

c) Factores de actualización para la Red Principal de Camisea.Según el artículo 2° de la Resolucion OSINERG N° 112-2006-OS/CD, las Tarifas de la Red Principal de Camisea (Tarifa de Transporte y Tarifa de Distribución de Gas Natural en Alta Presión) tienen como factores de actualización los siguientes:

Donde:

PPI : Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamerica.

PPIa : Último Índice disponible al mes en que se hace la actualización.

PPIo : Índice de Precios de Estados Unidos de Norteamerica correspondiente al mes en que se ha ofertado el costo de servicio cuyo valor se fijó en 149,9.

TC : Tipo de cambio promedio determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros, correspondiente a la “cotización de oferta y demanda - tipo de cambio promedio ponderado” o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta promedio de las cinco últimas cotizaciones disponibles y publicadas en el Diario Oficial El Peruano, al día 25 de cada mes.

El FA1 se aplica una vez al año y se actualiza el 1° de marzo de cada año y se fijó en 1,0694. Mientras el FA2 se aplica una vez por mes, se fijó en 2,9772.

d) Factores de Actualización para la Red de Distribución en Baja Presión de Lima y Callao (Otras Redes).

De acuerdo al artículo 8° de la Resolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD la fórmula que se usará para calcular la actualización de los parámetros de la tarifa de distribución es:


164

Con TA=0,3 x Tasa Arancelaria del Acero+0,7 x Tasa Arancelaria de Polietileno

Donde:

TA : Tasa arancelaria promedio para la importación de acero y polietileno.

PPI : Índice de precios de Estados Unidos de Norteamerica.

IPM : Índice de Precios al por Mayor publicado por el INEI.

Cuadro Nº 5.5Valores “a” y “b”

Fuente: Propia

Además de los parámetros definidos en la fórmula de cálculo del F1, existe un pa-rámetro adicional, el Tipo de Cambio, que se usa para la conversión de las Tarifas a moneda nacional.

El tipo de cambio, inicialmente definido en la Resolución OSINERG Nº 097-2004-OS/CD y posteriormente modificado con la Resolución OSINERG Nº 006-2005-OS/CD, es el tipo de cambio promedio determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros, correspondiente a la “cotización de oferta y demanda - tipo de cambio promedio ponderado” o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta promedio de las cinco últimas cotizaciones disponibles y publicadas en el Diario Oficial El Peruano, al día 25 de cada mes.

El procedimiento para efectuar la actualización se aplicará cuando cualquiera de los parámetros del factor F1 y/o el Tipo de Cambio superen el +/- 3%, resultando la nueva tarifa en moneda nacional después de aplicar el factor F1 y el Tipo de Cambio actualizados a la fecha de cálculo”.

En el caso que varíe el precio del gas natural suministrado por el Productor al Distribuidor (parámetro PG definido en el Artículo 7°) o las Tarifas de la Red Principal de Camisea (TA_MN), las Tarifas de Distribución de Otras Redes así como los Topes Máximos de la Acometida podrán ser reajustados por el factor F1.

El Factor F2 se define de la siguiente manera:

Donde:DA = 1 872 millones de metros cúbicos, corresponde a la Demanda Actualizada a agosto del año 2004, del periodo de evaluación de 20 años, con una Tasa de Descuento de 12% anual.

DA = Resultado de la Revisión de la Demanda Actualizada a agosto del año 2004, realizada al mismo tiempo que la revisión de la demanda para las Resoluciones OSINERG N° 082-2003-OS/CD y OSINERG N° 084-2003-OS/CD.

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 013-2007-OS/CD se fijó el Factor F2 para cada categoría tarifaria. La determinación del Factor F2 se hace reemplazando las nuevas demandas actualizadas en el modelo tarifario utilizado en la regulación del año 2004.

El Gráfico Nº 5.2 muestra la evolución de los parámetros empleados en el cálculo de los factores de actualización:


165

Cuadro N°5.6Factor F2 por categoría tarifaria

Fuente: Propia

Gráfico Nº 5.2Evolución de los Parámetros de actualización del precio en Boca de Pozo y tarifas de Gas Natural

Fuente: PropiaNOTAS:* TC es el valor de venta promedio de las 5 últimas cotizaciones disponibles y publicadas en el diario oficial El Peruano al 25 de cada mes** Los parámetros referidos a los índices (Ind) corresponden al promedio de 12 meses anteriores al mes de cálculo


166

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167

3.2. La tarifa inicial en TalaraMediante Resolución Nº 026-2000 P/CTE se aprueba, en vía de regularización, la tarifa máxima inicial para la distribución de gas natural por red de ductos en el distrito de Pariñas. Dicha resolución expresa la tarifa como un valor final al consumidor expresada en el equivalente energético del sustituto (GLP).

En el Cuadro Nº 5.8 se muestra la evolución del precio del GLP, así como de la tarifa máxima inicial de la concesión, expresada en Soles por Giga joule.

Cuadro Nº 5.8Evolución del precio del GLP

(*)Fuente: INEI - Piura

Se aprecia una caída en los precios del GLP y por ende del valor final del gas natural, debido a que en junio del 2005 se eliminó el arancel a la importación del GLP.

Gráfico Nº 5.3Tarifa máxima de distribución de Gas Natural (sin IGV)

en el distrito de Pariñas - Talara

Fuente: Propia


168

4. Procedimientos Regulatorios

4.1. CamiseaEl precio final al usuario del gas de natural en Lima y Callao, está compuesto por los siguientes conceptos:

Precio del gas natural en “Boca de Pozo” (en Camisea).•

Tarifa de la Red Principal, compuesta por la tarifa de transporte (desde Camisea hasta • Lurín) y distribución en alta presión (desde Lurín hasta Ventanilla).

Tarifa de distribución en media y baja presión (otras redes no consideradas como red • principal).

Gráfico Nº 5.4Esquema del precio final del Gas natural

Fuente: Propia

El precio del gas natural en Camisea, o a la salida de la planta de gas (donde se produce la separación de los líquidos), no se encuentra regulado por el OSINERGMIN y sólo está some-tido, para el caso de Camisea, a los topes máximos definidos en los contratos de licencia.

En el caso de la Red Principal, la distribución (otras redes) y las Acometidas (topes máxi-mos), las tarifas son reguladas por OSINERGMIN de acuerdo al procedimiento específico.

Gráfico Nº 5.5Sistema de Gas Natural - Camisea

Fuente: Propia


169

Adicionalmente a esto, el reglamento define que el concesionario está obligado a prestar el servicio a todo cliente que sea “técnica y económicamente viable”, de acuerdo al procedimiento que establezca OSINERGMIN. Si un nuevo suministro resultase técnica y económicamente viable, la obligación de prestar el servicio se debe concretar a más tardar al término de un año.

4.1.1. Los precios del gas natural de Camisea en “boca de pozo”Para el caso del gas natural de Camisea (Lote 88), el precio del gas natural en “Boca de Pozo” no es materia regulada por OSINERGMIN, por lo que una especie de regulación se ha introducido en el contrato de licencia para establecer precios máximos según el tipo de consumidor. De acuerdo con dicho contrato, los precios máximos básicos (sin incluir fórmula de actualización) son de 1,0 y 1,8 dólares americanos por millón de BTU56, para los generadores eléctricos y los demás usuarios, respectivamente.

Cuadro Nº 5.9Precio Máximo de Gas Natural en “boca de pozo”

Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88Clausula Octava Numeral 8.4.4.1 literal a)*MMBTU Millón de BTU Fuente: Propia

El valor del precio máximo básico del gas natural para el sector eléctrico fue determinado asumiendo un modelo de competencia perfecta para el negocio del gas natural (que en la práctica es un monopolio) teniendo por objeto maximizar la utilidad del productor del gas natural.

4.1.2. Red Principal de CamiseaEl procedimiento para determinación de las tarifas de la Red Principal está definido en la Ley 27133 y en su reglamento aprobado mediante Decreto Supremo 040-99-EM. Para comprender los fundamentos de la regulación tarifaria de la Red Principal, se explica a continuación los diversos criterios que existen al definir la tarifa de transporte de gas natural.

Desde el punto de vista del transportista, la tarifa debería determinarse para el corto plazo de tal forma que se garantice la recuperación de los costos y una rentabilidad adecuada sobre el capital invertido. De acuerdo con este principio la fórmula tarifaria considera en el numerador los costos anuales de operación, mantenimiento, depreciación y la rentabilidad pactada, y en el denominador el volumen de gas transportado en el año.

56BTU = British Thermal Unit = Unidad Térmica del Sistema Inglés.


170

La tasa de rentabilidad sobre el capital invertido depende de la estructura financiera de la empresa, las tasas de interés de los préstamos, la rentabilidad sobre el patrimonio del accionista y la tasa del impuesto a la renta.

Dependiendo del tipo de negocio ofrecido al inversionista (alto o bajo riesgo) se obtendrá el esquema de financiamiento (proporción de deuda sobre el capital invertido) y las tasas exigidas para pagar la deuda y el capital propio (patrimonio o equity). En el Cuadro Nº 5.10 se muestran dos opciones que afectan la rentabilidad del negocio (ROC) según el grado de financiamiento y las tasas exigidas. La opción 2 es de menor riesgo y mayor financiamiento en comparación con la opción 1.

Cuadro Nº 5.10Opciones que afectan la ROC

Fuente: Propia

Se aprecia que la opción de menor riesgo (2) permite obtener una menor tasa y por consiguiente una menor tarifa.

El problema de las tarifa de corto plazo es que origina valores muy elevados que desalientan la incorporación de clientes y por tanto no hacen viable el negocio. La solución al problema es definir una tarifa de largo plazo, según la fórmula siguiente, que permita recuperar los costos en el plazo económico de vida del proyecto (de 20 a 30 años).

Pero, de nuevo, la tarifa de largo plazo comparada con la de corto plazo involucra asignar el riesgo de recuperación de los costos en el transportista, para lo cual se requiere entonces compensar con una mayor tasa de retorno dependiendo de la seguridad de los ingresos futuros.


171

Gráfico Nº 5.6Opciones de cálculo de las tarifas de transporte

Fuente: Propia

En varias regulaciones, se asimila a la inversión más la operación y mantenimiento (O&M) como el “Costo del Servicio”, y a los clientes (demanda) se le exige un nivel de contratación que lo convierte en una “Capacidad Contratada” con lo que la fórmula tarifaria anterior se convierte en la siguiente:

Dependiendo del nivel de contratación, y la seguridad en los ingresos dependerá la tasa de descuento (TD) a utilizar en la fórmula anterior. Para el caso de la Red Principal de Camisea, la Ley 27133 permite definir “Capacidades Garantizadas” que no están respaldadas por contratos bilaterales sino que tienen el compromiso de pago a firme por parte de la demanda eléctrica. El acceder a las “Capacidades Garantizadas” permite poder utilizar la tasa de descuento que normalmente se usa en los proyectos de transmisión eléctrica (12%). Al final la fórmula aplicable es la siguiente:


172

Desde el año 2003, y de acuerdo a la fórmula anterior, el OSINERGMIN viene publicando las tarifas de la Red Principal de Camisea, las cuales se diferencian en una para los generadores eléctricos y otra para el resto de consumidores.

El Cuadro Nº 5.11 presenta la Tarifa por Red Principal aprobada por OSINERGMIN mediante Resolución Nº 340-2008-OS/CD, publicada el 15 de abril de 2008.

Cuadro Nº 5.11Tarifas por Red Principal

Fuente: Propia

La diferencia entre la tarifa del generador eléctrico y la tarifa de los otros se debe a que la primera de ellas se calcula asumiendo que el ducto transporta la capacidad ga-rantizada, es decir el ducto está lleno, mientras que la de los otros asume que el ducto transporta la estimado como demanda proyectada, lo cual es menor. En consecuencia, la tarifa del generador es la menor posible y se denomina Tarifa Base (TB) y la tarifa de los otros consumidores debería ir decreciendo en forma paulatina para igual en el futuro a la TB, cuando el gasoducto se encuentre lleno (en la capacidad garantizada).

Gráfico Nº 5.7Tarifas de transporte de GN

Fuente: Propia


173

4.1.3. Red de distribución de Lima y Callao

Las tarifas de distribución en Lima y Callao se dividen en:

Tarifas de Alta Presión por la Red Principal;•Tarifas de las Otras Redes, expresadas por categorías volumétricas;•Tarifas por la Tubería de Conexión para los consumidores menores a 300 m• 3 por mes;

Tarifas por la Acometida (inversión más mantenimiento) para los consumidores •menores a 300 m3 por mes;

Topes máximos por Tubería de Conexión y Acometidas para el resto de •Consumidores Regulados (menores o iguales a 30 mil m3 por día).

La instalación interna no está sujeta a regulación de precios, ni tampoco constituye una actividad monopólica del concesionario.

En las modificaciones al reglamento de distribución de gas natural, introducidas en el año 2002, se permitió que el concesionario pida una revisión de tarifas antes de cumplirse el plazo de las tarifas vigentes, lo cual fue ejecutado por Cálidda dando como resultado una nueva relación de precios definida en la Resolución de OSINERGMIN 097-2004 OS/CD.

De acuerdo con la resolución de tarifas vigentes, se estableció cinco categorías de tarifas por rango volumétrico, tal como se muestra en el Cuadro Nº 5.12. El GNV fue definido como una categoría especial que, a manera de promoción, contaría con el precio más bajo de todas las otras categorías (D).

Cuadro Nº 5.12Categorías tarifarias

Fuente: Propia

Las categorías tarifarias tienen un límite implícito dado por el límite de los consumidores regulados, es decir el volumen de 30 mil m3 por día.

Desde el punto de vista tarifario, la red de distribución se divide en una red común, o accesible a todos los consumidores, y una red privada o de acceso restringido para un solo cliente.

Rango de Consumom3 / mes

A Hasta 300

B De 301 a 17 500

C De 17 500 a 300 000

D De 300 000 a 900 000

GNV Entre C y D

Categoría deConsumidor


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Gráfico Nº 5.8Distribución de Costos de la Red Común

Fuente: Propia

Además, la red común está diseñada para suministrar gas natural a todos los clientes sin especificar un punto de conexión, ya que la red obedece al criterio de abastecer la demanda de acuerdo con el desarrollo de cada área.

Por esta razón, las tarifas de la red común son tarifas volumétricas sin importar la conexión efectiva del cliente y, además, deben permitir que las categorías de consumidores consideradas sean competitivas para que puedan acceder al gas natural. Si lo último no se garantiza, entonces, no se puede asumir que todas las categorías permanecerán en el tiempo, ya que el gas natural se hace más rentable conforme se incrementa el volumen.

En los Gráficos Nº 5.9, 5.10 y 5.11 se muestran el procedimiento seguido para determinar las tarifas de distribución por cada categoría de cliente.


Fuente: Propia


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El procedimiento consiste en ofrecer a cada cliente el mismo ahorro respecto al sustituto que enfrenta, pero además, ajustar la línea de ahorro a una curva monótona de tal forma que la tarifa sea decreciente con el volumen.


Fuente: Propia

De acuerdo con este procedimiento se obtiene una curva tarifaria o curva de ingresos de la distribuidora. Esta curva garantiza que el volumen vendido permite recuperar los costos de la distribución y, además, distribuye los costos entre cada categoría según su volumen y el ahorro que podrían obtener.


Fuente: Propia


176

Al final las tarifas de distribución se muestran en el Cuadro Nº 5.13. En dicho cuadro se aprecia que la tarifa se divide en un margen comercial y en un margen de distribución. El margen de distribución cubre la inversión y los costos de Operación y Mantenimiento de la red, mientras que el margen comercial cubre únicamente los costos de comercialización por la venta del gas natural.

Cuadro Nº 5.13Tarifa de Distribución en Baja Presión (Otras Redes)

Fuente: Propia

4.1.4. Otros componentes

a) Tubería de conexiónEl OSINERGMIN, mediante dos resoluciones57 estableció los valores máximos a pagar por la Acometida para los consumidores de Lima y Callao.

El 28 de diciembre de 2005, se publicó el Decreto Supremo N° 063-2005-EM, por el cual se dictaron normas para promover el consumo masivo del gas natural y se aprobaron modificaciones al Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.

Dichas modificaciones aprobadas afectan aspectos tratados en la Resolución que fija los topes, en los siguientes temas:

Para los Consumidores Regulados con consumos inferiores o iguales a 300 m• 3/día (categoría A), el costo de Acometidas se debe incorporar a las tarifas de distribución. Para dichos consumidores el cargo por mantenimiento deberá realizarse en periodos quinquenales y se incluirán en la tarifa de distribución;

El mantenimiento para los Consumidores Regulados, con consumos mayores •a 300 m3/día, deberá realizarse en periodos anuales y/o mensuales de acuerdo con el Manual de Operación y Mantenimiento al que se refiere el art. 54° del Anexo 1 del Reglamento y será de cargo del consumidor;

Para los Consumidores Independientes, el cargo de mantenimiento de la •Acometida se establece previo acuerdo con el Concesionario, mediante negociación directa, y a falta de acuerdo cualquiera de las partes podrá solicitar que OSINERGMIN dirima sobre el tema.

Por lo anterior, la Resolución OSINERGMIN Nº 447-2005-OS/CD deberá ser modificada para tomar en cuenta las disposiciones contenidas en el referido Decreto Supremo.

57Resoluciones de OSINERGMIN números 097-2004-OS/CD y 447-2005-OS/CD.


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Cuadro Nº 5.14Topes máximos de Acometida

Resolución OSINERG N° 097 - 2004 - OS/CDArtículo 4°(*)Tope Máximo 1 por la Acometida, el cual incluye el medidor a diafragma, losequipos de regulación y accesorios así como la caja de protección. Se expresa en US$.(**) Tope Máximo 2 de la Conexión, el cual comprende la tubería de conexión entre la red del Distribuidor y la Caja de Medición. Se expresa en US$.TMA = TMA1 + TMA2 Fuente: Propia

Los valores aprobados en la resolución 097-2004-OS/CD, en lo que respecta a la Acometida (TMA1) y a la Tubería de Conexión (TMA2), se encuentran en revisión y los valores presentados pueden cambiar.

b) Acometida y cargos para su mantenimiento

Para el caso de la tubería de conexión, el OSINERGMIN ha definido una tubería estándar y una longitud referencial para evaluar la inversión comprometida. Por ejemplo, para el caso de Lima se usa como tubería estándar el polietileno de 63 mm y como longitud aceptada los 6 metros.

Teniendo en cuenta estos parámetros se obtiene una inversión media en tubería de conexión de US$ 119 lo cual equivale a un pago mensual de US$ 1,17, calculado con un retorno a 30 años y a una tasa del 12% anual.

c) Importes Máximos por Corte y Reconexión

De acuerdo al reglamento de distribución de gas natural58 la empresa distribuidora está autorizada a realizar el “corte” del servicio al consumidor por los siguientes motivos:

Cuando éste deba dos facturas consecutivas;•

Si consume el gas natural de forma indebida o sin autorización.•

Si impide la lectura del medidor de su domicilio;•

Cuando revende el gas natural a terceros vía redes de distribución no • autorizadas.

Si pone en peligro la seguridad de las personas o la propiedad de terceros al • realizar instalaciones fraudulentas.

Si impide la revisión de las instalaciones internas, equipos y acometida • correspondientes a su domicilio.

Cuando manipula indebidamente cualquier instalación de la concesionaria.•

A continuación se explican las modalidades de cierre y corte del servicio de gas natural y se consigna, asimismo, los cargos correspondientes establecidos en la última regulación59 de los mismos.

58Artículo 75° del D.S.042-99-EM, Reglamento de Distribución de Gas Natural por Redes de Ductos, de fecha 15 de septiembre de 1999.59Resolución OSINERGMIN N° 371-2006-OS/CD, publicada el 10 de agosto de 2006, en el diario oficial El Peruano.


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i. Cierre del servicioEsta modalidad es aplicable en los casos que se encuentren pendiente de pago dos recibos o cuotas de servicio, debidamente notificadas. Comprende el cierre de la válvula de entrada, la verificación de posibles fugas y el precintado. (Ver Cuadro Nº 5.15)

Cuadro Nº 5.15Corte Tipo I: Cierre del servicioCargos Máximos por Corte (S/.)

Fuente: Propia

ii. Corte del servicio

Esta modalidad es aplicable cuando el usuario impide el acceso al gabinete de la acometida para ejecutar el cierre del servicio o el retiro de sus componentes; impide la lectura del medidor; o el acceso a las instalaciones internas, equipos y acometida, para su revisión. Asimismo, procede el corte por reconexión indebida del servicio luego del retiro de los componentes de la acometida. (Ver Cuadro Nº 5.16) En función de las características de la acometida, los cortes del servicio se clasifican en:

Para categorías A y B-comercial (residenciales): Comprende la realización de un –pozo para acceder a la tubería de conexión, el cierre de la válvula de entrada (de ser el caso), prensado y corte de la tubería, venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo.

Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de polietileno: Comprende –la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, cierre de la válvula de entrada (de ser el caso), prensado corte de la tubería de polietileno, venteo del gas remanente desde la válvula hasta el punto de corte, cierre de tubería mediante fusión de casquete, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el relleno del pozo.

Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de acero: Comprende –el destapado de la cámara o la realización de un pozo para acceder a la válvula enterrada, cierre de la válvula de entrada, colocación de placa ciega, verificación de pérdidas en la zona de intervención y tapado de la cámara o de la válvula.


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Cuadro Nº 5.16Corte Tipo II: Corte del servicioCargo Máximos por Corte (S/.)

(acero)60

Fuente: Propia

Retiro de componentes de acometida •

Esta modalidad es aplicable cuando el usuario consuma gas natural sin autorización de la concesionaria, vulnere las condiciones del servicio, ponga en peligro la seguridad de las personas o la propiedad de terceros, haga instalaciones fraudulentas, dañe la acometida o el sistema de distribución, manipule indebidamente cualquier instalación de la distribuidora, revenda gas natural a terceros y por causales de resolución del contrato. (Ver Cuadro Nº 5.17) En función de las características de la acometida, los retiros de los componentes de la acometida se clasifican en:

Para categorías A y B-comercial: Comprende el cierre de válvula de entrada, –el retiro del medidor y regulador según sea el caso, taponado de la tubería de conexión, la verificación de pérdidas en la zona de intervención y el precintado.

Para la categoría B-industrial, C, D y GNV: Comprende el cierre de válvula de –entrada, el retiro del medidor, la instalación de una placa ciega y de una junta cuando corresponda, el ajuste de bridas y la verificación de pérdidas.

Cuadro Nº 5.17Corte Tipo III: Retiro de componentes de Acometida

Cargos Máximos por corte (S/.)

*Reemplazado mediante la Resolución OSINERG N° 507 - 2006 - OS/CDFuente: Propia

Modalidades de reconexión del servicio •

La reconexión por cierre del servicio, para todas las categorías (residenciales, ◊industriales y GNV): Comprende la reapertura de la válvula de entrada, verificación de entrada de gas a equipos y el precintado.

El Cuadro Nº 5.18 muestra los cargos máximos de reconexión por cierre del servicio.

60En el caso que se trate de una tubería de conexión en acero –Industrial con válvula en Cámara, se aplicará el costo por concepto de cierre de la categoría correspondiente (Corte Tipo I).


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Cuadro Nº 5.18Reconexión Tipo I: Cierre del servicio

Fuente: Propia

La reconexión por corte del servicio: Esta modalidad se clasifica de la siguiente ◊manera:

Para categorías A y B-comercial: Comprende la realización de un pozo para –acceder a la tubería, prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de un nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, la verificación de pérdidas gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y el relleno del pozo.

Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de polietileno: Comprende –la realización de un pozo para acceder a la tubería de conexión, prensado y corte de la tubería de polietileno, instalación de nuevo tramo de tubería de polietileno mediante electrofusión y enfriamiento, la verificación de pérdidas de gas en la zona de intervención, reapertura de la válvula de entrada y el relleno del pozo.

Para categorías B-industrial, C, D y GNV con tubería de acero: Comprende el –destapado de la cámara o la realización de un pozo para acceder a la válvula enterrada, cierre de la válvula de entrada, retiro del disco ciego, apertura de válvula de entrada, verificación de pérdidas zona de intervención y tapado de la cámara o relleno del pozo.

El Cuadro Nº 5.19 muestra los cargos máximos de reconexión por corte del servicio.

Cuadro Nº 5.19Reconexión Tipo I: Corte del servicio

Fuente: Propia

La reinstalación de los componentes de la acometida: Para cada caso se ◊realizará un presupuesto particular que considere el trabajo complementario que involucre la normalización de la acometida con la reutilización del medidor, dependiendo de su estado de conservación. Los costos unitarios a emplear serán los considerados en la regulación de tarifas máximas de corte y reconexión.

d) Costos Extras de DistribuciónLos Costos Extras de Distribución (CED) son los costos relacionados con los permisos municipales y los cargos medio ambientales, que algunos municipios imponen a la concesionaria de la distribución de gas natural por instalarse en sus distritos. Estos


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cargos no forman parte de la tarifa de distribución de gas natural, pero deben ser pagados por los consumidores.

Los CED se calculan en función de la sumatoria de los cargos que paga la concesionaria al respectivo municipio para que le permita la instalación de las tuberías de gas natural en las vías públicas de su distrito. En el caso de no existir dichos pagos, la concesionaria no adicionará cargo alguno por este concepto en la factura de los consumidores.

4.2. Pariñas (Talara)La Empresa de Gas Talara S.A. (GASTALSA) tiene la concesión para la distribución de gas natural por red de ductos en el área geográfica del distrito de Pariñas, ubicado en la provincia de Talara, departamento de Piura.

El precio final al usuario del gas de natural en el distrito de Pariñas, está compuesto por los siguientes conceptos:

Precio del gas natural aplicado a los clientes y fijado libremente, pactado entre el • Productor y el Distribuidor.

Tarifa de Distribución de Gas Natural por red de ductos (regulada).•

4.2.1. Tarifa de Distribución de Gas Natural por red de ductos Las Tarifas de Distribución de Gas Natural por red de ductos se fijaron en la regulación tarifaria del año 2007 con la Resolución OSINERGMIN N° 066-2007-OS/CD y son aplicables para el periodo tarifario que comprende cinco años a partir del día siguiente de su publicación.

El artículo 1º de la resolución que fija las tarifas de distribución establece 3 categorías de consumidores y sus respectivos rangos de consumo, tal como se muestra en el Cuadro Nº 5.20.

Cuadro Nº 5.20Categorías de consumidores

*metro cúbico estándarFuente: Propia

El Cuadro Nº 5.21 muestra las tarifas de gas natural de GASTALSA durante el 2007.Cuadro Nº 5.21

Tarifas de gas natural (GASTALSA) – 2007

Tarifas de DistribuciónResolución OSINERGMIN N° 066 - 2007 - OS/CDArtículo 3°Fuente: Propia


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4.2.2. Topes Máximos por la Acometida (TMA1), tubería de Conexión (TMA2) e inspección y Habilitación

Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 066-2007-OS/CD se fijan estos conceptos para las categorías B y C, los cuales se aplicarán tal como se muestra en Cuadros Nº 5.22, 5.23, 5.24, 5.25 y 5.26.

Cuadro Nº 5.22TMA1: Acometida

Categoría B

Fuente: Propia

Cuadro Nº 5.23TMA1: Acometida de Simple Rama

Categoría C

Fuente: Propia

Cuadro Nº 5.24TMA1: Acometida doble Rama

Categoría C

Fuente: Propia


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Cuadro Nº 5.25TMA2: Tubo de Conexión de Polietileno (PE)

Fuente: Propia

Cuadro Nº 5.26TMA2: Tubo de Conexión de Acero

Fuente: Propia

4.2.3. Cargos Máximos de Mantenimiento de la Acometida (CMMA)

Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 066-2007-OS/CD se fijan estos conceptos para las categorías B y C, los cuales se aplicarán tal como se muestra en el Cuadro Nº 5.27.

Cuadro Nº 5.27CMMA: Costos de mantenimiento de Acometidas

Categorías B y C

Fuente: Propia

Los pagos correspondientes a estos cargos los asumirá el cliente y se realizarán posteriormente a la ejecución de los mantenimientos.

4.2.4. Cargos Máximos por Corte y Reconexión Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 066-2007-OS/CD se fijan estos conceptos para las categorías B y C, los cuales se aplicaran tal como se muestra en los Cuadros Nº 5.28 y 5.29.


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Cuadro Nº 5.28Cargos Máximos por Corte (S/.)

Fuente: Propia

Cuadro Nº 5.29Cargos Máximos por Reconexión (S/.)

Fuente: Propia

Conclusiones

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6.1. Conclusiones

Al finalizar el documento se puede concluir con lo siguiente:

Los bajos precios del gas natural otorgan una mayor competitividad a las grandes • industrias.

Los medios para lograr bajos precios han sido el incremento de la competencia y la • liberalización de los mercados.

La reestructuración del mercado del gas natural en el Perú ha logrado que exista • una mayor competencia al permitir la participación de más actores, además ha insistido en la separación de los elementos que configuran los monopolios naturales, y suprimido las posiciones dominantes inherentes a ellos.

El desafío de la desregulación está en limitar los derechos de exclusividad al: • producto, importación y/o exportación, transporte, distribución y a la construcción de las instalaciones.

Al ser el gas natural una ‘industria de redes’ (es necesario la construcción de un sistema • de tuberías para el transporte), su viabilidad es sensible al tamaño del mercado, coeficiente de carga (volumen) y a las distancias. Los altos costos de transporte hacen que la mayor parte se comercialice a ’distancias cortas’.

La incursión del gas natural en la matriz energética favorece a los usuarios de • electricidad, pues al tener un costo de producción menor abarata la tarifa.

Mientras que el petróleo “se basa en precios”, el gas natural “se basa en tarifas”.•

Para garantizar el desarrollo de un mercado de gas más competitivo, es aconsejable • agrupar a las empresas a través de un holding separado en dos filiales: Una para la

Capítulo VI Conclusiones


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comercialización (compra el gas de los productores en el pozo y lo vende a los clientes grandes) y otra para el transporte (transporta y cobra una tarifa a la comercializadora). La parte de la distribución (necesaria para atender las demandas de los pequeños consumidores) se plantea entregarla en concesión.

La tarifa está compuesta de un pago por capacidad (independiente del caudal • transportado) y otro por consumo (refleja los costos operativos). Este valor debe cubrir el costo total de enviar el gas, incluyendo un adecuado rendimiento de la inversión.

La tarifa no es necesariamente igual al precio, pues ésta incorpora factores como el • reconocimiento de costos, los objetivos políticos y las fuerzas del mercado. El valor de la tarifa se fija entre el valor del servicio para el usuario y el costo de la empresa por proveerlo.

El marco regulatorio se basa en la Ley Nº 27133, que define los precios topes y • mecanismos para garantizar el desarrollo de gaseoductos; y el Reglamento de Distribución de gas natural, el cual define los deberes y derechos de los concesionarios y la forma en que regularán las tarifas de distribución.

El precio final del gas natural para un consumidor residencial es la suma del precio • cobrado por el productor al distribuidor más el pago por el uso de la red de ductos. Esta red comprende las tuberías de alta presión (de Camisea a Ventanilla) y la red común del concesionario (de Ventanilla a los hogares dentro del predio). Los hogares fuera del predio pagan por la tubería de conexión.

La estructura del gas natural se ha diseñado para que las actividades de producción, • transporte y distribución estén separadas y tengan cada una un operador independiente. Ello, con el fin de garantizar que las redes de transporte y distribución sean de acceso abierto y universal a todos los consumidores.

El reglamento de distribución de gas natural establece que la red de distribución se • divide en red pública (que es pagada por todos los consumidores sin distinción del punto de conexión) y tubería de conexión (que es pagada por el cliente para tener un derecho de conexión). El reglamento establece que el concesionario está obligado a prestar el servicio a todo cliente que lo solicite y sea “técnica y económicamente viable”.

La tarifa por Red Principal es calculada para que en un periodo de 30 años el • inversionista recupere el costo del servicio (inversión, operación y mantenimiento del ducto). La tarifa para los generadores, al ser calculada asumiendo que el ducto transporta la capacidad garantizada, es la menor posible y se le denomina tarifa base (TB), mientras que la de los consumidores, al ser calculada sobre la demanda proyectada, decrece paulatinamente hasta igualar a la TB cuando el gaseoducto se encuentre lleno.

La GRP es un contrato que obliga al concesionario a construir las instalaciones para • transportar como mínimo la máxima demanda estimada para el siguiente año. Asimismo, el usuario se compromete a pagar la diferencia entre el transporte del consumo estimado y el consumo real, la cual se reduce cada año conforme la demanda real se incremente hasta desaparecer cuando el gasoducto complete su capacidad.

El plazo de vigencia de las tarifas de la red principal es de 2 años y de las otras redes • es de 4 años, mientras que el precio del gas natural en boca de pozo incluye formulas de actualización para que dicho precio conserve su valor.

Conclusiones

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regulación del gas natural en el perú

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