Dt1 Industria Gas Osinerga Camisea

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG

La Industria del Gas Natural en el PerDocumento de Trabajo No 1

Oficina de Estudios EconmicosOSINERG

Agosto del 2004 1

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG OSINERG La Industria del Gas Natural en el Per Documento de Trabajo No 1, preparado por la Oficina de Estudios Econmicos (OEE) con la colaboracin de la Gerencia de Fiscalizacin en Hidrocarburos (GFH) y la Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria (GART). Est permitida la reproduccin total o parcial de este documento por cualquier medio, siempre y cuando se cite la fuente. Autores: Ral Garca Carpio y Arturo Vsquez Cordano (OEE). Colaboradores: Humberto Knell (GFH) y Edgar Ramrez (GART). Fotografas: Cortesa de PLUSPETROL.

Para comentarios o sugerencias dirigirse a: Organismo Supervisor de la Inversin en Energa (OSINERG) Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima, Per Tel. (511) 219-3400, anexo 1057 Fax (511) 219-3413 http://www.osinerg.gob.pe/investigacion Correo electrnico: [email protected], [email protected]. Hecho el Depsito Legal: 1501052004-6537.

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Organismo Supervisor de la Inversin en Energa Oficina de Estudios Econmicos Documento de Trabajo No 1

La Industria del Gas Natural en el Per Resumen1 Este documento tiene por objetivo presentar de forma comprensiva los aspectos centrales de la industria de gas natural en el Per. En el documento se enfatiza el Proyecto de Camisea, el cual marca una nueva etapa en el desarrollo energtico del pas. En la primera parte del documento se presentan los proyectos de gas natural que antecedieron a Camisea, una breve historia de su desarrollo, as como sus principales caractersticas tcnicas y econmicas. En la segunda parte se discuten las fases del proyecto, as como los temas relacionados a las inversiones y los aspectos tributarios. En la tercera parte se analizan los principales mercados para el gas natural y los impactos econmicos del proyecto en el corto y largo plazo. Finalmente, en la cuarta parte, se analiza el marco institucional bajo el cual se circunscribe el Proyecto de Camisea y las tareas de supervisin y regulacin del organismo regulador.

. Elaborado por Arturo Vsquez Cordano y Ral Garca Carpio, con la colaboracin de Humberto Knell y Edgar Ramrez. Se agradecen los valiosos comentarios de Alfredo Dammert, Luis Espinoza, Jos Gallardo, Edwin Quintanilla, Guillermo Shinno,Virginia Barreda y Ral Prez-Reyes. Asimismo, se agradece la asistencia de Fritza Cabrera, Gustavo Leyva y Emerson Barahona. Los errores u omisiones son de responsabilidad exclusiva de los autores. Remitir comentarios y sugerencias a [email protected] y [email protected]

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG TABLA DE CONTENIDO 1. Antecedentes............................................................................7 1.1. Yacimiento de Aguayta.......................................................7 1.2. Yacimientos de la Costa Norte............................................9 1.3. Breve Historia del Proyecto Camisea.....................................11 1.4. Estructura Econmica y Caractersticas Tecnolgicas del Proyecto Camisea...............................................................14 1.4.1. Organizacin Industrial....................................................14 1.4.2. Caractersticas Tcnicas del Proyecto...........................17 2. Fases del proyecto............................................................................20 2.1. El Proyecto Base.......................................................................20 2.2. El Proyecto de Exportacin de Gas Natural Licuefactado (LNG)...................................................................24 3. Inversiones y Obras Realizadas....................................................29 3.1. Contrato de Licencia de Explotacin del Lote 88.................29 3.2. Contrato de Transporte de Gas Natural y Lquidos.............30 3.3. Contrato de Distribucin de Gas en Lima y Callao...............31 4. Aspectos Tributarios y Canon Gasfero.......................................31 4.1. Impuesto a la Renta y Regalas...............................................31 4.2. Canon Gasfero..........................................................................32 5. Mercados para el Gas Natural.......................................................35 5.1. Generacin de Electricidad......................................................38 5.2. Segmento Industrial.................................................................41 5.3. Segmento Residencial y Comercial.........................................46 5.3.1. Ventajas del Gas Natural en el Segmento Residencial y Comercial......................................................50 5.3.2. Demanda Potencial en el Mediano Plazo.......................54 5.4. Consumo de Gas Natural en el Transporte Urbano.............55 5.4.1. Ventajas del Uso del Gas Natural Vehicular en el Transporte............................................................................55 5.4.2. Demanda Potencial a Mediano Plazo del GNV..............57 6. Principales Impactos Econmicos del Proyecto Camisea.........58 6.1. Efectos de Corto Plazo.............................................................58 6.2. Efectos de Largo Plazo.............................................................60 6.3. Influencia del Proyecto en el Sector Elctrico.......................62 4


6.4. Potenciales Efectos de la Realizacin del Proyecto de Exportacin de LNG................................................................65 7. Funciones de OSINERG relacionadas al Proyecto de Camisea........................................................................................69 7.1. Instituciones Pblicas Comprometidas con el Proyecto......69 7.2. Regulacin Tarifaria...................................................................72 7.2.1. Fijacin de las Tarifas de Transporte y Distribucin de Alta Presin......................................................................73 7.2.2. Regulacin de las Tarifas para Otras Redes de Distribucin de Lima y Callao.............................................77 7.3. Supervisin y Fiscalizacin .....................................................84 7.3.1. Supervisin del Proyecto..................................................86 7.3.2. Supervisin de la Operacin Comercial..........................89 8. Conclusiones.....................................................................................95 9. Referencias Bibliogrficas.............................................................99

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Lista de Abreviaturas Importantes

BPD BTU GLP GTL LGN LNG MMPCD MMBTU MMBLS MWh TPC TBTU TWh

Barriles por da British Thermal Unit Gas Licuado de Petrleo Gas to Liquids (Gas Natural a Lquidos) Lquidos de Gas Natural Liquefied Natural Gas (Gas Natural Licuefactado) Millones de Pies Cbicos por da Millones de BTU Millones de Barriles Megawatts / Hora Terapies Cbicos Tera BTU Terawatts / Hora

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La Industria del Gas Natural en el PerRal Garca Carpio y Arturo Vsquez Cordano 1. Antecedentes La industria de gas natural en el Per tuvo poco desarrollo antes de la puesta en marcha del Proyecto Camisea. En el perodo previo a la explotacin de las reservas de Camisea la industria de gas natural se desarroll bsicamente en dos zonas, el yacimiento de Aguayta localizado en la selva central y el conjunto de yacimientos localizados en la costa norte. 1.1. Yacimiento de Aguayta El yacimiento de Aguayta se encuentra localizado en la provincia de Curiman 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 Cbicos (TPC) de gas natural seco y 20 millones de barriles de lquidos de gas natural (LGN). El operador inicial del campo de Aguayta fue Maple Gas Corp. (1994), pero posteriormente esta empresa cedi a Aguaytia Energy del Per S.R.L. su participacin en el Contrato de Licencia, mediante una modificatoria firmada en 19962. Los accionistas de Aguaytia Energy del Per S.R.L. son las subsidiarias de las empresas Duke Energy International Company, El Paso Energy International Company, Dynegy (Illinova Generating Company), Scudder Latin American Power Fund, Pennsylvania Power & Light (PP&L) Global LLC, y The Maple Gas Corporation. Aguayta entr en operacin comercial en 1998, habiendo realizado en los primeros 6 aos inversiones cercanas a los US$ 300 millones. La produccin promedio del. Los inicios del proyecto integral de Aguaytia se remontan a 1961, ao en el que Mobil Oil Co. del Per descubri el yacimiento. ste luego revirti al Estado Peruano hasta el ao 1993 en que se realiz la licitacin para la explotacin del gas natural en Aguayta. Posteriormente, el 30 de marzo de 1994, se firma el Contrato de Licencia para la Explotacin de Hidrocarburos en el Lote 31-C, entre The Maple Gas Corporation del Per y PERUPETRO S.A.2

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG campo es de 4,400 barriles de LGN diarios y 56 millones de pies cbicos por da (MMPCD) de gas natural seco. El campo cuenta con una planta de fraccionamiento, la cual produce aproximadamente 1,400 barriles por da (BPD) de GLP y 3,000 BPD de gasolinas. Estos productos son comercializados en el rea de influencia regional del proyecto que comprende una parte de Ucayali (Pucallpa), donde se expende principalmente GLP, as como parte de Loreto y zonas aledaas de Hunuco. La cadena de comercializacin tambin alcanza a abastecer gasolinas y GLP a parte de la sierra central de Junn y Lima (vase el Grfico No 1). Grfico No 1 Localizacin Geogrfica del Proyecto AguaytaTRUJILLO PUCALLPA Antamina HUARAZ Aguayta Tingo Mara HUANUCO Paramonga Tarma La Oroya HUANCAYO HUANCAVELICA AYACUCHO CUZCO Pisco ABANCAY BRASIL

LIMA CallaoLEYENDA Planta de Procesamiento de gas Planta de Fraccionamiento de LGN Planta Termoelctrica Lneas de Transmisin Carreteras utilizadas por el mercado de AE

Camisea

Fuente: Aguayta Energy Group.

El consorcio cuenta con una serie de facilidades e infraestructura que configuran el proyecto Aguayta en uno de tipo energtico multiproductor, dado que a partir del gas natural se producen combustibles lquidos de alto valor comercial y electricidad. En sntesis, el consorcio cuenta con una planta de procesamiento de gas natural, una planta de fraccionamiento de LGN para la obtencin de gasolinas y GLP, una central termoelctrica (empresa TERMOSELVA que cuenta con una central de ciclo simple con una potencia instalada de 172 MW), una lnea de 8

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG transmisin de alta tensin (empresa ETESELVA con una lnea de 220 KV entre Aguayta y Paramonga), as como un sistema de transporte en camiones cisterna3. 1.2. Yacimientos de la Costa Norte Estos yacimientos se encuentran localizados en la cuenca petrolera de Piura y Tumbes como se muestra en el Grfico No 2. El gas natural se presenta en la mayora de reservorios en explotacin asociado a la produccin de petrleo, por lo cual los costos de produccin del gas natural resultan relativamente reducidos. Sin embargo, aunque el potencial energtico es importante para la regin, el desarrollo del mercado ha sido limitado, sustentndose slo en la produccin trmica de electricidad que ha estado restringida por la competencia de las centrales hidrulicas. Los pozos productores en estos yacimientos se encuentran cerca de las reas de consumo potencial como centrales elctricas, refineras, plantas de procesamiento y las reas urbanas. Sin embargo, los volmenes de consumo se han mantenido usualmente debajo de los 40 MMPCD. As, en el ao 2003, ascendi aproximadamente a 23.2 MMPCD. La escasez de la demanda en la zona se debe, en parte, a la falta de promocin del uso del gas natural en las zonas aledaas a nivel residencial, comercial e industrial y a la falta de inversiones (en la zona slo hay comprometidas inversiones por US$ 140 millones). Las reservas probadas en la zona son a su vez reducidas alcanzando slo 0.262 TPC, lo cual limita las posibilidades de una explotacin a gran escala para el abastecimiento del mercado interno regional. La produccin fiscalizada de gas. En detalle, el proyecto comprendi la perforacin y habilitacin de 4 pozos de produccin y 3 de reinyeccin, 22 kilmetros de ductos de recoleccin e inyeccin, una planta criognica de 56 MMPCD de capacidad, un gasoducto de 140 kilmetros de 12" y 10" hasta la planta elctrica, un oleoducto de 155 Kms hasta la planta de fraccionamiento en Pucallpa, un gasoducto de 65 kilmetros de 6" hasta Pucallpa, una planta elctrica con dos turbinas de 86 MW de potencia instalada a ciclo simple ubicada en la localidad de Aguayta, y una planta de fraccionamiento de LGN. A pesar de haber construido un gasoducto hasta Pucallpa, con el propsito de alimentar la Central Trmica de Yarinacocha, esta gestin no se concret, por lo cual el consumo de gas natural se ha concentrado exclusivamente en la central elctrica de Aguayta. En ese sentido, el negocio de produccin de LGN es fundamental para rentabilizar el proyecto debido a que a partir de ste produce combustibles lquidos de alto valor comercial.3

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Grfico No 2 Localizacin Geogrfica de los Yacimientos de la Costa NorteNUEVO PER Z-1ECUADOR COLOMBIA

ZARUMILLA

TUMBES PROGRESO

TUMBESBPZ XIX

CALETA CRUZ ZORRITOS

CAAVERAL PUNTA SAL XIV GMP MANCORA LOS ORGANOS AREA EL ALTO XVI PETROLERA PETROBRAS BPZ MONTERRICO X LOBITOS SAPETRIO BRAVO VI IV TALARA IX GME UNIPETRO NEGRITOS AREA - VI BPZ III MERCANTILE Z-6 SULLANA SAN JACINTO PETRO-TECH Z-2B PAITA PETRO-TECH

TUMBES

BRASIL

ECUADORLANCONESOCANO PACFICOBOLIVIA

Lima

UBICACIN DE LOS LOTES PETROLEROS EN EL NOROESTE DEL PER

CHILE

PIURA

CHULUCANAS

PIURACATACAOS XII OLYMPIC SECHURA

SAN IGNACIO HUANCABAMBA

TALARA

CAJAMARCABAYOVAR

OLEODUCTO

SECHURA

LAMBAYEQUE

LEYENDA

OCANO PACFICO

Z-6 PETRO-TECH

EN CONTRATOS VIGENTES DISPONIBLES PARA CONTRATOS - TEA CONVENIOS DE EVALUACIN TCNICA CUENCAS SEDIMENTARIAS OLEODUCTO

Fuente: Ministerio de Energa y Minas.

natural se halla repartida entre los distintos contratistas. En el Zcalo Continental, la empresa PETROTECH (Lote Z2-B) produce cerca de 9.1 MMPCD, mientras que en la Costa SAPET (Lote I), Graa y Montero Petrolera (Lotes VI/VII) OLYMPIC (Lote X), y PETROBRAS (Lote 11) producen en conjunto 14.1 MMPCD. Una parte importante del gas extrado es reinyectado en los pozos debido a la escasa demanda de la zona. El principal comprador del gas natural de estos yacimientos es la Empresa Elctrica de Piura S.A. (EEPSA), de propiedad del Grupo ENDESA de Espaa. En su planta de secado obtiene gas natural seco para alimentar una central termoelctrica de 10

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG ciclo simple (Central Termoelctrica de Malacas con 101 MW de potencia instalada), y LGN del cual obtiene GLP y gasolinas que son comercializadas en el mercado local (Piura y Tumbes). En general, puede sealarse que el desarrollo de la industria del gas natural en el Per ha sido incipiente debido a la escasa cantidad de reservas probadas, a la localizacin geogrfica de los yacimientos ubicados lejos de los principales centros de consumo y el reducido tamao de mercado para este combustible a nivel local. Asimismo la falta de una difusin y promocin oportuna del gas imposibilit el desarrollo de proyectos de transporte y distribucin de mayor envergadura en las reas de influencia de los reservorios. El Proyecto Camisea constituye un cambio sustancial en la industria como se expone en las diferentes secciones del documento. 1.3. Breve Historia del Proyecto Camisea En julio de 1981, la compaa Shell Exploradora y Productora firm un contrato para realizar operaciones petrolferas en la selva sur del Per. Ms especficamente para explorar la existencia de hidrocarburos en los lotes 38 y 42. Posteriormente, entre los aos 1984 y 1988, la compaa descubri reservas de gas natural en la regin de Camisea (Cusco), concretamente en los yacimientos de San Martn, Cashiriari y Mipaya. En marzo de 1988, se firm un acuerdo de bases entre PETROPER y Shell, donde se establecan los trminos de un contrato de operaciones para la explotacin de gas natural, en el cual se estimaba que la inversin del proyecto sera de US$ 2,500 millones. Sin embargo, la negociacin del contrato final tuvo que ser concluida 5 meses despus por falta de financiamiento del Estado (Campodnico; 1998). La posicin de la compaa Shell fue la de llevar adelante el proyecto, en una poca en la que exista una importante participacin estatal en el sector elctrico y en gran parte del sector hidrocarburos. A comienzos de la dcada de 1990, se suscribi un convenio entre PERUPETRO y Shell Internacional Petroleum para la evaluacin del potencial comercial de las 11

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG reservas de los 3 yacimientos descubiertos. Luego que en 1995 se entregara el estudio de factibilidad, en mayo de 1996 se firm un contrato de licencia por 40 aos mediante el cual se le otorgaba al consorcio formado por Shell (42.5%) y Mobil (57.5%), el derecho a la explotacin de los lotes 88A y 88B (vase el Grfico No 3). Sin embargo, una vez finalizada la primera etapa del proyecto en julio de 1998 y tras largas negociaciones entre el consorcio Shell Mobil y los representantes del gobierno peruano, el consorcio decidi no continuar con la segunda etapa del proyecto. De acuerdo a Campodnico (1999), ello se habra debido a que el consorcio consider que, dadas las condiciones de ejecucin, el Proyecto Camisea otorgara slo una rentabilidad del 8.4% para la inversin, la cual no le permitira la recuperacin de la inversin en los plazos deseados. Grfico N 3 Etapas del Contrato de Licencia Shell Mobil, 1996

1996

1998

2002Desarrollo de yacimiento Garanta: Carta Fianza US$ 79.5 mill.

2036Produccin de Gas y Lquidos. Regala entre 17% y 47% del precio de realizacin

Perforacin pozos exploratorios Garanta: Carta Fianza US$ 19.5 mill.

Fuente: Banco Mundial (1999). Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

Adicionalmente, la falta de consenso sobre la tarifa para la generacin de electricidad, la no autorizacin de la integracin vertical con la actividad de distribucin en Lima (estipulada en el reglamento de distribucin de gas natural por red de ductos) y la negativa del gobierno de permitir la exportacin del gas a Brasil, habran sido otros factores que explicaran la decisin del contratista de no continuar con el proyecto. En esta perspectiva Campodnico (1999) seala que para seguir con la segunda fase, el consorcio Shell Mobil demandaba una serie de nuevos incentivos: La aceptacin del gobierno de un precio para el gas natural que no se ajustaba a lo establecido en el contrato.

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG La participacin en la distribucin del gas natural en Lima. La posibilidad de exportar gas a Brasil mediante la interconexin con el gasoducto Santa Cruz Sao Paulo. La aplicacin de una serie de reformas de la legislacin elctrica peruana para garantizar un precio para el gas natural que le permitiera competir con otros combustibles en el abastecimiento de energa a centrales termoelctricas. Debido al retiro del consorcio Shell - Mobil, la Comisin de Promocin de la Inversin Privada (COPRI) decidi llevar adelante la promocin del Proyecto Camisea a cargo del Comit Especial del Proyecto Camisea (CECAM). Para ello, se estableci que el proyecto deba basarse en un esquema segmentado, con dos lneas independientes de negocios; (i) la explotacin y (ii) el transporte y distribucin. La operatividad de esta licitacin se bas en fijar parmetros objetivos a cumplir, dejando en manos de los inversionistas flexibilidad para elegir los detalles tcnicos del diseo, construccin y operacin del proyecto. Para dicha convocatoria, once consorcios fueron precalificados en el concurso de la explotacin, y doce para el transporte y distribucin. En el ao 2000 se llevaron a cabo nuevamente las licitaciones del proyecto Camisea, otorgndose las siguientes adjudicaciones: La etapa de Explotacin, Separacin y Fraccionamiento de Hidrocarburos, por una duracin de 40 aos, fue adjudicada en febrero del ao 2000 al consorcio formado por las empresas PLUSPETROL (Argentina 36%), Hunt Oil Co. (USA 36%), SK Corp. (Corea 18%) e Hidrocarburos Andinos (Argentina 10%), quien ofreci una regala de 37.24% sobre sus ingresos brutos. La segunda etapa que consiste en el Transporte y Distribucin del Gas, por una duracin de 33 aos, fue adjudicada en octubre del 2000 al consorcio liderado por la empresa Techint (Argentina 30%), PLUSPETROL (Argentina 19.2%), Hunt Oil Co. (USA 19.2%), SK Corp. (Corea 9.6%), Sonatrach (Argelia 10%) y Graa y Montero (Per 12%). Este consorcio constituy posteriormente la empresa Transportadora de Gas del Per (TGP).

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Finalmente, la fase de Distribucin de gas natural en Lima y Callao fue cedida a Tractebel (Grupo SUEZ de Blgica) en mayo de 2002, tal como se estipul en los compromisos del contrato. Posteriormente, Tractebel constituy la empresa denominada Gas Natural de Lima y Callao S.A. (GNLC). En el Cuadro No 1 se presenta una sntesis de los contratos de licencia que se han suscrito en las distintas etapas del proyecto. 1.4. Estructura Econmica y Caractersticas Tecnolgicas del Proyecto Camisea 1.4.1. Organizacin Industrial La industria del gas natural involucra una serie de actividades relacionadas verticalmente que se pueden resumir en cuatro fases: la exploracin, la explotacin, el transporte y la distribucin del gas a los consumidores finales. La caracterstica ms importante en esta industria es la prestacin del suministro del gas mediante redes de abastecimiento (ductos), diseadas para atender a una diversidad de usuarios, siendo estas redes exclusivas para el abastecimiento del combustible a travs de conexiones domiciliarias a nivel residencial o mediante enlaces a la red principal de distribucin para el abastecimiento de la industria. En estas cuatro fases se requieren importantes inversiones para afrontar los costos de instalacin de los sistemas de suministro y se asumen una serie de riesgos, tales como el fracaso en la exploracin, peligros en el manejo de la seguridad, entre otros. Paralelamente, estas inversiones tienen la particularidad de ser irrecuperables y especficas al giro de negocio debido a que no es posible convertir o trasladar a otros usos la infraestructura instalada si es que las empresas operadoras abandonan el servicio. Tales inversiones se constituyen en costos hundidos irreversibles, los cuales provocan una asimetra esencial entre las empresas ya establecidas y aquellas que no lo estn, dado que dichos costos actan como si fueran barreras a la entrada, lo cual permite que las empresas dentro del mercado posean cierto grado de poder monoplico y la capacidad de fijar precios elevados en ausencia de regulacin tarifaria.

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Cuadro N 1 Contratos de Licencia para la Explotacin, Transporte y Distribucin del Gas de Camisea

Explotacin T RACT EBEL, integrante del grupo SUEZ.

Transporte de Gas Natural y Lquidos de Gas Natural Distribucin de Gas Natural

Conce sionario

PLUSPET ROL Peru Corporation, Peru Branch Office, Hunt Oil Company of Peru L.L.C, Peru Branch Office, SK Corporation, Peru Branch Office, e Hidrocarburos Andinos S.A.C. 40 aos divididos en dos perodos: 1. 44 meses, contados a partir de la fecha de suscripcin. 2. desde la finalizacin del primero hasta el ao 40.

Consorcio integrado por T echint, PLUSPET ROL Resources Corporation, Hunt Pipeline Company of Peru L.L.C., SK Corporation, L Entreprise Nationale Sonatrach, Graa y Montero S.A.A.


15 Entregar gas natural para transporte por ducto de gas natural, hasta un volumen de 450 MMPCD. Produccin permanente de Hidrocarburos desde el inicio del 2do perodo. Contratista tiene derecho de exportar hidrocarburos Construccin del Sistema de T ransporte de gas: incluye todas las obras, instalaciones y equipamientos necesarios para la adecuada operacin del Sistema de T ransporte del gas desde el punto de recepcin en Las Malvinas hasta el City Gate en Lima (slo hasta Pisco, para el

Plaz o

33 aos con opcin de prrroga por plazos de 10 aos hasta un lmite mximo de 60 aos.

O bligacione s

Disear y construir el sistema de distribucin: incluye toda obra, instalacin y equipamiento necesario para la adecuada operacin de Sistema de Distribucin en Lima y Callao. A la puesta en operacin comercial, el Sistema deber permitir suministrar gas a

Contina ...

Contina ...producidos slo luego de abastecer la demanda interna de gas natural. caso de lquidos de gas), respetando las normas de seguridad establecidas. consumidores iniciales (empresas establecidas en contrato) en el rea de concesin.

O bligacione s

Cronograma


16US$ 99000,000.00

Ductos operativos al vencimiento del primer perodo con 90 das de tolerancia. Perforar 4 pozos de desarrollo: el primero dentro de 24 meses contados a partir de fecha de suscripcin. Construir la Planta de Separacin de Lquidos. Iniciar el llenado de los ductos con hidrocarburos fiscalizados del rea de contrato, a ms tardar al vencimiento del plazo de 42 meses a partir de la fecha de suscripcin. Puesta en operacin comercial a ms tardar 44 meses despus de fecha de cierre, ms 90 das de tolerancia: el sistema deber estar en capacidad de transportar gas desde el punto de recepcin hasta el punto de entrega, cubriendo por lo menos la capacidad mnima. Atraso genera penalidad (US $ 100,000.00 para gas y US $ 90, 000.00 para lquidos) por cada da calendario. Penalidades acumulables. Si se cumple la puesta en operacin comercial en la fecha prevista, se condonan las penalidades. Principal: US $ 92000,000 (es la misma para gas y lquidos de gas). Complementaria*: US $ 3000,000.00 o US $ 2000,000.00 (para sociedad escindida). La puesta en operacin comercial ser a ms tardar 44 meses despus de la fecha de cierre, ms 90 das de tolerancia. Contados desde la puesta en operacin comercial, la Sociedad Concesionaria deber prestar efectivamente el Servicio, por lo menos: (i) A los 2 aos, a 10.000 consumidores. (ii) A los 4 aos, a 30.000 consumidores. (iii) A los 6 aos, a 70.000 consumidores.

Garanta

*A fin de garantizar el cumplimiento de las obligaciones a partir de la puesta en Operacin Comercial. Fuente: Contratos de Licencia (varios), Ministerio de Energa y Minas. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Otro rasgo caracterstico de esta industria es la presencia de economas de escala asociadas a la construccin, a la produccin y al empleo de las redes de suministro. Debido a los altos costos fijos del sistema (en su mayora activos especficos) y los reducidos costos marginales para interconectar a consumidores adicionales, la existencia de economas de escala bajo estas condiciones resulta significativa respecto al tamao de la demanda. Por esta razn, existen segmentos relevantes de monopolio natural dentro de la estructura industrial (principalmente en el transporte y en la distribucin). En pases con una importante experiencia en la industria de gas natural como Estados Unidos, que cuenta con una red de provisin del servicio desarrollada, la regulacin de tarifas se restringe a las actividades de transporte y distribucin, donde se presentan condiciones de subaditividad de costos, dejndose a la competencia la determinacin de los precios en boca de pozo y el segmento de comercializacin. No obstante, en el caso de pases donde el desarrollo de la industria recin comienza y depende de fuertes inversiones, como es el caso de Camisea, la intervencin estatal en el proceso es mayor, tanto en la promocin del proyecto como en la regulacin de tarifas. As, en el esquema peruano, se opt por fijar precios mximos en boca de pozo y garantizar un flujo de ingresos estable a lo largo del tiempo a los inversionistas en el transporte y en la distribucin. 1.4.2. Caractersticas Tcnicas del Proyecto Las reservas de gas natural4 del rea de Camisea contienen gas hmedo no asociado con un alto contenido de condensados. Las reservas probadas de los 2 yacimientos principales descubiertos en la dcada de 1980 ascienden a 8.7 TPC, tal como se detalla en el Cuadro N 2:

. El petrleo y los lquidos de gas natural se miden en barriles. El gas natural se mide en pies cbicos (PC).4

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Cuadro N 2 Reservas Probadas en la Zona de CamiseaZona rea de Cashiriari rea de San Martn Total GAS (TPC) 5.4 3.3 8.7*

Lquidos (MMBls) 330 215 545**

* TPC: Terapie cbico. ** MMBls: Millones de Barriles. Fuente: Proyecto Camisea. http://www.camisea.com.pe/esp/project.asp. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

De otro lado, Shell estim que las reservas totales probables de los 3 yacimientos, Cashiriari, San Martn y Mipaya, equivalan a 13 TPC5. De acuerdo a los factores de conversin, estas cifras son equivalentes a unos 2,800 millones de barriles equivalentes de petrleo, cifra importante si se considera que la demanda nacional de petrleo crudo est aproximadamente en el orden de los 55 millones de barriles anuales. Es decir, las reservas de Camisea seran equivalentes a 50 aos de consumo petrolero aproximadamente. Considerando las medidas de energa (poder calorfico y energa equivalente) las reservas tienen una composicin que combina gas hmedo o metano asociado con hidrocarburos lquidos como el pentano y hexano, gas seco o metano, y gas asociado con agua. Las cantidades de cada uno de estos elementos vara dependiendo de la energa o poder calorfico como se detallada en el Cuadro No 3. Cuadro N 3 Especificaciones Tcnicas del Gas de CamiseaEnerga (Tera BTU* ) Gas Hmedo Gas S eco Gas S eco H2O 16,256 12,711 11,440 Energa Total Poder calorfico equivalente (BTU/PC**) (TWh)*** 1,251 1,069 -4,764 3,725 1,844

* BTU: British Thermal Unit. ** PC: Pie Cbico. *** TWh: Terawatt / Hora. Fuente: Espinoza (2000). Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.5

. Para mayores detalles respecto a la composicin de las reservas vase Espinoza (2000).

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Debe indicarse que no todo el gas natural puede ser utilizado para generar energa, ya que es necesario extraer primero los condensados de gas natural (vase el Grfico N 4). Cuando el gas seco remanente es puesto en combustin, se generan agua y anhdrido carbnico, siendo slo este ltimo el insumo til para la generacin trmica. La fraccin de gas seco de Camisea utilizable para producir energa trmica permitira obtener 11,140 TBTU en una central de ciclo combinado, produccin equivalente a 110 aos del complejo hidroelctrico del Mantaro (Espinoza, 2000). Grfico N 4 Utilizacin del Gas Natural de Camisea para Generacin de Energa TrmicaCondensados de G as N atural Vap or de A gua (N o utiliz able p ara generacin trmica) A nhdrido Carbnico 11,140 T BT U

G as N atural Camisea 13 T PC = 4,764 T Wh G as N atural Seco

1 0%

9 0%Fuente: Espinoza (2000). Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

De otro lado, comparando el tamao de las reservas de gas natural de Camisea con aquellas existentes en otros yacimientos en el Per, se puede notar que la magnitud de Camisea equivale a 16 veces el tamao del yacimiento de Aguayta y cas 32 veces el tamao de los yacimientos de la Costa Norte. Asimismo, las reservas de lquidos de gas natural de Camisea son cuantiosas en relacin al resto de yacimientos (28.5 veces el tamao de las reservas de Aguayta). Esto determina que Camisea se constituya en la base ms importante para el desarrollo de la industria del gas natural en el Per (vase el Grfico No 5). Respecto a la produccin de hidrocarburos, se calcula que se producirn inicialmente 450 MMPCD. Asimismo, se estima que la demanda interna en los primeros aos alcanzar slo 200 MMPCD, por lo que 250 MMPCD se reinyectarn 19

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Grfico No 5 Reservas de los Yacimientos de Gas Natural en el PerReservas Probadas de Gas Natural en el Per (TPC)Aguayta (Selva Norte) 0.44 Costa Norte 0.26

Reservas Probadas de Lquidos de Natural (Millones de Barriles)Camisea (Selva Sur) 567

Camisea (Selva Sur) 8.8

Costa Norte 10

Aguaytia (Selva Norte) 20

Fuente: Macroconsult (2002), Cceres (2000), MEM (2002).

a los pozos6. De otro lado, se estima inicialmente una produccin de lquidos de gas asociados cercana a los 27 mil BPD que podra llegar a 45 mil BPD cuando la produccin de gas alcance su mximo. En total, la produccin de hidrocarburos podra aumentar en 40%. Si asumimos una capacidad de produccin mxima tanto de gas natural como de lquidos de gas asociados en un escenario intermedio, la produccin de hidrocarburos crecera en 94.3%. Finalmente, si consideramos el desarrollo de un proyecto para exportar gas natural licuefactado (LNG por sus siglas en ingls), y si se alcanzan los niveles de produccin esperados (1,050 MMPCD de gas natural seco y 50 mil BPD de lquidos de gas natural), la produccin de hidrocarburos se incrementara en 189% (MEM; 2001). 2. Fases del Proyecto 2.1. El Proyecto Base El Grfico No 6 muestra el mapa de la localizacin de la infraestructura relacionada al proyecto. La primera etapa ha involucrado el diseo y la construccin de la6 . El gas seco es extrado en exceso debido a que sto es necesario para la produccin de una mayor cantidad de lquidos de gas natural (los cuales son transformados en combustibles lquidos de alto valor comercial) dado que se sabe que es posible producir 60 barriles de LGN por cada milln de pies cbicos extrados.

20

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG infraestructura de explotacin, transporte y distribucin7, cuyo objetivo es hacer que el gas llegue a la costa para abastecer al mercado interno. En principio, el gas es extrado de los yacimientos de San Martn y Cashiriari, siendo el objetivo central de la explotacin maximizar la extraccin de lquidos a partir del gas obtenido, as como la produccin del gas seco de tal forma que sea suficiente para satisfacer la demanda interna. Luego de la extraccin, el gas pasa por una red de captacin de 80 Km. de extensin hasta llegar a la Planta de Separacin de Las Malvinas localizada a orillas del Ro Urubamba con una capacidad de procesamiento inicial de 450 MMPCD. Esta planta efecta una separacin primaria que divide los condensados y el agua del gas natural, y se estabilizan los condensados que vienen con el gas. Luego, en una planta criognica se separan los hidrocarburos lquidos restantes en el gas. Una vez finalizado este proceso, el gas procesado va a una planta compresora (con una potencia instalada de 76,000 HP), a partir de la cual se inyectan el gas y los lquidos a los ductos principales. El gas natural extrado en exceso es reinyectado8 a los reservorios, lo cual es un requerimiento de preservacin ambiental. Debe indicarse que la reinyeccin de gas natural sirve para mantener la presin del reservorio, lo que permite maximizar la extraccin de lquidos. Por su parte, la etapa de transporte implica la operacin de 2 ductos paralelos: uno de 730 Km. para el gas natural seco y otro de 560 Km. para el transporte de lquidos. Los ductos atraviesan los departamentos del Cusco, Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima. El ducto de lquidos llega hasta la planta defraccionamiento ubicada en la playa Lobera en Pisco, mientras que el de gas natural seco a partir del punto de derivacin continua hacia el norte bordeando la. Cabe mencionar que la etapa de explotacin no slo implica las inversiones vinculadas a la extraccin de los hidrocarburos, sino tambin las requeridas para transformar los hidrocarburos en productos comerciales y la infraestructura para la exportacin (terminal martimo). 8 . Otro factor que puede influir en la decisin de reinyectar el gas es la posibilidad de su aprovechamiento comercial futuro cuando la demanda crezca. De esta manera, al margen que la demanda por gas natural seco evolucione por debajo de lo proyectado, las plantas podrn continuar produciendo lquidos. En caso que se implemente el proyecto de exportacin de LNG, ello implicara un mayor volumen de extraccin de gas que generar un incremento del volumen de produccin de lquidos.7

21

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG franja costera hasta llegar al City Gate ubicado en Lurn. Es decir, el ducto se subdivide en 2 componentes: el primero que va desde Camisea hasta el punto de derivacin en Pampa Ro Seco (cercanas de Humay), y el segundo que va desde Pampa Ro Seco hasta el City Gate. Debe indicarse que la etapa del transporte involucr la utilizacin de 178,100 toneladas de tubos, de los cuales 148,500 corresponden al transporte de gas y 29,600 toneladas corresponden al transporte de lquidos (Wiese Sudameris; 2002). De otro lado, los lquidos son recibidos en una planta de fraccionamiento con una capacidad de 50,000 barriles diarios y una planta de refinacin para 25,000 barriles diarios, que estn ubicadas en Pisco. En estas instalaciones se obtienen productos comerciales, tales como, gasolina, GLP y diesel y kerosene en proporciones aproximadas de 50%, 40% y 10% respectivamente (Wiese Wiese Sudameris; 2002). Estos productos pueden ser almacenados en las plantas de almacenamiento para luego venderse al mercado interno a travs de camiones cisterna o exportarse por buques a travs de terminales martimos. Finalmente, en la etapa de distribucin del gas natural en Lima y Callao, el operador recibe el gas en el City Gate de Lurn para luego transportarlo a travs de una red de ductos troncales de alta presin con una longitud aproximada de 62 Km que atraviesa la ciudad de Lima y llega hasta una estacin terminal en Ventanilla. Esta red sirve para entregar gas a empresas del sector industrial y a las centrales trmicas que lo requieran. Cabe resaltar que en la etapa posterior a la construccin de la red principal de distribucin, redes adicionales de media y baja presin deben aadirse gradualmente en la medida que aumente la demanda por parte de las industrias y de los consumidores residenciales. El contrato establece que los ramales secundarios a la red principal tengan una longitud inicial de 25 Km. La empresa encargada de la distribucin del gas en Lima y Callao continuar trabajando en el desarrollo y expansin de la red de distribucin de gas, por lo que se requerirn mayores inversiones en el futuro. En el Grfico No 7 puede verse el diagrama de la red de distribucin en Lima y Callao.

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Grfico No 6 Mapa de Localizacin del Proyecto Camisea

DISTRIBUCIN

EXPLOTACIN Y PRODUCCIN

ESTACIN FINAL JUNINla Ma

PLANTA DE GAS MALVINAS

Chimparinao R

LIMAe a oC te


Kepashiatoc

Rco

H U A N C AV E L I C APis

CUSCOPatibamba San Antonio Pacobamba

TRANSPORTERumichaca

ICAHuancano Huaytara Humay

Ro

LEYENDA

AYA C U C H O

Trazo

APURIMAC

Campamentos Base

Rios Principales

PLANTA DE FRACCIONAMIENTO50 0

Lmite Departamental

50

100 Km

MAPA GENERAL DEL PROYECTO CAMISEA

Elaboracin: Transportadora de Gas del Per (TGP).

Ro U

rub

RoAp

am ba

CITY GATE LURIN

uri

23

ma

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Grfico No 7 Mapa de Localizacin de la Red Troncal Primaria de Distribucin del Gas Natural en Lima y Callao

Trazo Referencial

Red de media presin

Elaboracin: Gas Natural de Lima y Callao (GNLC).

2.2. El Proyecto de Exportacin de Gas Natural Licuefactado (LNG) Bajo la coordinacin de Hunt-Oil y la empresa coreana SK Corporation, se ha constituido la empresa PERU LNG Company S.R.L. Este consorcio tiene como objetivo ampliar el proyecto inicial de Camisea para la exportacin de gas natural bajo la modalidad de gas natural licuefactado (LNG). Para llevar a cabo el proyecto, PER LNG y la empresa Tractebel (Blgica) firmaron un acuerdo el 29 de setiembre del 2003, con la finalidad de exportar gas natural licuefactado (LNG) desde los campos de Camisea en Per hacia Norteamrica9. Las exportaciones de LNG tienen como destino principal el mercado de los Estados Unidos y Mxico. Estos pases han venido incrementando sus importaciones de gas natural que provienen principalmente de Canad. Las modalidades de importacin son diversas y se espera que en los prximos aos las importaciones de LNG se incrementen. El LNG producido en el Per debe ser transportado en barcos a Mxico, lugar desde donde, una vez regasificado, debe ser exportado a Estados Unidos va ductos.9

. Puede verse para mayores detalles el informe elaborado por Golder Associates (2003).

24

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG El acuerdo permitir a Tractebel adquirir 2.7 millones de toneladas de gas al ao (un promedio de 400 millones de pies cbicos por da) de la empresa PERU LNG, por un periodo de 18 aos, comenzando en el ao 2008. El consorcio contempla la construccin de una planta de licuefaccin con una inversin cercana a los US$ 1,900 millones con localizacin en Pampa Melchorita, a 169 kilmetros al sur de Lima, entre las ciudades de Chincha y Caete. Esta planta ser la primera de este tipo en Sudamrica y podra ser la base para la industria petroqumica regional. El gas adquirido por Tractebel representa casi 2/3 de la capacidad de produccin de la planta proyectada de 4.4 millones de toneladas por ao. Los ejecutivos de PERU LNG vienen negociando con otros potenciales compradores para colocar el tercio de la capacidad de produccin restante. Despus de la licuefaccin (proceso que comprende el sobre enfriamiento a menos 163 grados centgrados, que reduce el volumen del gas en 600 veces) se proyecta que el gas de Camisea sea transportado en barcos tanqueros refrigerados, denominados metaneros hasta el puerto de Lzaro Crdenas en el estado de Michoacn en Mxico. All el LNG ser regasificado en una planta que construir Tractebel y ser inyectado a la red de transporte de gas mexicana. La compaa ha tenido presencia en Mxico desde 1990 y viene operando un sistema de gas natural completamente integrado, con centros de distribucin locales en Guadalajara, Quertaro y Tampico. La realizacin del proyecto de exportacin de LNG representar un cambio en la escala del proyecto de Camisea, con una inversin adicional cercana a los US$ 3,000 millones, los cuales se destinarn a la construccin de pozos y la ampliacin de instalaciones, la construccin de la planta, las facilidades de almacenamiento e infraestructura portuaria, el terminal de regasificacin y el transporte martimo. La inversin adicional en el Per sera aproximadamente de US$ 1,834 millones, de los cuales US$ 969 millones seran en nuevas instalaciones y US$ 865 millones por ampliaciones. De este total, cerca del 40% tendr componentes nacionales (vase el Grfico No 8). Con la incorporacin del proyecto de exportacin de LNG, el esquema original del proyecto Camisea se altera tornndose ms complejo en su estructura, tal como 25

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Grfico No 8 Inversin Total Acumulada del Proyecto de Exportacin de LNG400 720 Terminal de Regasificacin Transporte Martimo

MM US$ 2,954

865

Pozos y Ampliacin de Instalaciones

969

Planta. Almacenaje e Infraestructura Portuaria

Inversin en el Per MM US$ 1,834

Fuente: Macroconsult (2003), PERU LNG.

puede apreciarse en el Grfico No 9. La exportacin del gas modificar la escala del proyecto base, haciendo posible exportar el gas natural a los mercados externos e incrementando la produccin de lquidos de gas natural. Un tema importante para la viabilidad del proyecto es el referido a los precios a los que tendra que llegar el gas natural al mercado externo para ser competitivo con otros proyectos alternativos (como los ejecutados en Trinidad y Tobago e Indonesia) destinados a cubrir el dficit de abastecimiento interno de gas natural en Estados Unidos, estimado en 12,000 MMPCD en los prximos aos (vase el Grfico No 10). En este sentido, si se considera que el costo de oportunidad del gas natural en EE.UU. sera aproximadamente 3.5 US$/MMBTU, y si se consideran costos estndares de licuefaccin, transporte y regasificacin, entonces, clculos iniciales sugieren un precio en la costa del Per de 1.5 US$/MMTBU. Este precio es cercano a la suma de una tarifa de transporte de 0.88 US$/MMBTU10 y un precio en boca de pozo de 0.6 US$/MMBTU, tal como el usado para calcular el valor de la produccin del gas natural para la exportacin en el contrato de licencia (vase el Cuadro No 4).. Se considera que la tarifa regulada de transporte por red principal de ductos convergir a la tarifa base, dada la magnitud de la demanda de exportacin de LNG.10

26

Grfico N 9 Esquema del Proyecto de Explotacin, Transporte y Distribucin del Gas de Camisea


27

Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

Grfico No 10 Evolucin y Proyecciones de la Produccin y Consumo de Gas Natural en EE.UU

100

90

80

70

60

50

40


Volumen (Miles de Millones de Pies Cubicos por da)

2800 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15

30

20

10

0 16 17 18 19 20

-10

Aos (comienzo en el 2000)Total Produccin Interna Canad (Delta de Mackenzie) LNG importado desde terminales propuestos (FERC) Exportaciones Netas a Mxico Alaska Canad (No Delta de Mackenzie) LNG importado desde terminales existentes LNG importado desde terminales propuestos (Guarda Costas) LNG importado desde los terminales planeados Demanda - EEUU

Fuente: Federal Energy Regulatory Commision (FERC).

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Cuadro No 4 Costos Unitarios Aproximados del LNG Peruano (US$/MMBTU)*Precio a boca de pozo Transporte Ducto Principal Precio en la costa Costo de Licuefaccin Precio FOB Transporte a Baja California Sub Total Costo de Regasificacin Transporte en Mexico a USA Precio del gas en USA 0.6 0.89 1.49 0.9 2.39 0.7 3.09 0.3 0.1 3.49 17.19% 25.50% 42.69% 25.79% 68.48% 20.06% 88.54% 8.60% 2.87% 100.00%

* Los precios no incluyen impuestos. Fuente: USA Gas Strategies - World Bank, MEM.

3. Inversiones y Obras Realizadas 3.1. Contrato de Licencia de Explotacin del Lote 88

El operador en la fase de explotacin, PLUSPETROL, ha construido las siguientes facilidades para la produccin de gas natural seco y lquidos de gas natural: Cuadro N 5A Obras realizadas en la Fase de ExplotacinPerforacin Plataforma San M artn 1 Perforacin Plataforma San M artn 3 Sistema de Flow Lines Planta Criognica M alvinas Planta de Fraccionamiento Lobera Linea submarina y T erminal LoberaElaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

Durante la fase de operacin continuarn los trabajos de reforestacin y control de erosin en el Derecho de Va de las lneas de recoleccin y reinyeccin, en el tramo Malvinas - San Martn 1 y entre San Martn 1 - San Martn 3. Para ello se estn produciendo plantones y semillas de especies nativas en viveros ubicados a lo largo del derecho de va. Adems, se realizar la supervisin de los aspectos sociales en la zona de las lneas de conduccin y reinyeccin (Flow Lines) entre las Plataformas San Martn 1 y San Martn 3. 29

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG La inversin real ejecutada, desde el inicio de la obra hasta su conclusin fue de US$ 730 millones. El monto inicialmente estimado en US $ 616 millones se ha visto incrementado, segn PLUSPETROL, debido a la mayor inversin en la construccin de las lneas submarinas y terminal de carga en la planta de Loberas, y por los costos de las pruebas pre-operativas y de puesta en operacin. El monto de inversin programada para el ao 2003 fue US $ 256.2 millones, habindose ejecutado US $ 281.1 millones hasta fines de diciembre del 2003. La inversin programada para el ao 2004 fue de US$ 98.5 millones. La inversin ejecutada se ha financiado con recursos propios del consorcio liderado por Pluspetrol y con prstamos puente (para equipamiento y maquinarias). 3.2. Contrato de Transporte de Gas Natural y Lquidos De acuerdo a informacin proporcionada por Transportadora de Gas del Per (TGP), la fase de transporte ha demandado la construccin de la siguiente infraestructura: Cuadro N 5B Obras Realizadas en la Fase de TransporteDucto de gas seco Ducto de lquidos 730 Km. 560 Km.

Estaciones de Bombeo: Estacin No.1 (PS-1) Estacin No.2 (PS-2) Estacin No.3 (PS-3) Estacin No.4 (PS-4) Estaciones de Reduccin/Terminal: Estacin No.1 (RS-1) Estacin No.2 (RS-2) Estacin Terminal de TGP en Lurn Estacin Terminal TGP en LoberaElaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

Desde el inicio de la obra hasta el final de la construccin, la inversin real ejecutada por el operador fue de aproximadamente US$ 710 millones. Con relacin a los prstamos para el financiamiento complementario aprobado en setiembre del 2003 de la CAF por un monto total de US$ 75 millones y del BID por un monto total de US$ 135 millones (tramo A por US$ 75 millones y tramo B por US$ 60 millones), a la fecha contina pendiente la definicin de los desembolsos respectivos. 30

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG 3.3. Contrato de Distribucin de Gas en Lima y Callao El proyecto de distribucin en alta, media y baja presin en Lima y Callao requiri la habilitacin de una serie de obras, con el objeto de implementar la red base sobre la cual se establecer el servicio de aprovisionamiento de gas natural seco a nivel residencial, comercial e industrial durante los prximos aos. Las principales facilidades construidas a la fecha son las siguientes: Cuadro N 5C Obras Realizadas en la Fase de DistribucinInstalacin del ducto principal (Alta Presin) Ramal ETEVENSA (Ventanilla) Ramal CELIMA 1 (San Juan de Lurigancho) Ramal CELIMA 2 (Los Olivos) Ramal Sudamericana de Fibras Ramal San Lorenzo Ramal Alicorp 1 Ramal Alicorp 2 Corporacin Cermica (Universitaria) Vidrios Industriales City Gate (Lurn) y Estacin TerminalElaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

El monto de inversin inicial directa comprometido por el operador para la construccin de la red troncal primaria de distribucin y los ramales secundarios (incluyendo la ingeniera y los suministros) fue US$ 55.631 millones, los cuales han sido financiados con recursos propios. Adicionalmente, se ejecutarn mayores inversiones en esta fase de la industria conforme la red de distribucin se expanda en funcin del crecimiento de la demanda residencial, comercial e industrial en Lima y Callao. 4. Aspectos Tributarios y Canon Gasfero 4.1. Impuesto a la Renta y Regalas Cada una de las empresas involucradas en el proyecto est sujeta al rgimen tributario comn de la Repblica del Per, que incluye el Impuesto a la Renta, as 31

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG como a las disposiciones especficas que al respecto se establecen en la Ley Orgnica de Hidrocarburos (Ley No 26221) vigentes en la fecha de suscripcin. El Ministerio de Economa y Finanzas es el encargado de garantizar el beneficio de estabilidad tributaria durante la vigencia del contrato, de acuerdo a lo establecido en la Ley General de Hidrocarburos y el Reglamento de la Garanta de la Estabilidad Tributaria (D.S. No 32-95-EF). En el Cuadro No 6 se presenta un resumen de los aspectos ms relevantes en cuanto a los aportes tributarios de las empresas involucradas. En cuanto a las regalas, dado que los productos extrados son de naturaleza diferente, las frmulas para su clculo tambin varan. El valor de la regala viene determinado por la multiplicacin del valor de la produccin fiscalizada (VPF) y el porcentaje de regala (R). Sin embargo, la frmula para el clculo tanto de VPF y R vara segn se trate de petrleo, gas natural o lquidos de gas natural. La regala final es la suma de las regalas obtenidas en cada caso (ver Cuadro No 7). En el caso del proyecto de exportacin de LNG, la tasa por concepto de regala del gas natural seco destinado al mercado externo a la fecha no est establecida. Sin embargo, debido a que el precio en boca de pozo de este producto debera ascender a US$ 0.6 por MMBTU para que llegue en condiciones competitivas a los mercados relevantes (Mxico y Estados Unidos), se prev que la regala sea menor a las tasas establecidas para hacer competitivo el proyecto11. 4.2. Canon Gasfero La transferencia del Canon es un mecanismo redistributivo de la renta gasfera que supone la generacin de mayores ingresos en beneficio de las regiones en las cuales se ubican los recursos gasferos y las reservas marginales. En el Per la Ley No 27506, Ley de Canon, es el dispositivo legal que determina los recursos. A la fecha no se ha definido las tasas del Impuesto Selectivo al Consumo para el gas natural. Debe sealarse sin embargo que el Ministerio de Energa y Minas ha planteado que el gas natural para consumo vehicular no sea gravado con este impuesto para promover el consumo del gas en este segmento. La definicin de la aplicacin de este impuesto esta en manos del Ministerio de Economa y Finanzas.11

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Cuadro N 6 Rgimen Tributario Vigente para el Proyecto CamiseaImpuesto a la Renta: Beneficio de Estabilidad Tributaria para cada una de las empresas que forman el consorcio: se garantiza la estabilidad del rgimen tributario vigente a la fecha de firma del contrato: Tasa de 30% sobre las utilidades netas. Reparto de dividendos y cualquier forma de distribucin de beneficios no estn gravados por el IR. Otros: - Exportacin exenta de todo tributo. - Pago de Tributos aplicables a las importaciones de bienes e insumos requeridos. - Rgimen de Recuperacin Anticipada del IGV para las operaciones anteriores a la exploracin comercial (exploracin, desarrollo y toda inversin anterior a la fecha de inicio de la exploracin comercial). - Las ventas de gas natural seco y los lquidos de gas natural estn afectos al 19% por concepto de IGV. - El gas natural seco no est gravado con el ISC pero s los lquidos de gas natural.Fuente: Contratos de Licencia y Contratos de Estabilidad Tributaria del Proyecto de Camisea. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

naturales cuya explotacin generan Canon y regula en forma general su distribucin a favor de los gobiernos locales (municipalidades) y regionales, centros poblados y comunidades en cuya rea de influencia se hallan dichos recursos. En el ao 2003, con el nimo de corregir algunas limitaciones de la Ley de Canon, se emiti una norma modificatoria que dentro del mbito del Canon Gasfero se centra en dos aspectos12. El primero se refiere a la introduccin de criterios adicionales al poblacional para realizar la distribucin de los recursos del Canon, entre ellos, criterios de pobreza, infraestructura y necesidades bsicas. El segundo aspecto se refiere al establecimiento de una la tasa del Canon Gasfero en 50% del12

. Ley N 28077 del 25/09/2003.

33

Cuadro N 7 Clculo de las Regalas segn Producto ExplotadoValor de la Produccin Fiscalizada (VPF) Porcentaje de Regala ( R )

Hidrocarburos

Lquidos de Gas Natural

Base de 37.24% que aumenta segn incrementos en la produccin acumulada (Precio Promedio de una canasta referencial de (mayor a 100 M M B) o en los precios LGN - $6.4)*Volumen Fiscalizado. internacionales (precio de la canasta llega a 30$ por barril).


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Base de 37.24% que aumenta segn Generadores: Volumen Fiscalizado*$1.00 por incrementos en la produccin acumulada Gas Natural M M BTU. Dems Usuarios: Volumen (mayor a 1TPC) en los precios internacionales (Mercado Interno) Fiscalizado*$1.80 por M M BTU. (precio de la canasta llega a 2$ por M M BTU).

Volumen Fiscalizado* M ayor Valor ($0.6 Sujeto a negociacin con el contratista del Gas Natural M M BTU, Precio en los contratos de compra proyecto de exportacin. (Mercado Externo) venta internacionales).

Fuente: Contratos de Licencia, T ransporte y Distribucin. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

Observaciones

Los productos incluidos en las canastas de referencia son similares a los productos extrados tanto en caractersticas tcnicas (grado API, contenido de azufre) como econmicas (transabilidad en el mercado). Los precios de las canastas de referencia se ajustan de acuerdo a la variacin de los precios internacionales. Se aplican descuentos en los porcentajes de regalas por reinyeccin.

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Impuesto a la Renta obtenido por el Estado de las empresas que realizan actividades de explotacin de gas natural, y del 50% de las Regalas por la explotacin de tales recursos naturales. De acuerdo a la norma, el Canon ser distribuido entre los gobiernos regionales y locales de acuerdo a los ndices de distribucin que establezca el Ministerio de Economa y Finanzas sobre la base de los criterios socioeconmicos mencionados. Los porcentajes de distribucin son los siguientes: El 10% del total recaudado para los gobiernos locales de la municipalidad o municipalidades distritales donde se encuentra localizado el recurso natural. El 25% del total recaudado para los gobiernos locales de la provincia o provincias donde se encuentra localizado el recurso natural, excluyendo al distrito o distritos productores. El 40% del total recaudado para los gobiernos locales del departamento o departamentos de las regiones, excluyendo a la provincia o provincias donde se encuentra el recurso natural. El 25% del total recaudado para los gobiernos regionales donde se encuentra el recurso natural.

Debe destacarse que la modificatoria de la norma establece que estos recursos debern ser utilizados exclusivamente para el financiamiento de proyectos u obras de infraestructura de impacto regional y local, respectivamente. Asimismo, en virtud de las modificaciones antes mencionadas los gobiernos regionales debern entregar el 20% del total percibido por Canon a las universidades situadas en las zonas donde se explota el recurso, destinndolo a la inversin en investigacin cientfica y tecnolgica de impacto regional. En este contexto, deberan definirse lineamientos tendientes a dotar de una base analtica y tcnica a las decisiones de gastos de inversin, de modo que se desarrollen mecanismos de gestin ms eficientes y transparentes.

5. Mercados para el Gas Natural En general, el gas natural puede ser usado para producir energa trmica directamente o para producir combustibles tales como GLP y gasolina natural. 35

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Antes de la puesta en operacin del Proyecto Camisea, en el Per la produccin de gas natural se haba limitado a la extrada de los yacimientos de la Costa Noroeste y la Selva Central, la cual es usada como combustible en la generacin de electricidad, y en las operaciones de las empresas petroleras. En el pasado el gas natural seco fue utilizado como combustible residencial para aproximadamente 350 viviendas en los campamentos de explotacin de la Costa Norte (vase el Cuadro No 8). Cuadro N 8 Per : Consumo de Gas Natural MMPC - 2001Refinacin Zona Generacin Elctrica Operacin Petrolera 45.50% 7,254 79.30% 2,642 97.70% Noroeste 4,502 54.50% 1,897 20.70% 62 2.30% Aguayta 5,385 9,888 100% 9,151 100.00% 2,704 100.00% TotalFuente: Ministerio de Energa y Minas. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

Uso domstico 4.2 100.00% 0 0% 4.2 100.00%

La demanda de gas natural de Camisea proviene principalmente de su uso en la generacin de electricidad (a travs de centrales a ciclo simple y combinado), y en el sector industrial (asociada principalmente a las empresas que han firmado contratos Take or Pay13 y a las nuevas industrias). Sin embargo, tambin existe una importante demanda potencial de gas natural a nivel urbano, representado por el consumo en los segmentos comercial y residencial, y por su uso en el transporte automotriz. Este consumo potencial ir creciendo conforme se desarrolle la red de distribucin en Lima, se extienda la red de transporte a otras regiones, y se d la promocin necesaria para incentivar el consumo del gas. Otra fuente importante de demanda ser la proveniente del mercado de exportacin del gas natural licuefactado (vase el Grfico No 11).

. En general este tipo de contrato alude a un acuerdo entre un comprador y un vendedor donde el primero se compromete a pagar determinado monto fijo incluso cuando el servicio no sea requerido en la magnitud pactada. En el caso del gas natural, esta modalidad de contrato es bastante utilizada debido a que los compradores buscan asegurarse determinado suministro. En estos contratos existen algunas facilidades para que los compradores no tengan que afrontar todos los costos de un consumo menor al esperado como el factor Take or Pay que les permite pagar de forma fija slo un porcentaje de lo contratado (en el caso del contrato de Electroper es de 80%) y otros mecanismos como el carry forward que les permite arrastrar, por un nmero determinado de meses, pagos por exceso a su consumo a fin de usarlos en los meses de mayor consumo (make up).13

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Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Los estudios iniciales disponibles sobre proyecciones de la demanda de gas natural muestran algunas diferencias de acuerdo a los escenarios y supuestos utilizados14. En particular, como se puede apreciar en el Cuadro N 9, los pronsticos han variado significativamente a lo largo del tiempo, debido principalmente a las diferentes estimaciones de las cantidades demandadas en los rubros de generacin elctrica y uso industrial. Cuadro N 9 Estimaciones de la Demanda de Camisea (MMPCD)Escenarios E1: Gas Natural llegaa los generadores elctricos a US$2 por MMPCD ( Stone and Webster; 1998) E2: Gas Natural llega a los generadores elctricos a US$2.5 por MMPCD ( Stone and Webster; 1998) E3: Escenario Optimista de MEM (2001) E4: Escenario Medio de MEM (2001) E5: Escenario Pesimista de MEM (2001)Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

2004 207.3 201.3 109.1 92.7 48.2

2010 397.3 386.4 200.2 143.6 69.4

As, las estimaciones iniciales para el ao 2004 (Stone & Webster; 1998) fluctan entre 201 y 207 millones de pies cbicos diarios (MMPCD) para el caso de los generadores, mientras que las estimaciones ms recientes proyectan una demanda significativamente menor: entre 48 y 109 MMPCD (MEM; 2001). Lo mismo ocurre para el ao 2010, en el que la demanda proyectada flucta en un rango de entre 397 MMPCD para el escenario ms optimista (E1 - Stone & Webster; 1998) y 69 MMPCD para el escenario ms conservador (E5 MEM; 2001). La evolucin completa de las estimaciones entre los aos 2004 y 2010, se aprecia en el Grfico N 12. Debe destacarse que la demanda por gas natural provendra principalmente del sector de generacin elctrica y del sector industrial15. Sin embargo, con motivo de la primera fijacin de las tarifas de transporte y distribucin de gas natural realizadas por la Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria (GART - OSINERG) se han realizado proyecciones de la demanda de gas natural ms realistas y que toman en cuenta la nueva informacin disponible. Las14 15

. Stone & Webster (1998). . La demanda comercial y domstica, an en el largo plazo, se considera pequea. Segn los estudios de Stone & Webster (1998) y Ministerio de Energa y Minas (2001), dicha demanda

37

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Grfico N11 Principales Mercados para el Gas NaturalComercial y TransporteFbricas Hoteles Edificios Escuelas Universidades Transporte Pblico Generacin Elctrica Gas Natural Vehicular LNG

Industrial

Residencial

ExportacinFuente: Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria OSINERG. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

estimaciones de estas proyecciones son algo mayores al escenario medio planteado por el MEM en el ao 2001. En el Cuadro N 10 se presentan las proyecciones de demanda por tipo de cliente para los primeros 20 aos de operacin del proyecto. 5.1. Generacin de Electricidad Considerando el consumo especfico por tipo de central de generacin elctrica y los precios mximos a los que el gas de Camisea ser vendido, en el Grfico N 13 se muestra un indicador de competitividad del gas natural frente a otros combustibles utilizados por dichas centrales. Como se puede apreciar, si el gas fuera utilizado en una central de ciclo simple (CS), el gas natural sera competitivo con todos los combustibles a excepcin del carbn. En cambio, si el gas natural fuese utilizado en una central de ciclo combinado (CC) resultara ser ms competitivo que todo el resto de combustibles.

38

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Grfico N 12 Evolucin de las Diferentes Estimaciones de Demanda para el Gas de Camisea450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2003 E1 2004 2005 E2 2006 2007 E3 2008 2009 E4 2010 E5

Fuentes: Stone & Webster (1998), MEM (2001). Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

La competitividad del gas natural no slo proviene de sus menores costos variables (lo cual hace que las centrales a gas despachen energa antes que otras centrales trmicas), sino tambin de sus menores costos medios, por lo que los inversionistas en generacin elctrica deberan tenerlo como primera opcin16. Si bien esta informacin muestra que el gas natural tendra una demanda asegurada por parte de los generadores, a la fecha Electroper es la nica empresa generadora que ha firmado un Contrato Take or Pay con Pluspetrol, por el 80% del volumen contratado, lo cual equivale a 56 MMPCD17. El 1 de agosto del 2003 se concret la transferencia a la empresa generadora Etevensa (Grupo Endesa) del primer contrato importante de suministro de gas natural que suscribiera anteriormente Electroper. El concurso pblico estableci que el ganador de la licitacin se comprometa a instalar, en el plazo mximo de 15 meses en el caso de centrales existentes y 18 meses para centrales nuevas, una central a gas de ciclo simple con una capacidad de generacin mnima de 250 MW.16 17

. Vase un anlisis ms detallado en Gallardo, Garca y Prez- Reyes (2004). . El volumen contratado total equivale a 70 MMPCD segn el Contrato de Licencia para la Distribucin de Gas Natural por red de ductos de Lima y Callao.

HHPCD

39

Cuadro N 10 Demanda Proyectada del Gas de Camisea (MMPCD) por Tipo de Cliente

Ao Clientes Iniciales Residencial Comercial

Industrial

Consumo Vehicular Generacin Elctrica

Total Demanda Proyectada Distribucin

Consumos en la ruta y demanda vehicular Demanda Proyectada adicional


40

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

12.1 12.4 12.6 12.9 13.1 13.4 13.7 13.9 14.2 14.5 14.8 15.1 15.4 15.7 16.0 16.3 16.6 17.0 17.3 17.7

0.0 2.5 7.5 10.5 10.9 11.1 11.2 11.3 11.6 12.1 13.2 13.3 14.7 14.8 15.1 16.4 16.8 17.1 18.3 18.6

0.0 1 2.7 4.4 6.1 7.7 9.3 10.9 12.4 13.8 15.2 16.6 17.8 19.1 20.2 21.3 22.3 23.2 24.1 24.9

0.0 0 0.5 0.9 1.4 1.8 2.2 2.5 2.7 2.9 3.2 3.4 3.7 4.0 4.4 4.7 5.1 5.5 6.0 6.5

0.0 0.0 0.1 0.3 0.4 0.7 1.0 1.2 1.2 1.3 1.4 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2

58.5 42.4 46.5 66.2 75.8 98.3 114.9 138.5 155.1 181.9 201.1 230.3 250.6 281.3 305.9 336.6 361.3 396.0 423.3 461.4

70.7 60.9 77.4 105.7 118.6 144.0 163.4 189.6 208.9 238.6 262.0 293.4 318.5 351.3 378.4 413.4 440.8 477.9 509.4 549.8

16.6 22.9 49.6 98.7 100.1 101.5 102.1 102.7 103.4 104.0 104.6 105.3 105.9 106.6 107.3 108.0 108.6 109.3 110.1 110.7

87.3 83.8 127.0 204.4 218.7 245.5 265.5 292.3 312.3 342.6 366.6 398.7 424.4 457.9 485.7 521.4 549.4 587.2 619.5 660.5

Fuente: Informes Tcnicos OSINERG - GART / DGN N 0009 - 2003, N 0010 - 2003 y N N 0015 - 2004 coorespondientes a la fijacin de tarifas de transporte, distribucin en alta presin y distribucin en baja presin. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Grfico N 13 Comparacin de Costos de Generacin Elctrica

CS Diesel 2 MD Diesel 2 MD Residual 6 CS Gas Natural CV Carbn CC Gas Natural 0 10

61.2 54.6 39.6 23.5 18 14.520 30US$ / MWh

40

50

60

70

CS: Ciclo Simple

CC: Ciclo Combinado

MD: Motor Diesel

CV: Central a Vapor

Fuente: Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria - OSINERG. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

En una segunda etapa, la empresa contar con un plazo mximo de 21 meses adicionales para construir una central de 125 MW a ciclo simple y una de 187.5 MW a ciclo combinado. El precio por energa para la primera etapa correspondera con el de la barra Lima y para la segunda se estableci un precio base de US$ 24.3 por MWh. El ganador de la licitacin fue el postor que ofreci el menor precio de venta a Electroper en un contrato para los primeros 7 aos de la transferencia (Etevensa ofreci un precio de US$ 23.9 por MWh). Se estableci como penalidad un pago de US$ 15 millones si el ganador no cumpla con los requerimientos y una penalidad diaria de US$ 25,000 en caso de atraso (con un mximo de 90 das). 5.2. Segmento Industrial En cuanto a la demanda industrial, inicialmente 6 empresas firmaron contratos Take or Pay, los cuales garantizan descuentos en el precio del gas natural en el 41

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG punto de recepcin, y otras ventajas18 con las que el resto de consumidores no contar. Como se aprecia en el Cuadro N 11, la demanda inicial del sector industrial est constituida fundamentalmente por empresas de cermicas y vidrieras que sustituirn combustibles como GLP y Residual 6 por gas natural. Es importante sealar que existen empresas tales como Doe Run, EXSA Nitratos, Cementos Lima y Aceros Arequipa que poseen grandes proyectos de inversin, los cuales podran generar una importante demanda de gas natural en el futuro. Sin embargo, estas empresas no han firmado an contratos Take or Pay por requerir un precio ms bajo para ser viables. Cuadro N 11 Consumidores Iniciales de Gas en Lima: Empresas que han firmado contrato Take or Pay con el productorEmpresaAlicorp S.A. Sudamericana de Fibras S.A. Cermica Lima S.A. Vidrios Industriales S.A. Corporacin Cermica S.A. Cermicas San Lorenzo S.A.C

Capacidad Diaria Contratada (MMPCD)1.99 2.79 3.53 2.05 1.09 1.3

Fuente: Contrato de Concesin de la Distribucin de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

El Grfico No 14 muestra las proyecciones de la demanda industrial19 de gas natural en Lima y Callao para los prximos 20 aos hechas por el OSINERG. Como puede apreciarse, la demanda de las industrias menores experimentara tasas de crecimiento altas al inicio del perodo de anlisis debido a la reciente introduccin del gas natural como combustible alternativo. A partir del 2008, las. El artculo 4 del Reglamento de Promocin del Desarrollo de la Industria del Gas Natural seala que, entre los beneficios que tendrn los consumidores iniciales estn: el descuento en precios, mayores plazos para la recuperacin de los volmenes de gas natural pre-pagados (perodos de Make Up y Carry Forward) y otras sealados expresamente en los contratos firmados con el productor. 19 . De acuerdo al Reglamento de la Ley de Promocin de la Industria de Gas Natural, la industria mayor corresponde al grupo de empresas que consume ms de 300,000 m3 de gas natural al mes, mientras que la industria menor esta integrada por empresas cuyo consumo mensual se situa entre 17,000 m3 y 300,000 m3.18

42

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG tasas de crecimiento empiezara a situarse por debajo del 10%. En el periodo 20082023, el crecimiento proyectado de la demanda de las industrias menores mostrara un comportamiento creciente pero estable. Finalmente, en el ao 2023 se espera que dicha demanda se site al nivel de los 95 millones de metros cbicos (aproximadamente 2% de la produccin total proyectada de gas natural seco para ese ao). De otro lado, la demanda de las industrias mayores crecera a tasas mayores en las fases iniciales del proyecto. A partir del 2008, las tasas de crecimiento empezararan a situarse por debajo del 15%. En el periodo 2008-2023, se espera que el crecimiento de la demanda de industrias mayores tienda a estabilizarse. En el ao 2023 se espera que la demanda de las industrias mayores tienda a estabilizarse. En el ao 2023 se espera que la demanda de las industrias mayores se site al nivel de los 355 millones de metros cbicos20 (aproximadamente 6% de la produccin total proyectada para ese ao). De otro lado, el Grfico N 15 analiza la competitividad del gas natural con otros combustibles utilizados por la gran industria. Como se puede apreciar, el gas sera ms econmico que todos los dems combustibles, a excepcin del carbn21, cuyo costo es bastante menor. Es por esta razn que la conversin de grandes empresas, como Cementos Lima, pasara por la negociacin de condiciones especiales. Otra fuente de demanda industrial provendra de las plantas de procesamiento de gas natural, como las de gas natural licuefactado (LNG), amoniaco y metanol, as como las plantas de procesamiento de gas natural a lquidos (GTL). Con el objeto de promover las inversiones en este segmento, el 23 de febrero del 2004 el gobierno peruano promulg la Ley de Promocin de la Inversin en Plantas de Procesamiento de Gas Natural (Ley No 28176), la cual permite extender los beneficios de la Ley Orgnica de Hidrocarburos a las inversiones en este tipo de facilidades (estabilidad tributaria y cambiaria, derechos de uso y servidumbre, manejo de divisas, entre otros). Adems, establece que los gastos de inversin que se realicen para la construccin de las plantas de procesamiento de gas natural antes de. Cabe destacar que en esta categora de consumo, parte de la demanda incluye al parque vehicular. 21 . El carbn constituye, comparativamente, una fuente de energa barata para la industria en el Per, a pesar que a partir del ao 1999 se encuentra gravado con el Impuesto Selectivo al Consumo (Ley N o 27216).20

43

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Grfico No 14 Proyecciones de la Demanda en el Sector Industrial en Lima y CallaoDemanda Proyectada para Industrias Menores100 90 80 70milln de m3

Demanda Proyectada para Industras Mayores400 350 300milln m3

60 50 40 30 20 10 02023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004

250 200 150 100 50 02023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004

Fuente: Informe OSINERG-GART/DGN N 015-2004. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

iniciar sus operaciones comerciales, sern acumulados en una cuenta cuyo monto se pagar mediante una amortizacin lineal, deducindose en porciones iguales durante un periodo de cinco aos. Con esta norma, se garantizan las condiciones para que nuevos inversionistas participen en el procesamiento del gas natural. Por ejemplo, a la fecha ya existen proyectos para la instalacin de plantas de produccin de amoniaco para exportacin en la costa cerca de Caete (en cantidades aproximadas a un milln de toneladas de amoniaco al ao), las cuales podran demandar cerca de 120 a 150 millones de pies cbicos por da de gas natural. Existen otros proyectos para la produccin de metanol, insumo clave para la industria petroquimica, as como proyectos de construccin de plantas de gas natural a lquidos (GTL) las cuales producirn derivados como diesel y gasolinas. Todos estos proyectos constituyen una importante fuente potencial de demanda industrial de gas natural que a futuro pueden incrementar el tamao del mercado interno, as como generar eslabonamientos en industrias conexas. De otro lado, la extensin de la red principal de transporte a otras regiones puede incrementar la demanda industrial en esas localidades. La construccin de los ramales sera financiada con los recursos generados por el canon gasfero o por el aporte de inversionistas privados interesados en expandir sus oportunidades de 44

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Grfico N 15 Comparacin de Costos de Combustibles para Usuarios Gran Industria

Electricidad GLP Diesel 2 Residual 6 Gas Natural Carbn 0

15.8 12.1 10.1 5.1 3.5 2.15 10 US$ / MMBTU 15 20

* Los precios no incluyen IGV. Fuente: Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria OSINERG. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

negocios en el sector energtico. En el Grfico No 16 puede apreciarse un mapa con la posible localizacin de los ramales del ducto principal. En principio existen proyectos definidos para la construccin futura de cuatro ramales: Palestina Cusco, Ayacucho, La Oroya Tarma y Pisco Ica Nazca22. Las principales fuentes de demanda industrial potencial para el gas transportado por los ramales pueden dividirse en tres segmentos: Ruta Central: fundicin y refinera de La Oroya, fbrica de Cemento Andino en Tarma y planta de GTL en La Oroya.

22

. En octubre del 2004 se dar inicio al proceso de seleccin entre las empresas interesadas en la construccin de los ductos regionales para el transporte del gas natural de Camisea, el cual concluir en marzo del 2005. La buena pro se adjudicar en abril de ese mismo ao, y la construccin se realizar entre mayo del 2005 y agosto del 2006. Se espera que la operacin comercial de los ductos de transporte regional empiece en el primer trimestre del 2007. El esquema de adjudicacin contempla las concesiones de transporte y distribucin por un plazo de 30 aos, con ingresos garantizados para el inversionista. Para ello, se estudiar el mercado potencial regional, se realizar la proyeccin de la demanda en diferentes escenarios, se definir la mejor ruta para los ductos, y se realizarn los estudios de impacto ambiental y los estudios financieros.

45

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Ruta Sur Oriental: desarrollo de minas de hierro en Andahuaylas y Combopata, plantas de cemento y GTL en Cusco, as como de gas para Cachimayo. Ruta Sur Medio: planta de fraccionamiento, planta de Aceros Arequipa, planta de hierro esponja en Pisco, mina de hierro y generacin elctrica en Marcona.

Los posibles beneficios de la extensin de la red principal de transporte de gas sern los siguientes: sustitucin de combustibles en uso por otros ms limpio y de menor precio, mejora de la competitividad de las industrias existentes y generacin de nuevas industrias asociadas, reduccin de la contaminacin ambiental, mejora en la calidad de vida de los pobladores de las regiones beneficiadas, generacin de trabajo para pobladores de la zona durante la construccin y la operacin, y una posible reduccin de las tarifas de transporte de gas por el incremento del volumen inyectado en el ducto principal. 5.3. Segmento Residencial y Comercial La provisin de gas natural constituye un servicio pblico domiciliario y comercial que llega a las viviendas, a los centros de comercio y a las industrias a travs de una conexin permanente. Para el control del abastecimiento del servicio se colocan gabinetes que contienen el sistema de regulacin de presin, la vlvula de control de acceso y el medidor del consumo23. Cabe resaltar que las instalaciones de gas natural requieren un mantenimiento mnimo pero constante, tienen bajos costos de operacin y son de una gran confiabilidad de suministro. A su vez, la existencia de una fuente continua de suministro de energa adicional a la electricidad puede tener un efecto positivo sobre el valor del predio (inversin en instalaciones). En el Grfico No 17 puede verse una ilustracin de la acometida en una vivienda que usa gas natural.. En mayor detalle, para suministrar el gas natural a las viviendas y locales comerciales, de manera similar al resto de servicios pblicos abastecidos por redes, es necesario instalar una tubera de servicio que conecte la red de distribucin ubicada en la calle o avenida a travs de una caja registradora donde se reduce la presin y se verifica el consumo de los usuarios. Las tuberas de conexin estn enterradas y equipadas con dispositivos de seguridad de fcil acceso para el control y supervisin de la calidad del servicio por parte de la empresa distribuidora.23

46

Grfico N 16 Localizacin Proyectada de los Ramales del Ducto Principal del Proyecto Camisea

La Oroya y Tarma JUNINMalvinasRo Ma la

LIMA

LA CONVENCIN

Lurin

LIMACAETE

Chimparina

Kepashiato LA MAR Patibamba San Antonio Pacobamba


o

Ro Pis c

47ANGARAES HUAMANGA Rumichaca CHINCHA Huncano PISCO Lobera Humay HUAYTAR Huaytar CANGALLO

HUANCAVELICA Ayacucho

CUSCO

Oceno Pacfico

LEYENDA

APURIMAC AYACUCHO Cusco

Trazo

Campamento Base

Ros Principales

Lmite Distrital

ICA Pisco, Ica, Nazca

Lmite Provincial

Lmite Departamental

Fuente: Transportadora de Gas del Per.

Grfico No 17 Instalaciones domiciliarias para el uso del gas natural a nivel residencial

Instalacin Interna

Vlvula de Artefacto Cocina Calefactor

Terma Calentador de agua Preparacin para futuros aparatos


48

RRegulador Medidor

Medidor

Tubo de conexin y accesorio de transicin

Fuente: Gas Natural de Lima y Callao (GNLC).

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG Los costos de instalacin pueden variar segn el tipo de vivienda, los niveles de consumo y la distancia a la red de distribucin24. En el caso de la instalacin del suministro de gas en un edificio, cada departamento cuenta con un medidor por lo que la facturacin es independiente para cada uno. De acuerdo a los planes de ejecucin del Ministerio de Energa y Minas, el cliente puede pagar a plazos dichos costos de instalacin (vase el Cuadro N 12), incluyendo la parte correspondiente en la factura mensual del servicio. Desde un lugar en la fachada del establecimiento domiciliario o comercial se inician las instalaciones particulares o internas del cliente (conexin de acometida), que deben llegar hasta cada recinto donde se cuente con aparatos domsticos que funcionan con gas natural, como cocinas, termas, sistemas de calefaccin y de aire acondicionado, secadoras de ropa, deshumedecedores e incluso refrigeradoras. Cuadro N 12 Estimacin del Costo de una Instalacin de Gas Natural a una ViviendaRubros Materiales* Obras civiles Mano de obra Total US$ Dlares 150 85 65 300

* Incluye 10 m de tubera de polietileno 1/2 '', medidor, equipos de regulacin, accesorios y caja de proteccin.

Respecto a las proyecciones de la demanda para estos segmentos en Lima y Callao, las cifras muestran que al inicio del perodo de anlisis la demanda de gas natural experimentar tasas crecientes asociadas a la reciente introduccin del gas as como a la internalizacin, por parte de los consumidores, de las bondades que presenta este combustible como elemento energtico. El crecimiento anual de la demanda tiende a estabilizarse alrededor de 8.35% a partir de 2011. Asimismo, se espera que para el 2023 la demanda residencial de gas natural sea de 66 millones de metros cbicos (cerca de 1.41% de la produccin total proyectada para ese perodo). De otro lado, el crecimiento anual de las demanda comercial tiende a estabilizarse24

. Es esperable que con el desarrollo de la red de distribucin se alcancen suficientes economas de escala que disminuyan los costos de conexin a la red para los usuarios residenciales y comerciales.

49

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG a partir de 2011 alrededor de una tasa de 5.41%. Asimismo, se espera que para el 2023 la demanda comercial de gas natural en Lima y Callao ascienda a 22 millones de metros cbicos (cerca de 0.5% de la produccin total proyectada para ese ao). El Grfico No 18 muestra las proyecciones de demanda para estos segmentos Grfico No 18 Proyecciones de la Demanda en el Sector Residencial y Comercial en Lima y CallaoDemanda Proyectada en el Segmento Residencial80.00 70.00 60.00milln m3 milln m3

Demanda Proyectada en el Segmento Comercial25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 0.002023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004

50.00 40.00 30.00 20.00 10.00 0.002023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004

Fuente: Informe OSINERG-GART/DGN N 015-2004. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG.

5.3.1. Ventajas del Gas Natural en el Segmento Residencial y Comercial Entre las fuentes de energa, el gas natural se caracteriza por su eficiencia, bajo costo y limpieza. Es tambin una energa verstil, que se puede emplear tanto en el hogar como en diversas actividades comerciales. Si se tiene en cuenta que de acuerdo a la Encuesta Residencial sobre Consumo y Usos de la Energa 2003 OSINERG, un hogar compra dos balones de 10 Kg. por mes y que cada baln cuesta entre 29 y 33 soles, el gas natural resulta una alternativa atractiva como fuente de energa para cocina25 dado que el costo para ese mismo consumo se reducira cerca de la mitad26.. Precios al usuario (Marzo 2004): Electricidad = 0,3175 S/ KWh; GLP = 33.7 S/ baln; Kerosene = 8.18 S/ galn; Carbn = 0,70 S/ Kg; Lea = 0,25 S/ Kg; Gas Natural = 7.5 US$/ MMBTU (Valores estimados segn GART - OSINERG). 26 . De acuerdo a estimaciones realizadas por el Ministerio de Energa y Minas, con el gas natural el costo para generacin de calor se reducira en un 70% en las viviendas que slo usan electricidad.25

50

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG De acuerdo al Grfico N 19, respecto al consumo mensual de energa de una vivienda, el gas natural es ms barato que la electricidad, el GLP y el kerosene, siendo slo superado por combustibles ms contaminantes como el carbn y la lea. Adems de estas ventajas, consumir gas natural es ms conveniente para los hogares o establecimientos comerciales dado que su provisin mediante tuberas brinda mayores facilidades para su acceso una vez instalada la conexin de abastecimiento: su despacho es permanente, produce menores emisiones contaminantes y se paga despus de consumirlo. En el caso de los locales comerciales, el gas natural resulta an ms competitivo (vanse los grficos No 20 y 21). Grfico N 19 Costo Promedio por Fuente Mensual del Consumo de Energa en Viviendas y Locales Comerciales segn Fuente

400 350 300 250 200 150 100 50 0

372

286

Nuevos Soles por Mes

219

142 86 66 51 33 22 16Lea

Electricidad

GLP

Kerosene

Gas Natural

Carbon

Vivienda

Local Comercial

* Los montos incluyen IGV. Fuente: Direccin General de Hidrocarburos MEM.

Otra de las utilidades del gas natural es la que se refiere al servicio de calefaccin de agua y del ambiente. Un sistema de calefaccin a gas natural permite, tanto a viviendas como a locales comerciales, disfrutar de este servicio a un bajo costo con equipos que podran adaptarse a diversas necesidades. La implementacin del sistema de calefaccin del ambiente consiste en la instalacin de un radiador en el ambiente que se desee, el cual genera calor sin consumir el aire interior ni alterar la esttica del mismo. El empleo de calentadores de agua a gas natural, 51

Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG tanto en viviendas como locales comerciales, permitir un calentamiento instantneo del agua, a un bajo costo y sin lmite. A estas ventajas se suma el hecho que aquellos equipos generan un mayor ahorro al entrar en funcionamiento slo en el momento en que se necesita permitiendo contar con un suministro continuo. Por otro lado, el gas natural es un combustible que genera un menor grado de contaminacin, debido a que su combustin no genera gases txicos ni residuos27. A su vez, dado que su distribucin se realizar a travs de tuberas subterrneas, no atenta contra la vida animal o vegetal, ni daa el paisaje. El empleo de este combustible brinda mayor comodidad dado que su suministro es continuo, evitndose as la incomodidad para los usuarios de tener que almacenar combustible en tanques o cilindros. La experiencia internacional muestra que los riesgos en el uso del gas natural son mnimos, pues este producto no es txico ni corrosivo y se disipa rpidamente al ambiente cuando hay alguna fuga. Dado que el producto no tiene color ni olor, como medida de seguridad se le adiciona un odorizante con la finalidad de detectarlo fcilmente. En resumen, los mayores beneficios para los consumidores finales28 provienen del bajo costo por consumo mensual de este servicio, lo cual permite que se pueda generar un ahorro sustancial en comparacin con el uso de otros combustibles. Cocinar alimentos con gas natural es la alternativa ms ventajosa respecto a otros combustibles como el kerosene, el GLP, la lea y el carbn, as como tambin a la energa elctrica. Segn clculos del Ministerio de Energa y Minas, el uso del gas natural puede generar un ahorro de hasta 50 por ciento para los usuarios residen

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