GERENCIA DE FISCALIZACION DE GAS NATURAL

BOLETIN ESTADISTICO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL FEBRERO 2013

INDICE

1.

INTRODUCCION _________________________________________________________ 5

2.

DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ____________________________ 5

3.

INDICADORES __________________________________________________________ 5 3.1.

MATRIZ ENERGETICA _____________________________________________________ 5

3.2.

INFRAESTRUCTURA ______________________________________________________ 6

3.3.

RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL ______________________ 8

3.4.

PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 10

3.5.

PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA ____ 13

3.6.

TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 14

3.7.

DISTRIBUCION DE GAS NATURAL __________________________________________ 16

3.8.

GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL___________________________________ 17

3.1.1. 3.1.2. 3.2.1. 3.2.2. 3.3.1. 3.3.2. 3.4.1. 3.4.2.

3.6.1. 3.6.2. 3.7.1. 3.8.1.

Matriz Energética en el mundo ___________________________________________________ 5 Matriz Energética en el Perú _____________________________________________________ 5 Infraestructura de producción en Camisea __________________________________________ 6 Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución ___________________________ 7 Reservas de gas natural _________________________________________________________ 8 Reservas de líquidos de gas natural ________________________________________________ 9

Producción de gas natural ______________________________________________________ 10 Producción de líquidos de gas natural _____________________________________________ 12

Transporte gas natural _________________________________________________________ 14 Transporte líquidos de gas natural________________________________________________ 15 Consumo de gas natural de Camisea por sectores ___________________________________ 16

Sistema de distribución de gas natural ____________________________________________ 17 Redes de distribución en Lima y Callao __________________________________________ 17 Redes de distribución en Ica __________________________________________________ 17 3.8.2. Registro de instaladores ________________________________________________________ 18 3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias ____________________________________ 18 a. Sistema de Distribución de Lima y Callao _______________________________________ 18 c. Sistema de Distribución de Ica _________________________________________________ 19 3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial ____________________________________ 19 a. b.

3.9.

GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL _________________________________ 20

3.10.

GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELECTRICO __________________________________ 20

3.10.1. 3.10.2.

a. b.

Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica ________________________________ 20 Centrales eléctricas _________________________________________________________ 20 Generación eléctrica ________________________________________________________ 22 Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica_________________________ 23

3.11.

MERCADO DE GNV Y GNC ________________________________________________ 23

3.12.

EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO __________________________________ 27

3.11.1. 3.11.2. 3.11.3. 3.11.4. 3.11.5. 3.11.6. 3.12.1. 3.12.2. 3.12.3.

ITF para instalaciones de GNV ___________________________________________________ 23 Estaciones de GNV con ITF ______________________________________________________ 24 Demanda de GNV _____________________________________________________________ 24 Número de vehículos a GNV_____________________________________________________ 25 Estaciones de gas natural comprimido (GNC) _______________________________________ 25 Unidades de transporte de GNC _________________________________________________ 26 Suministro de gas natural a la Planta Melchorita ____________________________________ 27 Embarques de gas natural licuado ________________________________________________ 27 Volumen de gas natural exportado _______________________________________________ 28

3.13.

INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO__________________ 29

3.14.

INVERSIONES Y PROYECTOS ______________________________________________ 32

3.13.1. 3.13.2. 3.13.3. 3.13.4. 3.13.5.

3.14.1. 3.14.2.

4.

Producto Bruto Interno ________________________________________________________ 29 Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos ________________________________ 29 Principales marcadores del precio de los hidrocarburos ______________________________ 30 Precio Henry Hub _____________________________________________________________ 30 Precios del gas natural vehicular y residencial ______________________________________ 31 a. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular ________________________ 31 b. Precio gas natural residencial _________________________________________________ 32 Inversiones programadas para los próximos años ___________________________________ 32 Proyectos futuros _____________________________________________________________ 33

FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS ___________________ 34 4.1.

VOLUMEN _____________________________________________________________ 34

4.2.

ENERGIA ______________________________________________________________ 35

4.3.

PRESION ______________________________________________________________ 35

4.4.

EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL __________________________________ 36

4.5.

GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA ___________________________________ 37

ABREVIATURAS Y SIMBOLOGIA UTILIZADA ABREVIATURA

DESCRIPCION

API

American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo)

ASME

American Society Mechanical Engineer (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos)

BEP

Barriles equivalentes de petróleo

MMBEP

Millones de barriles equivalentes de petróleo

BCF

Billones de pies cúbicos (EEUU: 10 pies cúbicos / España: 10 pies cúbicos)

BCFD

Billones americanos de pies cúbicos por día

BLS

Barriles

MBLS

Miles de barriles (10 barriles)

MMBLS

Millones de barriles (10 barriles)

BPD

Barriles por día

MBPD

Miles de barriles por día

MMBPD

Millones de barriles por día

BTU

British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica)

MMBTU

Millones de BTU

°C

Grados centígrados

C3

Propano

C 3+

Propano y más pesados

C4

Butanos

C 4+

Butanos y más pesados

C5

Pentanos

C 5+

Pentanos y más pesados

Coma (,)

Para separar miles

°F

Grados Fahrenheit

Gl

Galón: equivale a 3,78533 litros (Galón de los EEUU)

GLP

Gas licuado de petróleo

GN

Gas natural

GNC

Gas natural comprimido, gas natural que ha sido comprimido a una presión máxima de 25MPa (250 bar)

GNV

Gas natural vehicular

ITF

Informe técnico favorable

KW-Hr

Unidad de energía: 1,000 Watt-Hora

MW-Hr

10 Watts-Hr

9

12

3

6

6

ABREVIATURA

DESCRIPCION

LNG

Gas natural licuado: gas natural en estado líquido a temperatura a –160°C, lo que permite reducir su volumen 600 veces para facilitar su almacenamiento y transporte.

LGN

Líquidos del gas natural

3

m

Metro cúbico

m STD

Metro cúbico estándar: un metro cúbico (m3) a 15ºC y a una presión absoluta de 1.013 mbar

MW

Mega Watts

NTP

Norma Técnica Peruana

PC

Pie cúbico

MPC

Miles de pies cubico

MPCD

Miles de pies cubico por día

MMPC

Millones de pies cúbico

MMPCD

Millones de pies cúbico por día

3

BCF TCF

9

Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 10 pies cúbicos / Sistema Internacional: 12 10 pies cúbicos) 12 Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 10 pies cúbicos / Sistema 18 Internacional: 10 pies cúbicos)

TCFD

Trillones de pies cúbico por día

PSIA

Libras por pulgada cuadrada absoluta, Presión Absoluta (psia) = Presión manométrica (psig) + Presión Atmosférica (14.7 psi)

Punto (.)

Para separar decimales

TEP

Tonelada equivalente de petróleo

MTEP

Miles de toneladas equivalentes de petróleo

MMTEP

Millones de Toneladas equivalentes de petróleo

TM

Toneladas métricas

Watts

Unidad de potencia

KW

1,000 Watts

MW

10 Watts

GW

10 Watts

6 9

1. INTRODUCCION Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma mensual los indicadores más relevantes de la industria de gas natural, los cuales serán presentados en el Boletín de Indicadores del Gas Natural, cuya publicación presentamos en formato digital y está disponible en la página web de OSINERGMIN.

2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998 se concentró en la zonas de Talara donde básicamente el gas natural era usado para la generación eléctrica en las operaciones petroleras y para uso residencial en los campamentos de explotación de la costa norte. A partir de ese año se extendió a la selva central con el inicio de las operaciones del proyecto Aguaytía, y por el lado de las labores de supervisión, estas eran desarrolladas por OSINERGMIN a través de la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos. Posteriormente en agosto del 2004 se inician las operaciones comerciales del Proyecto Camisea, dando lugar a un creciente desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país, lo cual impulsó a OSINERGMIN a replantear su organización, creando así en agosto del 2007 la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural, con la finalidad de atender la demanda de regulación y supervisión de las actividades del gas natural en el país. El desarrollo alcanzado por esta industria se ve reflejado en el costo de la explotación del gas natural valorizada en 1,311.7 MMUS$ en el año 2012, 91 veces mayor que los 14.4 MMUS$ del año 2002, además es importante mencionar que el Proyecto Camisea tiene una participación en dicho costo con 95 %. Con satisfacción podemos afirmar que el rol supervisor ejercido por OSINERGMIN ha contribuido a darle sostenibilidad al desarrollo de esta industria.

3. INDICADORES 3.1. MATRIZ ENERGETICA 3.1.1. Matriz Energética en el mundo Durante las últimas cinco décadas, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 46.4% en el año 1971 al 33.1% correspondiente al año 2011. Con respecto al gas natural y la energía nuclear presentan una tendencia creciente en la participación de la energía primaria tal como se muestra en el gráfico Nº 1. Sin embargo el consumo del carbón se ha mantenido constante a lo largo de las cinco décadas, manteniéndose como el segundo proveedor significativo de la energía primaria con una participación aproximada del 28%.

5

100%

Hidroenergía

90% 80%

Gas Natural

Petróleo

Nuclear

Renovables

Carbón

5.4%

6.0%

6.2%

6.2%

6.5%

18.7%

19.9%

22.2%

23.4%

23.7%

46.4%

43.6%

38.7%

38.0%

33.1%

0.5%

2.9%

5.8% 0.4%

6.3% 0.6%

29.0%

27.7%

27.0%

25.5%

1971

1981

1991

2001

70% 60% 50% 40% 30%

4.9% 1.5%

20% 10% 0%

30.4%

2011

GRAFICO Nº 1. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO – ULTIMAS CINCO DECADAS FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

La evolución de la matriz energética mundial en la última década se muestra en el gráfico Nº 2, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 38.0% en el año 2001 al 33.1% correspondiente al 2011. Con respecto a los otros sectores se observa una tendencia estable a excepción del consumo del carbón, que presenta un tendencia creciente, pasando de un participación del 25.5% en al año 2001 al 30.4% en el año 2011. 100%

Hidroenergía

Gas Natural

Petróleo

Nuclear

Renovables

Carbón

6.2%

6.2%

6.0%

6.0%

6.1%

6.2%

6.1%

6.3%

6.5%

6.5%

6.5%

23.4%

23.6%

23.5%

23.2%

23.2%

23.1%

23.3%

23.7%

23.4%

23.8%

23.7%

38.0%

37.6%

37.1%

36.8%

36.2%

35.6%

35.2%

34.6%

34.4%

33.6%

33.1%

6.3%

6.3%

6.0%

5.8%

5.7%

5.5%

5.4%

5.4%

5.2%

4.9%

0.6%

0.7%

6.0%

25.5%

25.7%

26.8%

27.3%

27.9%

28.5%

29.0%

29.0%

29.1%

29.6%

30.4%

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

90% 80% 70% 60% 50% 40% 30%

0.6%

0.7%

0.8%

0.8%

0.9%

1.1%

1.2%

1.3%

1.5%

20% 10% 0%

GRAFICO Nº 2. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO 2001 - 2011 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

El año 2011, de acuerdo a lo mostrado en el gráfico Nº 3, en Asia Pacífico el mayor consumo se concentró en el carbón (2,553.2), en Europa y Eurasia en el gas natural (991.0 MMTEP), en Norte América en el petróleo (1,026.47 MMTEP), en Medio Oriente en el petróleo (371.0 MMTEP) en Sur y Centro América en el petróleo (289.1MMTEP) y en África también lo fue el petróleo (158.3 MMTEP).

6

GRAFICO Nº 3. CONSUMO DE ENERGIA EN EL MUNDO - AÑO 2011

FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

5

3.1.2. Matriz Energética en el Perú En nuestro país, el consumo de gas natural durante los años 71, 81 y 91 sólo representó entre el 1.3% y 1.4% de la matriz energética. En las dos últimas décadas según se muestra en el gráfico Nº 4, el gas natural creció del 3.2% al 29.8%, el primer crecimiento explicado por el desarrollo de los proyectos Aguaytía el año 1997, y Camisea el año 2004. MBEPD

Hidroenergía

100%

11.0% 1.3%

11.2% 1.3%

90%

Gas Natural

80%

Petróleo

16.6%

15.7%

1.4%

3.2%

Carbón 10.3%

29.8%

70% 60% 50%

83.2%

85.2%

40%

78.6%

76.8% 58.2%

30% 20% 10% 0%

4.3%

2.5%

3.4%

4.3%

1.7%

1971

1981

1991

2001

2011

GRAFICO Nº 4. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU – ULTIMAS CINCO DECADAS FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA

En el gráfico Nº 5 se muestra como la participación del gas natural en la matriz energética durante los últimos 10 años, ha pasado del 3% en el año 2001 al 30% en el 2011, se espera que en los próximos años se mantenga esta tendencia, y que su participación sea tan alta como 33%, al igual que el petróleo y las energías renovables. Hidroenergía

MBEPD

100%

90% 80%

Gas Natural

16%

16%

17%

14%

14%

3%

4%

5%

7%

12%

Petróleo

Carbón

15%

14%

12%

12%

14%

18%

21%

21%

67%

63%

63%

63%

70%

11%

10%

28%

30%

58%

58%

60% 50% 40%

77%

75%

73%

73%

69%

30% 20% 10% 0%

4%

5%

6%

5%

5%

4%

5%

4%

4%

3%

2%

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

GRAFICO Nº 5. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU - 2001 AL 2011 FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA

5

Durante el 2011, el consumo de energía primaria en el Perú ascendió a 349.1 MBEPD, 9.3% mayor al resultado del año 2010, donde el consumo de energía era de 319.5 MBEPD. La participación del gas natural alcanzó el 30% del total de la demanda de energía nacional.

Gas Natural, 104.1, 30%

Petróleo, 203.1, 58%

Hidroenergía, 35.83, 10% Carbón, 6.0, 2% MBEPD GRAFICO Nº 6. CONSUMO DE ENERGIA PRIMARIA - AÑO 2011 FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA

3.2. INFRAESTRUCTURA El crecimiento de la infraestructura de producción, procesamiento, transporte y distribución de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda.

3.2.1. Infraestructura de producción en Camisea Pozos en el Lote 88: 14 Productores, 1 Productor – Reinyector, 3 Reinyectores. LOCACIÓN

SAN MARTÍN 1

SAN MARTÍN 3

CASHIRIARI 1

CASHIRIARI 3

POZO ESTADO SAN MARTIN 1 Productor SAN MARTIN 1001D Productor SAN MARTIN 1002D Productor - Reinyector SAN MARTIN 1003D-ST1 Productor SAN MARTIN 1004D-ST1 Productor SAN MARTIN 3-ST1 Reinyector SAN MARTIN 1005 Reinyector SAN MARTIN 1006 Reinyector CR1-1R Productor CR1-1001D Productor CR1-1002D Productor CR1-1003D Productor CR1-1004D Productor CR3-ST2 Productor CR3-1005D-ST1 Productor CR3-1006D Productor CR3-1007D Productor CR3-1008D Productor CUADRO Nº 1. POZOS DEL LOTE 88

FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

6

Pozos en el Lote 56: 5 Productores, 2 Productor – Reinyector. LOCACIÓN PAGORENI A

PAGORENI B MIPAYA

POZO ESTADO PAG 1004D Productor - Reinyector PAG 1005D Productor - Reinyector PAG 1006D Productor PAG 1007D Productor PAG 1001D Productor PAG 1002D-ST1 Productor PAG 1003D-ST1 Productor MIP-1002-XD Productor ( en construcción) CUADRO Nº 2. POZOS DEL LOTE 56

FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución En el Cuadro Nº 3 se puede apreciar el continuo crecimiento de la infraestructura de procesamiento, transporte y distribución de gas natural durante el periodo 2004-2013, lo cual ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda tanto de gas natural como de los líquidos de gas natural. INFRAESTRUCTURA

2004 2005 2006 2007 2008

2009

2010

2011

2012

2103

PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL (MMPCD) MALVINAS

440

440

440

440 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160

AGUAYTIA

70

70

70

70

70

70

70

70

70

70

GMP

80

80

80

80

80

80

80

80

80

80

314

314

380

450

530

610

610

DUCTO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (MMPCD) TGP

314

314

314

DUCTO DE TRANSPORTE DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL (MBPD) TGP

50

50

50

50

70

85

88

88

110

110

255

255

255

255

255

255

255

255

DUCTO DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL (MMPCD) GNLC

255

255

PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE LGN (MBPD) PISCO - CAMISEA

50

50

50

50

85

85

85

85

85

120

PUCALLPA - AGUAYTIA

4.4

4.4

4.4

4.4

4.4

4.4

4.4

4.4

4.4

4.4

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

2

2

2

2

2

2

2

2

2

VERDUN-GRAÑA Y MONTERO PROCESADORA DE GAS PARIÑAS

-

CUADRO Nº 3. INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL FUENTE: PROPIA - MINEM. ELABORACION PROPIA

En el Cuadro Nº 4 se muestra la infraestructura de las refinerías de petróleos para el periodo 2004 - 2013, donde se observa que el crecimiento de la infraestructura de procesamiento y almacenamiento de crudo y derivados, prácticamente ha permanecido constantes durante el periodo ocasionando que las refinerías mantengan un nivel de configuración de procesamiento por debajo de los estándares internacionales, con alto volumen de procesamiento de fondos (residuales) de bajo valor. En contra parte esta falta de crecimiento de la capacidad de refinación se ha visto compensada por el incremento de la capacidad de fraccionamiento de LGN, que desde el 2004 al 2013 ha pasado de 57.4 a 124.4 MBPD.

7

INFRAESTRUCTURA

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

REFINERIA DE PETROLEO (MBPD) SHIVIYACU - PLUSPETROL

5.2

5.2

5.2

5.2

5.2

5.2

5.2

5.2

5.2

5.2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

3.25

3.25

3.25

3.25

3.25

3.25

3.25

3.25

3.25

3.25

12

12

12

12

12

12

12

12

12

12

15.5

15.5

15.5

15.5

15.5

15.5

15.5

15.5

15.5

15.5

65

65

65

65

65

65

65

65

65

65

PAMPILLA - REPSOL

102

102

102

102

102

110

110

110

110

110

TOTAL REFINERIAS PETROLEO

205

205

205

205

205

213

213

213

213

213

TOTAL PLANTAS FRACCIONAMIENTO

57.4

59.4

59.4

59.4

94.4

94.4

94.4

94.4

94.4 129.4

EL MILAGRO - PETROPERU PUCALLPA - MAPLE IQUITOS - PETROPERU CONCHAN - PETROPERU TALARA - PETROPERU

CUADRO Nº 4. INFRAESTRUCTURA DE REFINERIAS DE PETROLEO FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

3.3. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL 3.3.1. Reservas de gas natural La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden a 12.70 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 89%, ver cuadro Nº 5 y gráfico Nº 7. AREA Costa Norte

2001 0.17

2002 0.16

2003 0.19

2004 0.20

2005 0.21

2006 0.21

2007 0.20

2008 0.33

2009 0.25

2010 0.24

2011 0.91

Zócalo

0.17

0.18

0.18

0.18

0.29

0.29

0.28

0.66

0.35

0.29

0.29

Selva Central

0.28

0.27

0.25

0.24

0.22

0.21

0.19

0.17

0.22

0.21

0.21

Selva Sur

8.11

8.11

8.11

10.87

11.20

11.15

11.15

11.04

11.18

11.72

11.29

Total

8.73

8.72 8.72 11.49 11.93 11.84 11.82 12.20 12.00 CUADRO Nº 5. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL – TCF

12.46

12.70

FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

TCF 14 12 10

8.7

8.7

8.7

2001

2002

2003

11.5

11.9

11.8

11.8

12.2

12.0

12.5

12.7

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

8 6 4 2 0

GRAFICO Nº 7. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL NIVEL PAIS FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

La reservas probadas de gas natural en el país, actualmente representan el 44% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 8.

8

RESERVAS POSIBLES

100%

RESERVAS PROBABLES

RESERVAS PROBADAS

90% 80%

37% 40%

44%

44%

44%

44%

44%

26%

38%

38%

38%

41%

22%

23%

23%

20%

43%

47%

70% 60% 50% 25%

27%

40%

26%

26%

26%

26%

30%

30%

30%

30%

17%

30% 31%

24%

30% 20% 38% 33% 10%

39%

39%

40%

39%

44%

39%

29%

27%

0% 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

2009 2010 2011

GRAFICO Nº 8. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

3.3.2. Reservas de líquidos de gas natural La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden en la actualidad a 627 MMBLS, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 98%, ver cuadro Nº 6 y gráfico Nº 9. AREA Zócalo

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

-

-

-

-

-

-

-

-

13.3

6.6

6.7

Selva Central

13.3

12.3

10.5

9.1

7.7

6.5

5.4

4.4

6.8

6.5

8.2

Selva Sur

566.5 566.5 566.5 708.9 687.7 675.0 668.7 653.8 611.6 644.9 612.1

Total 579.8 578.8 577.0 718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0 CUADRO Nº 6. FUENTE MINEM: RESERVAS PROBADAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL – MMBLS FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

MMBLS 800 600

718.0 579.8

578.8

695.4

681.5

674.1

658.2

577.0

631.7

658.0

627.0

2009

2010

2011

400 200 0

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

GRAFICO Nº 9. RESERVAS PROBADASDE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL A NIVEL PAIS FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

Actualmente las reservas probadas de líquidos de gas natural en el país, representan el 40% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 10.

9

RESERVAS POSIBLES

100% 90% 80%

32%

RESERVAS PROBABLES

34%

34%

33%

33%

33%

25%

25%

25%

25%

25%

34%

28%

15%

21%

RESERVAS PROBADAS

28%

28%

29%

38%

70% 60% 50%

23%

22%

22%

22%

20%

33% 34%

40% 30%

45% 42%

42%

42%

42%

42%

2000

2001

2002

2003

51%

51%

50%

50%

1999

2004

2005

2006

2007

25%

49%

10% 0% 1998

27% 48%

2008

40% 28%

28%

2009

2010 2011

GRAFICO Nº 10. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

3.4. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL 3.4.1. Producción de gas natural En el gráfico Nº 11 se muestra la evolución de la producción de gas natural en el país. Durante el año 2012, la producción del proyecto Camisea (Lotes 56 y 88) representó el 94.7 % del total producido, tal como se puede observar las cifras mostradas en el cuadro Nº 7. MMPC 450,000 COSTA NORTE Y ZOCALO

400,000

PLUSPETROL CORP. 88 PLUSPETROL CORP. 56

350,000

AGUAYTIA 31C

300,000 250,000 200,000 COSTA NORTE Y ZOCALO

150,000 100,000

PLUSPETROL CORP. 88

50,000

PLUSPETROL CORP. 56

AGUAYTIA 31C 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción del mes de enero GRAFICO Nº 11. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

10

2011

2012

2013

COMPAÑIA

ZONA

COSTA NORTE

LOTE

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

GMP

I

120.6

181.1

217.8

788.4

941.1

1,024.5

1,449.9

1,750.7

1,709.3

1,648.8

1,671.1

1,750.5

PET. MONTERRICO

II

0.0

62.3

329.1

347.5

SAPET PEREZ COMPANC / PETROBRAS OLIMPIC

VI/VII

1,210.0

1,232.1

1,436.3

1,513.6

1,176.6

969.0

751.2

719.8

457.9

787.4

930.4

1,100.7

X

2,953.2

2,322.0

2,570.9

3,070.5

3,664.0

3,701.0

3,689.5

3,983.0

3,885.8

4,452.7

4,948.6

3,876.3

225.6

860.2

645.0

417.9

438.8

440.9

346.4

206.0

229.5

342.1

1,077.0

4,283.8

3,960.8

5,085.2

6,017.5

6,199.8

6,133.4

6,331.6

6,799.8

6,258.9

7,180.7

8,221.4

8,151.9

3,344.4

2,786.0

3,473.0

4,082.1

3,720.9

5,155.1

5,133.2

5,159.4

4,015.2

4,126.5

4,038.8

3,043.9

3,344.4

2,786.0

3,473.0

4,082.1

3,720.9

5,155.1

5,133.2

5,159.4

4,015.2

4,126.5

4,038.8

3,043.9

7,628.2

6,746.8

8,558.2

10,099.6

9,920.7

11,288.5

11,464.8

11,959.2

10,274.1

11,307.2

12,260.2

11,195.8

7,032.8 28,440.8

37,583.9

69,006.0

93,090.3

99,722.9

135,672.8 167,131.4 182,113.3

93,090.3

99,722.9

98,642.3 215,210.7 214,298.0

XIII

TOTAL COSTA ZOCALO

PETROTECH

Z-2B

TOTAL ZOCALO TOTAL COSTA NORTE Y ZOCALO SELVA SUR SELVA CENTRO

PLUSPETROL CORP.

88

PLUSPETROL CORP.

56

AGUAYTIA

31 C

TOTAL ZONA SELVA TOTAL

MMPCD

5,448.4

8,851.8

9,924.8

13,223.2 15,205.5

13,818.7

14,014.7

14,906.2

12,684.0

5,448.4

8,851.8

9,924.8

20,256.0 43,646.3

51,402.6

83,020.7

107,996.5

112,406.9

244,302.0 388,909.3 407,598.9

13,076.5

15,598.6

18,483.0

30,355.7 53,567.1

62,691.1

94,485.5

119,955.7

122,681.0

255,609.2 401,169.4 418,794.7

35.8

42.7 50.6 83.2 146.8 171.8 258.9 CUADRO Nº 7. PRODUCCION DE GAS NATURAL A NIVEL PAIS - MMPC FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

11

328.6

336.1

9,987.0

700.3

6,567.2

1,099.1

11,187.6

1,144.2

Respecto a los volúmenes de gas exportado, podemos indicar que en febrero del 2013 se alcanzó en promedio 618 MMPCD de los 1,073 MMPCD producidos en Camisea. Por otro lado el volumen acumulado de gas natural exportado al presente mes es equivalente a 0.55 TCF, lo cual representa el 65.2 % del total producido por Camisea, ver gráfico Nº 12. Volumen acumulado de GN para el mercado interno

TCF

Volumen acumulado de GN exportado

1 0.84

0.82

0.8 0.64

0.6 0.34

0.4

0.55

0.51

0.48 0.30

0.24 0.15

0.2 0.04

0.01

0

2004

2005

0.09

0.08

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

feb-13

GRAFICO Nº 12. GAS NATURAL PARA CONSUMO INTERNO Y EXPORTACION – PROYECTO CAMISEA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.4.2. Producción de líquidos de gas natural En el cuadro Nº 8 y gráfico Nº 13, se muestra la evolución de la producción de LGN en el país desde el año 2001 al 2012, las cuales pasaron de 3.89 a 83.33 MBPD. EMPRESA

LOTE

2001 2002 2003 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

AGUAYTIA

31 C

3.96

4.09

4.03

3.90

3.70

3.33

3.00

2.67

2.67

2.50

2.46

2.67

88

---

---

---

10.32 32.14 34.68 33.76 30.77 36.59 47.38 44.51 45.82

56

---

---

---

---

---

---

---

Z-2B

---

---

---

---

---

---

---

MBPD 3.96

4.09

4.03 14.22 35.84 38.01 36.76 43.45 74.25 84.47 83.16 86.33

PLUSPETROL PETROTECH

TOTAL

10.02 34.44 33.39 35.00 36.56 ---

0.56

1.20

CUADRO Nº 8. PRODUCCION DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL - MBPD FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

12

1.19

1.27

MBPD 45000

SAVIA Z-2B AGUAYTIA 31 C PLUSPETROL CORP. 88 PLUSPETROL CORP. 56

40000 35000

SAVIA Z-2B

30000 25000 20000 15000

AGUAYTIA 31 C

10000

PLUSPETROL CORP. 88

5000 0 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

PLUSPETROL CORP. 56 2010

2011

2012

2013

Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción del mes de enero GRAFICO Nº 13. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA

En el mes de febrero del 2013 el factor de procesamiento de la Planta Malvinas fue de 105 %, habiendo procesado un volumen promedio de gas natural de 1,094 MMPCD para el Lote 88 y un volumen de 671 MMPCD para el Lote 56, lo cual representa un incremento en el consumo de gas natural del 71 % para el Lote 88 y una disminución del 3 % en el consumo del Lote 56 respecto del mismo mes del año 2012. MMPCD

1,800

1.07

1,600

1.07

1.05

0.97

0.72 436.2

800

560.3

635.0

416.7 362.1

600

1045.5

400

0

1.02 670.5

0.85

1,000

200

1.02

0.92

1,400 1,200

1.12

315.9 2004

426.7

472.7

472.2

445.8

2005

2006

2007

2008

LOTE 56

LOTE 88

785.9

735.0

748.0

2010

2011

2012

564.6

2009

Indice de Producción Planta Malvinas

(*)Volumen promedio de GN procesado enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 14. GAS PROCESADO EN PLANTA MALVINAS FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

13

2013 (*)

Por otro lado, la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco en febrero 2013, alcanzó un factor de procesamiento de 87 %, llegando a procesar en promedio 104.9 MBPD, cuyo valor representa un incremento del 35 % respecto al mismo mes del año 2012. MBPD 0.99

0.92

100

80

0.95

0.96

0.94

0.83

0.83

0.85 0.87 37.95

0.66 34.83

36.78

47.3

44.62

46.08

2010

2011

2012

33.4

60 34.4 29.8

40

64.25 20 23.0 0

2004

32.3

34.8

33.7

30.6

2005

2006

2007

2008

LOTE 56

36.5

2009

LOTE 88

2013 (*)

Indice de Producción

(*)Volumen promedio de LGN procesado enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 15. LGN PROCESADO EN LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL 3.6.1. Transporte gas natural El volumen promedio diario de gas natural transportado por TGP durante febrero del 2013 para el mercado interno fue de 451 MMPCD y para la exportación 618 MMPCD. Asimismo tal como se muestra en el gráfico Nº 16, el indicador de utilización del ducto promedio del mes es 0.94 % de la capacidad del sistema de transporte. MMPCD 1,600 1.00

1.00 0.91 0.85

0.74

618 451

571.0

0.69

387.3

575.8

800 600

0.87

0.74

0.94

621

1,200 1,000

0.89

422

1,400

484.3

448.5

200

368.1

400

0 2010 2011 Volumen Transportado para Planta Melchorita Máximo Volumen Transportado en el mes

2012

ene-13 feb-13 Volumen Transportado Sistema Malvinas - Lurín Indicador de Uso del ducto TGP - Contrato BOOT

GRAFICO Nº 16. VOLUMENES PROMEDIO TRANSPORTADOS GAS NATURAL FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

14

En el gráfico Nº 17, se muestra la evolución del volumen de gas natural transportado por TGP tanto para el mercado interno (Contrato BOOT) como para la exportación (Planta Melchorita). MMPCD 1,200

Volumen Entregado Total Planta Melchorita B.O.O.T

1,000 800 600 400 200

feb-13

sep-12

abr-12

nov-11

jun-11

feb-11

sep-10

abr-10

nov-09

jun-09

ene-09

sep-08

abr-08

nov-07

jun-07

ene-07

ago-06

abr-06

nov-05

jun-05

ene-05

ago-04

-

GRAFICO Nº 17. VOLUMEN DIARIO DE GAS NATURAL ENTREGADO POR TGP FUENTE: TGP. ELABORACION PROPIA

3.6.2. Transporte líquidos de gas natural En febrero del 2013, el promedio transportado alcanzó los 105.6 MBPD, presentando un incremento del 36 % en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 2012, tal como se muestra en el gráfico Nº 18. MBPD

120

0.94

0.65

80 60

0.82

0.84

100 0.69

0.93

0.90

0.67

0.48

0.46

102.4 40

71.0

20 22.9 0

2004

32.3

34.7

33.7

2005

2006

2007

80.7

79.5

82.3

2010

2011

2012

40.5

2008

Volumen de LGN Transportado (MBPD)

2009

(*)Volumen promedio transportado de LGN enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 18. VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

15

2013 (*)

Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG)

3.7. DISTRIBUCION DE GAS NATURAL 3.7.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores En el gráfico Nº 19, se presenta la evolución del consumo de gas natural de Camisea por sectores, desde el inicio de la operación en agosto de 2004 al mes de febrero de 2013. En este mes el consumo fue de 450 MMPCD, presentando una disminución en el consumo del 4 % con respecto al mismo mes del año 2012, ver gráfico N° 20, distribuido por sectores. MMPCD

Generadores Eléctricos

Industriales

GNV

Residenciales y Comerciales

550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 ago-04 nov-04 feb-05 may-05 ago-05 nov-05 feb-06 may-06 ago-06 nov-06 feb-07 may-07 ago-07 nov-07 feb-08 may-08 ago-08 nov-08 feb-09 may-09 ago-09 nov-09 feb-10 may-10 ago-10 nov-10 feb-11 may-11 ago-11 nov-11 feb-12 may-12 ago-12 nov-12 feb-13

0

GRAFICO Nº 19. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL PROVENIENTE DE CAMISEA FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA

Generadores Eléctricos 272.83 60.6%

Industriales 116.05 25.8%

Residenciales y Comerciales 3.11 0.7%

GNV 58.36 13.0%

MMPCD

GRAFICO Nº 20. DEMANDA PROMEDIO DE GAS NATURAL DE CAMISEA EN EL MES DE FEBRERO 2013 FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA

16

3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL 3.8.1. Sistema de distribución de gas natural a. Redes de distribución en Lima y Callao En febrero de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de gas natural en Lima y Callao es de 2,555 km, mostrando un crecimiento del 38 % respecto al mismo mes del año 2012, de los cuales 360 km corresponden a redes de acero y 2,195 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según se muestra en el gráfico Nº 21. Km

2800

Polietileno

Acero

2,468

2,555

2400 2000

1,741

1600

1,273

1200

400 0

433

963

655

541 357

446

2,195

1,403

906 800

2,109

639

220 78 142

275 158

184

209

267

310

338

359

360

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

feb-13

GRAFICO Nº 21. REDES DE GAS NATURAL EN LIMA Y CALLAO FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

b. Redes de distribución en Ica En febrero de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de Ica es de 233.7 km, de los cuales 88.6 km corresponden a redes de acero y 145.1 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según el gráfico Nº 22. Km

360 320

Polietileno

340.4

Acero 281.9

280 128.8

200 94.1

120

40 0

151.8

110.4

160

80

170.1

145.1

240

74.5 74.5 jun-12

74.7 74.7 3.2 jul-12

145.1

110.4

83.0 83

128.8

94.1

18.7

37.0

ago-12

sep-12

60.8

76.7

88.6

oct-12

nov-12

dic-12

GRAFICO Nº 22. REDES DE GAS NATURAL EN ICA FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA

17

130.1

ene-13

170.3

feb-13

3.8.2. Registro de instaladores El registro de instaladores de gas natural, al mes de febrero de 2013 cuenta con 357 instaladores registrados, de los cuales 264 son personas naturales y 93 son personas jurídicas según lo mostrado en el gráfico Nº 23. 141 121

Persona Natural Persona Jurídica

4

2

IG1

88

1 IG2

IG3

GRAFICO Nº 23. INSTALADORES CERTIFICADOS FUENTE: PROPIA

3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias a. Sistema de Distribución de Lima y Callao El número de instalaciones internas habilitadas de gas natural en Lima y Callao, asciende al mes de febrero a 96,970 usuarios, presentando un crecimiento del 74 % respecto al mismo mes del año 2012, de los cuales 443 son usuarios con instalaciones industriales y 96,527 son usuarios con instalaciones residenciales y comerciales, la evolución del número de usuarios del Sistema de Distribución de Lima y Callao se muestra en el gráfico Nº 24. N° Consumidores Conectados 100,000 90,000

91,232 437

Industriales Residenciales y Comerciales

96,970 443

80,000 70,000

55,528 395

60,000 50,000

90,795

40,000

28,580 354

30,000 20,000 10,000 0

1,788 71 1,717

5,270 155 5,115

6,982 218 6,764

10,102 266 9,836

16,868 324

96,527

55,133

28,226 16,544

GRAFICO Nº 24. CONSUMIDORES HABILITADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION LIMA Y CALLAO FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

18

c. Sistema de Distribución de Ica Para febrero del 2013 se tiene 1,845 instalaciones internas habilitadas como se muestra en el gráfico Nº 25. N° Instalaciones 2,000

1,746

1,800

1,845

1,600

1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0

4 2011

2012

ene-13

feb-13

GRAFICO Nº 25. CONEXIONES DOMICILIARIAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION ICA FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA

3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial El consumo promedio de gas natural, para el sector Residencial y Comercial, proveniente de Camisea, se presenta en el gráfico Nº 26, en febrero de 2013 llegó a los 3.1 MMPCD, lo cual representa el 0.7 % del consumo total, representando además un aumento del 24 % respecto al mismo mes del año 2012. MMMPCD

3.25

3.5

2.97

3.0 2.5

2.02

2.0 1.5

1.170

1.0 0.5 0.0

1.305

1.325

2009

2010

0.577 0.003

0.020

2004

2005

0.235 2006

2007

2008

2011

(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 26. DEMANDA DE GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

19

2012

2013 (*)

3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL En el gráfico Nº 27, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector industrial, proveniente de Camisea, en febrero de 2013 fue de 116 MMPCD, lo cual representa el 26 % del consumo total, representando un aumento del 2 % respecto al mismo mes del año 2012. MMPCD 120

75.2

80

112.9

2011

2012

2013 (*)

80.4

60.4

60 40.3

40

0

111.5

92.5

100

20

108.8

15.1

2004

20.0

2005

2006

2007

2008

2009

2010

(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 27. DEMANDA DE GAS NATURAL INDUSTRIAL FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

3.10.

GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELECTRICO

3.10.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica a. Centrales eléctricas En los cuadros del Nº 9 al 13 se presenta el listado de las centrales eléctricas integradas al COES. Según lo mostrado en el gráfico Nº 28, la producción total de energía eléctrica por parte de la unidades asociadas al COES-SINAC, según la participación del recurso energético, se observa que el 55.4 % es con fuente hídrica y el 41.6 % se generó con gas natural. CUADRO Nº 9. CENTRALES TERMICAS A DIESEL Empresa EGASA EGENOR

Central

Potencia Efectiva (MW)

C.T. CHILINA

15.8

C.T. CHIMBOTE

20.2

C.T. PIURA

3

ELECTROPERÚ C.T. EMERGENCIA TRUJILLO

62.1

ENERSUR SAN GABÁN SHOUGESA

C.T. ILO1

68.9

C.T. BELLAVISTA

3.5

C.T. TAPARACHI

4.3

C.T. SAN NICOLÁS

1.2

TOTAL

20

179.1

CUADRO Nº 10. CENTRALES HIDRAULICAS Empresa

Central

Potencia Efectiva (MW)

AYEPSA

C.H. PÍAS

CELEPSA

C.H. PLATANAL

217.4

C.H. CHIMAY

150.9

CHINANGO CORONA

EDEGEL

EGASA

EGEMSA

C.H. YANANGO

42.6

C.H. HUANCHOR

19.7

C.H. CALLAHUANCA

80.4

C.H. HUAMPANI

30.2

C.H. HUINCO

247.3

C.H. MATUCANA

128.5

C.H. MOYOPAMPA

66.1

C.H. CHARCANI I

1.8

C.H. CHARCANI II

0.6

C.H. CHARCANI III

4.5

C.H. CHARCANI IV

15.3

C.H. CHARCANI V

144.6

C.H. CHARCANI VI

8.9

C.H. MACHUPICCHU

88.9

C.H. CAÑA BRAVA EGENOR

ELECTROPERÚ

5.7

C.H. CAÑON DEL PATO

263.6

C.H. CARHUAQUERO

95.1

C.H. CARHUAQUERO IV EGESUR

6.3

C.H. ARICOTA I

10 22.5

C.H. ARICOTA II

12.4

C.H. MANTARO

670.6

C.H. RESTITUCION

215.4

ENERSUR

C.H. YUNCAN

136.8

GEPSA

C.H. LA JOYA

MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR SAN GABÁN SANTA CRUZ SANTA ROSA SINERSA

SN POWER

C.H. SAN GABAN II C.H. SANTA CRUZ

9.6 3.5 113.1 7

C.H. SANTA CRUZ II

7.4

C.H. PURMACANA

1.8

C.H. POECHOS II

10

C.H. CAHUA

43.1

C.H. GALLITO CIEGO

38.1

C.H. MALPASO

48

C.H. OROYA

9.5

C.H. PACHACHACA

9.7

C.H. PARIAC

5

C.H. YAUPI

112.8

C.H. HUAYLLACHO

0.2

C.H. MISAPUQUIO

3.8

C.H. SAN ANTONIO

0.6

C.H. SAN IGNACIO TOTAL

0.4 3,109.50

CUADRO Nº 11. CENTRALES TERMICAS A CARBON, BAGAZO Y BIOCOMBUSTIBLES Recurso Energético Bagazo Carbón Biogás

Empresa AIPSAA ENERSUR PETRAMAS TOTAL

21

Central C.T. PARAMONGA C.T. ILO2 C.TB. HUAYCOLORO

Potencia Efectiva (MW) 20.0 140.6 3.2 163.8

CUADRO Nº 12. CENTRALES TERMICAS A RESIDUAL Empresa

Central C.T. CHILINA

EGASA EGENOR

29.8

C.T. CHICLAYO OESTE

19.6

C.T. PIURA C.T. ILO1

SHOUGESA

26.5

C.T. MOLLENDO

ELECTROPERÚ C.T. TUMBES ENERSUR

Potencia Efectiva (MW)

C.T. SAN NICOLÁS TOTAL

24.8 16.3 151.8 61.7 330.6

CUADRO Nº 13. CENTRALES TERMICAS A GAS NATURAL Empresa

Central

Potencia Efectiva (MW)

C.T. SANTA ROSA

428.8

C.T. VENTANILLA

492.7

EEPSA

C.T. MALACAS

130.8

EGASA

C.T. PISCO

68.9

C.T. LAS FLORES

198.4 22.9

EDEGEL

EGENOR EGESUR

C.T. INDEPENDENCIA

ENERSUR

C.T. CHILCA

536

KALLPA

C.T. KALLPA

577.7

SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA TOTAL

Hidráulica 18,821 55.4%

29.4 175.4 2,661.30

Gas Natural 14,109 41.6%

Solar 42 0.1% Biogás 58 0.2%

Bagazo 85 0.3%

Diesel 185 0.5%

Carbón 492 1.4% Residual 165 0.5%

GW.h

GRAFICO Nº 28. PRODUCCION ELECTRICA POR FUENTE DE ENERGIA - 2012 FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

b. Generación eléctrica En el gráfico Nº 29, se muestra la evolución de la generación eléctrica, donde podemos apreciar que la generación térmica ha crecido sostenidamente desde 3.2 miles de GW.h el año 2001 hasta 19 miles GW.h en el 2012. La producción de energía eléctrica del 2012 ha crecido en un 5.3 % en comparación con el año anterior.

22

Miles GW.H

45

Térmica Hidráulica

40 35 30 25 20

25.5

24.3

20.8

22.0

22.9

3.2

3.9

4.4

6.7

7.5

17.6

18.0

18.5

17.5

18.0

2001

2002

2003

2004

2005

27.4

29.9

32.5

32.9

41.0

38.9

35.9

15.9

17.0

18.9

10.4

13.4

13.0

19.6

19.5

19.1

19.9

20.1

21.9

22.0

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

7.8

15 10 5 0 GRAFICO Nº 29. PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA FUENTE: MINEM – DGE. ELABORACION PROPIA

3.10.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica En el gráfico Nº 30, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector eléctrico proveniente de Camisea, en febrero de 2013 fue de 273 MMPCD, lo cual representa el 60.6 % del consumo total, representando una disminución del 9 % respecto al mismo mes del año 2012. MMPCD 280.7

300

200 150

167.8

173.4

2008

2009

125.3

100

0

261.6

240.5

250

50

296.8

60.4

64.9

2005

2006

31.5

2004

2007

2010

2011

2012

2013 (*)

(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 30. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELECTRICO

3.11.

FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

MERCADO DE GNV Y GNC

3.11.1. ITF para instalaciones de GNV A febrero del 2013 el Tiempo de Atención promedio para la emisión de documentos de autorización de instalación de Estaciones de GNV ha sido de 9.91 días hábiles (ver gráfico Nº 31), presentando una mejora en el tiempo de atención al usuario del 2 % en

23

relación al número de días de atención respecto al año 2012, encontrándose por debajo del límite de los 15 días hábiles. Días Hábiles/ Intervención 15 13.66 12.99 12.47 12

11.36

10.84

10.08

9.91

2012

2013 (*)

9 6 3 0 2007

2008

2009

2010

2011

(*)Tiempo de Atención promedio enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 31. DIAS DE ATENCION DE SOLICITUDES DE ITF PARA GASOCENTROS FUENTE: PROPIA

3.11.2. Estaciones de GNV con ITF De acuerdo con el gráfico Nº 32, a febrero del 2013 se cuenta con 209 estaciones de GNV en operación, mostrando un crecimiento del 15 % respecto al mismo mes del año 2012; 22 estaciones con ITF aprobado que se encuentran en construcción, 84 proyectos de estaciones con ITF aprobados y habilitadas para inicio de obras, y 16 proyectos de estaciones en proceso de trámite para la obtención del ITF. N° Estaciones de GNV

250 200

EE.SS. operativos EE.SS. con ITF (no inicia construcción) EE.SS. con ITF (en construcción) Total Pendientes en Trámite ITF

209

205 178 139

150 100 50 0

73 55 4 13 3 25 22402215 2528 Dic 06

Dic 07

95 84

95 3724

3329

Dic 08

Dic 09

Dic 10

92

84 25 23

27 10 Dic 11

Dic 12

84 16 22 feb-13

GRAFICO Nº 32. NUMERO DE ESTACIONES DE GNV CON ITF

3.11.3. Demanda de GNV

FUENTE: PROPIA

En febrero de 2013 se alcanzó un consumo promedio diario de 58 MMPCD, que representa un 13 % del consumo total, representando además un aumento en el consumo del 7 % respecto al mismo mes del año 2012. Ver el gráfico Nº 33.

24

MMPCD 60

59.63 55.66

50

44.18

40

33.58

30

24.06

20

15.22

10

5.09 0.68

0

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013 (*)

(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 33. DEMANDA DE GAS NATURAL VEHICULAR – MMPCD FUENTE: COFIDE. ELABORACION PROPIA

3.11.4. Número de vehículos a GNV El registro de vehículos a GNV según las cifras mostradas en el gráfico Nº 34 a febrero 2013, asciende a 154,672 unidades activas, mostrando un crecimiento del 19% en comparación con el mismo mes del año 2012, las cuales son abastecidas por las 209 estaciones de GNV, además se cuenta con 202 talleres de conversión a GNV. N° de Vehículos a GNV 160,000 140,000

151,781

154,672

2012

feb-13

126,519

120,000

103,712

100,000

81,029

80,000 54,829

60,000 40,000 20,000 0

23,958 5,489

2006

2007

2008

2009

2010

2011

GRAFICO Nº 34. VEHICULOS A GNV

FUENTE: CAMARA PERUANA DE GNV. ELABORACION PROPIA

3.11.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC) Desde el año 2010, se viene desarrollando el concepto de gasoductos virtuales mediante el transporte y comercialización de Gas Natural Comprimido (GNC) en zonas donde aún no es posible llegar con los ductos de transporte y distribución de gas natural. Actualmente esta actividad se ha expandido al norte del país, en Chiclayo y Piura donde

25

ya se ha iniciado el abastecimiento de GNC a estaciones de GNV y plantas industriales. En el gráfico Nº 35 se muestra que a diciembre 2012 se cuenta con 43 Estaciones de GNC, de las cuales 12 son de descompresión, 17 de Trasvase, 3 de Carga y 3 de Compresión. N° de Estaciones

Estación de Compresión Estación de Carga de GNC Estación de Trasvase Estación de Descompresión

45 40 35

3 5

6

30

5

25

19

2

20 15

15

5

0

10

1

5

6

6 1

9

ITF en Trámite

Con ITF

0

16

6

En Construcción

En Operación

GRAFICO Nº 35. ESTRUCTURA DEL GASODUCTO – DICIEMBRE 2012 FUENTE: PROPIA

3.11.6. Unidades de transporte de GNC En lo que respecta a las unidades de transporte de GNC, a diciembre del presente año, el mercado nacional cuenta con 108 semirremolques de GNC autorizados, siendo 842 el número de las posibles combinaciones entre tractos y semi-remolques autorizados. En el gráfico Nº 36 se muestra en número de semirremolques autorizados por empresa. Semi-remolques autorizados

44

45 40 35 30

29

25 20

16

15

9

10 5 0

2 ENERGY GAS NEOGAS PERU DEL PERU SAC SA

GNC ENERGIA PERU SAC

2 SERVOSA LOGISTICA (GASCOP)

TRANSPORTES GUAPO LINDO SRL

1 GRIFOS ESPINOZA SA

INVERSIONES SATELITE SAC

GRAFICO Nº 36. SEMI-REMOLQUES AUTORIZADOS – DICIEMBRE 2012 FUENTE: PROPIA

26

5 GTM DEL PERU

3.12.

EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO

3.12.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita En el gráfico Nº 37, se muestra los volúmenes de gas natural suministrado a la Planta Melchorita para la producción de gas natural licuado, teniendo un volumen promedio de 618 MMPCD para febrero 2013. MMPCD 700 576

571

2011

2012

600 500

621

618

ene-13

feb-13

439

400 300 200 100 0

2010

GRAFICO Nº 37. GAS NATURAL PARA PLANTA MELCHORITA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.12.2. Embarques de gas natural licuado A febrero del 2013, se han realizado 141 embarques para exportación del GNL, en el gráfico Nº 38 se muestra el número de embarques realizados por mes, en promedio en el último año se tiene 4.5 embarques por mes. Nº de Embarques

60

55

54

50 40 30

23

20 10 0

2010

2011

2012

5

4

ene-13

feb-13

GRAFICO Nº 38. NUMERO DE EMBARQUES PARA EXPORTACION FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA

Respecto a los puntos de destino debemos indicar que 25 embarques, es decir el 18 % del total de los 141 embarques, han tenido como destino México. En el gráfico Nº 39

27

podemos apreciar los otros destinos para el GNL exportado de la Planta Melchorita: Asia, Europa, Norteamérica y América del Sur.

Asia 46 33%

Europa 57 40%

Norte América 11 8%

México 25 18%

América del Sur 2 1%

GRAFICO Nº 39. NUMERO DE EMBARQUES SEGUN REGION DE DESTINO – FEBRERO 2013 FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA

3.12.3. Volumen de gas natural exportado En el gráfico Nº 40, se muestra volumen de gas natural exportado en forma mensual y el volumen acumulado, habiéndose registrado para este año al mes de febrero del 2013 un volumen acumulado de 35.3 MMMPC. MMPC (*) 600 Volumen Acumulado Volumen por mes

500

400

Miles

324

343

358

378

392

416

431

450

469

477

19.4

7.9

oct-12

nov-12

500

520

535

300

200

100 15.9

19.2

15.1

19.3

14.7

23.4

15.0

19.3

22.9

19.4

15.9

dic-12

ene-13

feb-13

0 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12

jul-12

ago-12 sep-12

(*) Se ha considerado un poder calorífico de 1,000 BTU/PC

GRAFICO Nº 40. GAS NATURAL EXPORTADO DESDE PLANTA MELCHORITA FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA

28

3.13.

INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO

3.13.1. Producto Bruto Interno En el gráfico siguiente, se muestra la evolución del PBI desde el año 2000 al año 2011, donde se observa para el 2012 un crecimiento del 16 % respecto del año 2011, así mismo se muestra una ligera disminución del 0.4% que hubo para el año 2009 respecto al año anterior, debido a la crisis financiera mundial. MMMUS$ 250 200.8 200

173.8 153.9

150

127.6 127.2

100 57

54

53

61

79

70

92.4

107.3

50 0

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

Nota: El PBI del 2012 es preliminar. GRAFICO Nº 41. EVOLUCION DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO 2000 - 2012 FUENTE: PROPIA

3.13.2. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos En el gráfico Nº 42 se muestra la evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos (BCH) desde el año 2000 hasta el año 2012. Se observa que la exportación se incrementa notoriamente a partir del año 2010, esto debido a que en el país se dio inicio a la exportación gas natural licuado. Por otro lado el saldo de la BCH ha disminuido significativamente a partir del año 2009 en un 60% respecto al año 2008. MMUS$ 6,000

Exportación de Hidrocarburos Exportación LNG Importación de Hidrocarburos Saldo Balanza Comercial Hidrocarburos

4,000 2,000 0 -2,000

-713

-504

-492

-724

-1,029 -780 -1,182 -1,465

-955

-845

-996

2009

2010

2011

-487

-2,472

-4,000 -6,000 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2012

GRAFICO Nº 42. EVOLUCION DE LA BALANZA COMERCIAL Y VOLUMETRICA DE HIDROCARBUROS FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

29

3.13.3. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos En el gráfico Nº 43 se observa el comportamiento del Henry Hub para el precio del gas natural, el WTI y Brent para el precio del petróleo, desde el periodo enero 1986 a febrero 2013, observando que para el presente mes, el precio promedio ha alcanzado un valor de 3.33 US$/MMBTU para el Henry Hub, US$/BL 95.31 para el WTI y US$/BL 116.07 para el Brent. Así mismo el precio del marcador Brent supera al precio del marcador WTI en US$/BL 20.76. $/MMBTU

US$/BL

160

20 WTI Brent Henry Hub

140 120

15

100 80

10

60 40

5

20 0 feb-13

ene-12

dic-10

nov-09

oct-08

sep-07

ago-06

jul-05

jun-04

may-03

abr-02

feb-00

mar-01

dic-97

ene-99

nov-96

oct-95

sep-94

ago-93

jul-92

jun-91

may-90

abr-89

mar-88

feb-87

ene-86

0

GRAFICO Nº 43. EVOLUCION DE LOS MARCADORES DEL PRECIO DE COMBUSTIBLES FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA

3.13.4. Precio Henry Hub En el gráfico Nº 44 se muestra el comportamiento del precio Henry Hub para el gas natural en el periodo enero 1995 a febrero 2013, del gráfico podemos resaltar los picos alcanzados en los meses de diciembre y diciembre 2005 en los que el precio Henry Hub llegó a 13.54 y 13.14 US$/MMBTU respectivamente. En promedio para el presente mes, el precio se ha mantenido con algunas oscilaciones alrededor de 3.33 US$/MMBTU. US$/MMBTU

14 12 10 8 6 4

GRAFICO Nº 44. PRECIOS MAXIMOS DEL HENRY HUB

30

feb-13

jul-12

dic-11

may-11

oct-10

ago-09

FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA

mar-10

ene-09

jun-08

nov-07

abr-07

sep-06

jul-05

feb-06

dic-04

oct-03

may-04

mar-03

ago-02

ene-02

jun-01

nov-00

abr-00

sep-99

jul-98

feb-99

dic-97

may-97

oct-96

mar-96

ago-95

0

ene-95

2

En el gráfico Nº 45 se muestra el precio promedio anual del Henry Hub para el gas natural en el periodo 1989 y 2012, podemos resaltar los picos presentados el año 2005 y el año 2008 en los que el precio Henry Hub llegó a 8.79 y 8.85 US$/MMBTU respectivamente, los cuales fueron influidos por el Huracán Katrina en EEUU el año 2005 y la crisis económica mundial desatada el 2008.

US$/MMBTU

Crisis Financiera Asiática Crisis de California Huracán Invasión de EEUU Katrina a Afganistán

Invasión de Irak a Kwait

10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

Crisis Económica Mundial Tormenta Ida

GRAFICO Nº 45. EVOLUCION DE PRECIO ANUALES HENRY HUB

FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

3.13.5. Precios del gas natural vehicular y residencial a. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular El Precio promedio del GNV en las estaciones de GNV de Lima y Callao, para febrero 2013 fue de 1.23 S/. /m3. El GNV es el combustible que representa una mejor alternativa económica frente a otros combustibles de uso vehicular, así tenemos que a febrero 2013, el precio del GNV fue: 37.9 % más barato que el GLP, 61.1 % que el Diesel y 67.1 % que la Gasolina de 90 octanos. S/.MMBTU

24.51

156

63.04

69.13

81.83

143

105.01

Gas 95 145.22

130 117 104 Diesel B5 103.25

91

Gas 84 109.34

111.34 Ahorro Gas 97 151.55

Gas 90 122.04

78 65

GLP 64.72

52 39 26

GNV 40.21

62.1%

38.9%

36.8%

32.9%

27.7%

26.5%

13 0

GRAFICO Nº 46. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO VEHICULAR A FEBRERO 2013 FUENTE: PROPIA

31

b. Precio gas natural residencial El gas natural para uso residencial es el combustible doméstico que representa una mejor alternativa económica frente a GLP residencial, así tenemos que en febrero 2013, el precio del gas natural residencial fue 63% más barato que el GLP. S/.MMBTU 80 70

GLP 75.9

60 50 40 30 20 10

GN 23.4

37 %

0 GRAFICO Nº 47. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO RESIDENCIAL A FEBRERO 2013 FUENTE: PROPIA

3.14.

INVERSIONES Y PROYECTOS

3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años CUADRO Nº 14. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2011-2013 EMPRESA

DESCRIPCION

INVERSION

• 2da ampliación de la Planta Malvinas (separación GN), ampliación de capacidad de 1,160 a 1,680 MMPCD. PLUSPETROL • Con Resolución N° 001-2013-OS-GFGN/DPTN de fecha 10/01/2013, OSINERGMIN aprobó el ITF de Uso y Funcionamiento del Turbo Compresor N° 7

MMUS$ 224 según programa

• 2da ampliación de la Capacidad de la Planta Pisco de 85 a 120 MBPD. Esto permitirá una producción de 60 MBPD de GLP. PLUSPETROL • Primera Etapa: Aprobado con Resolución N°4110-2012-OS-GFGN/DPTN del 05 de octubre del 2012.

MMUS$ 156 según programa

Desarrollo del Lote 56 • Perforación de las locaciones Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y Pagoreni Norte. Se aprobó el EIA el 16 de agosto de 2010. • Construcción de una Línea de Conducción en el Tramo Mipaya – Nuevo Mundo – Pagoreni B -Pagoreni A. A Febrero 2013, se están culminando PLUSPETROL las actividades de comisionado de las instalaciones de superficie, se realiza la recomposición del Derecho de Vía. Exploración y Desarrollo del Lote 88 • Desarrollo de una locación denominada San Martín Este (SME), perforación de tres pozos. Se estima que para el mes de mayo del 2013 se iniciaría la prueba de Testing.

MMUS$ 300 según programado

• Proyecto Prospección Sísmica 2D-3D y Perforación de 22 Pozos Exploratorios de las Locaciones Kinteroni, Mapi y Mashira.

MMUS$ 150 según EIA

REPSOL

32

MMUS$ 100 según EIA

MMUS$ 70

• Desarrollo de Kinteroni Lote 57: Construcción de flowlines. • El 21 de diciembre se finalizó la perforación de los pozos, se estima que para marzo del 2013 se culminarían las pruebas de Testing. • Proyecto Loop Sur y Planta Compresora KP 127, ampliación de capacidad de ducto de transporte de gas natural 530 hasta un máximo de 920 MMPCD y del ducto de transporte de LGN de 85 a 120 MBPD. • Estudio de Riesgos de la modificación del Sistema de Transporte de GN: Aprobado con fecha 12 de junio de 2012.

TGP

MMUS$ 134 según EIA

MMUS$ 850

CUADRO Nº 15. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2013 – 2014 EMPRESA

DESCRIPCION

INVERSION

GNLC

• Ampliación de la capacidad de distribución de gas natural, de 255 a 420 MMPCD, expansión de redes – 45,000 nuevos consumidores entre 2011 y 2013.

MMUS$ 75

Gasoducto Andino del Sur KUNTUR

• Construcción de un Gasoducto Andino del Sur del Perú de aprox. 1,077 km. y 30“Ø. • EIA aprobado el 07 de junio de 2011. • El MINEM continúa con la evaluación para la elaboración de la modificación del contrato de concesión.

MMUS$ 1,300

Sistema de Distribución Ica CONTUGAS

• Sistema de Distribución Ica – 50 000 conexiones. Construcción del sistema de distribución en Ica de aprox. 40 Km a Pisco, 240 Km hacia Ica, Nazca y Marcona. Con capacidad mínima y 50,000 conexiones residenciales. Capacidad Mínima de 400 MMPCD. • Inicio de Construcción:14 de Mayo de 2010

MMUS$ 280

3.14.2. Proyectos futuros CUADRO Nº 16. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2015 – 2016 EMPRESA

DESCRIPCION

INVERSION

Nitratos del Perú S.A.

• Construcción del Complejo Petroquímico para la producción de Amoniaco, acido Nítrico y Nitrato de Amonio en Paracas-Pisco. • EIA aprobado por la DGAAE en enero 2011. • Las empresas Technip y Técnica Reunidas se encuentran a cargo de la Ingeniería Inicial. • Se encuentra a la espera de la suscripción del contrato de suministro de GN.

MMUS$ 1000

CF Industries Inc.

• Construcción y operación de un Complejo Petroquímico en el distrito de San Juan de Marcona-Ica. Esta planta producirá amoníaco y úrea. • EIA pendiente de aprobación por la DGAAE. • Cuenta con un contrato de suministro de gas natural con Pluspetrol por 99 MMPCD, el cual vence en mayo de 2013.

MMUS$ 2000

Braskem

• Construcción de un Complejo Petroquímico de polietilenos y fertilizantes en los Puertos de Ilo. • El etano que se procesará en ésta Planta, será abastecido desde la planta de separación del GN. • Fecha estimada para entrar en operación Dic. 2018.

MMUS$ 3000

33

Gasoducto Andino del Sur

• Proyectos:  Exploración y producción de Lotes 57 y 58  Plantas de procesamiento de GN y de fraccionamiento de LGN  Poliducto para transporte de LGN, Planta de GNL  Centrales Termoeléctricas y Complejo Petroquímico • Fecha estimada de operación de la primera etapa: 2016. • Actualmente en etapa de estudios

Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao

• Concesión de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lima

MMUS$ 90

Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional

• Transporte terrestre o marítimo de GN, en estado líquido o comprimido, desde la Planta de licuefacción de Pampa Melchorita a las ciudades por abastecer.

MMUS$ 300

Sistema de Abastecimiento LGN para el Mercado Nacional

• Concesión de un sistema de abastecimiento que permitirá contar con una reserva de LGN producido en la planta de licuefacción de gas de Pampa Melchorita .

MMUS$ 400

PETROPERU y REPSOL

• Gasoducto virtuales al sur del Perú

MMUS$ 100

MMUS$ 13,000

4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS 4.1. VOLUMEN Para convertir de

a

Multiplicar por

Barril (bbl)

metro cúbico (m³)

0.158988

Barril (bbl)

pie cúbico (ft³)

5.61146

Galones (gal)

metro cúbico (m³)

0.00378541

Galones (gal)

litros (L)

3.78541

Galones (gal)

pie cúbico (ft³)

0.13376

Litros (L)

metro cúbico (m³)

0.001

Litros (L)

galones (gal)

0.26417

Metro cúbico (m³)

pie cúbico (ft³)

35.3147

Metro cúbico (m³)

barril US (bbl)

6.28981

Pie cúbico (ft³)

metro cúbico (m³)

0.028317

Pie cúbico (ft³)

barril US (bbl)

0.178107

Pie cúbico (ft³) galones (gal) 7.4760 CUADRO Nº 17. UNIDADES DE CONVERSION DE VOLUMEN EJEMPLO

FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

Si se desea convertir 200m³ a ft³, según la tabla se debe multiplicar por 35.3147 entonces: 200m³ = 200 * 35.3147 = 7062.94 ft³

34

4.2. ENERGIA Para convertir de

a

Multiplicar por

BTU

Calorías (cal)

252.164

BTU

Joule (J)

1.055056*10

3

-4

BTU

Kilowatt hora (KW.h)

2.9307*10

MMBTU

Gigajoule (GJ)

1.055

MMBTU

Kilocalorías (Kcal)

2.5191*10

Calorías (cal)

BTU

3.96567*10

Calorías (cal)

Joule (J)

4.1840

Calorías (cal)

Kilowatt hora (KW.h)

1.16222*10

Gigajoule (GJ)

MMBTU

0.947817

Gigajoule (GJ)

Kilocalorías (Kcal)

2.39006*10

Joule (J)

BTU

9.47817*10

Joule (J)

Calorías (cal)

0.239006

Joule (J)

Kilowatt hora (KW.h)

2.77778*10

Kilocalorías (Kcal)

Gigajoule (GJ)

4.184*10

Kilocalorías (Kcal)

MMBTU

3.96567*10

Kilowatt hora (KW.h)

BTU

3,412.14

Kilowatt hora (KW.h)

Calorías (cal)

8.60421*10

5 -3

-6

5 -4

-7

-6 -6

5

6

Kilowatt hora (KW.h) Joule (J) 3.6*10 CUADRO Nº 18. UNIDADES DE CONVERSION DE ENERGIA FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

EJEMPLO Si se desea convertir 30J a calorías, según la tabla se debe multiplicar por 0.239006 entonces: 30J = 30*0.239006 = 7.17cal.

4.3. PRESION Para convertir de

a

Multiplicar por

Atmósferas (atm)

bar (bar)

1.013

Atmósferas (atm)

pascal (Pa)

1.013*10

Atmósferas (atm)

PSI (lb/pulg )

Bar (bar)

atmósferas (atm)

0.987

Bar (bar)

pascal (Pa)

10

Bar (bar)

PSI (lb/pulg )

14.5

Pascal (Pa)

bar (bar)

10

Pascal (Pa)

atmósferas (atm)

0.987*10

Pascal (Pa)

PSI (lb/pulg )

14.5*10

2

bar (bar)

0.0689

2

atmósferas (atm)

0.0680

5

2

5

2

-5

2

PSI (lb/pulg ) PSI (lb/pulg ) 2

14.7

-5

-5

3

PSI (lb/pulg ) pascal (Pa) 6.894*10 CUADRO Nº 19. UNIDADES DE CONVERSION DE PRESION

FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

35

EJEMPLO

Si se desea convertir 5 atm a psi, según la tabla se debe multiplicar por 14.7; entonces: 5atm = 5 * 14.7 = 73.5 psi.

4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL Para convertir de

a

Multiplicar por

Barril equivalente de petróleo (BEP)

MMBTU

5.80

Barril equivalente de petróleo (BEP)

Tonelada equivalente de petróleo (TEP)

0.136

Barril equivalente de petróleo (BEP)

ft³ Gas Natural (GN)

5,800

Barril equivalente de petróleo (BEP)

m³ Gas Natural (GN)

164.2

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU

42.5

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP)

7.33

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN)

42,500

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) m³ Gas Natural (GN)

1,200

ft³ Gas Natural (GN)

MMBTU

0.001

ft³ Gas Natural (GN)

BTU

1,000

ft³ Gas Natural (GN)

Barril equivalente de petróleo (BEP)

0.000172

ft³ Gas Natural (GN)

Tonelada equivalente de petróleo (TEP)

0.0000235

m³ Gas Natural (GN)

MMBTU

0.0353

m³ Gas Natural (GN)

Barril equivalente de petróleo (BEP)

0.000608

m³ Gas Natural (GN)

Tonelada equivalente de petróleo (TEP)

0.000830

MMBTU

Barril equivalente de petróleo (BEP)

0.172

MMBTU

Tonelada equivalente de petróleo (TEP)

0.0235

MMBTU

ft³ Gas Natural (GN)

1,000

MMBTU

m³ Gas Natural (GN) 28.3 CUADRO Nº 20. EQUIVALENCIAS PRACTICAS USADAS DE GAS NATURAL FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

36

4.5. GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA

GRAFICO Nº 48. GRAFICO DE EQUIVALNCIAS DE ENERGIA

FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS - PROPIA. ELABORACION PROPIA

37