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La Industria del Gas Natural en el Perú Documento de Trabajo No 1

Oficina de Estudios Económicos OSINERG

Agosto del 2004 1

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG OSINERG La Industria del Gas Natural en el Perú Documento de Trabajo No 1, preparado por la Oficina de Estudios Económicos (OEE) con la colaboración de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos (GFH) y la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART). Está permitida la reproducción total o parcial de este documento por cualquier medio, siempre y cuando se cite la fuente. Autores: Raúl García Carpio y Arturo Vásquez Cordano (OEE). Colaboradores: Humberto Knell (GFH) y Edgar Ramírez (GART). Fotografías: Cortesía de PLUSPETROL.

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

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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Organismo Supervisor de la Inversión en Energía Oficina de Estudios Económicos Documento de Trabajo No 1

La Industria del Gas Natural en el Perú Resumen1 Este documento tiene por objetivo presentar de forma comprensiva los aspectos centrales de la industria de gas natural en el Perú. En el documento se enfatiza el Proyecto de Camisea, el cual marca una nueva etapa en el desarrollo energético del país. En la primera parte del documento se presentan los proyectos de gas natural que antecedieron a Camisea, una breve historia de su desarrollo, así como sus principales características técnicas y económicas. En la segunda parte se discuten las fases del proyecto, así 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 económicos 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 supervisión y regulación del organismo regulador.

. Elaborado por Arturo Vásquez Cordano y Raúl García Carpio, con la colaboración de Humberto Knell y Edgar Ramírez. Se agradecen los valiosos comentarios de Alfredo Dammert, Luis Espinoza, José Gallardo, Edwin Quintanilla, Guillermo Shinno,Virginia Barreda y Raúl Pérez-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]. 1

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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG TABLA DE CONTENIDO 1. Antecedentes............................................................................7 1.1. Yacimiento de Aguaytía.......................................................7 1.2. Yacimientos de la Costa Norte............................................9 1.3. Breve Historia del Proyecto Camisea.....................................11 1.4. Estructura Económica y Características Tecnológicas del Proyecto Camisea...............................................................14 1.4.1. Organización Industrial....................................................14 1.4.2. Características Técnicas del Proyecto...........................17 2. Fases del proyecto............................................................................20 2.1. El Proyecto Base.......................................................................20 2.2. El Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado (LNG)...................................................................24 3. Inversiones y Obras Realizadas....................................................29 3.1. Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88.................29 3.2. Contrato de Transporte de Gas Natural y Líquidos.............30 3.3. Contrato de Distribución de Gas en Lima y Callao...............31 4. Aspectos Tributarios y Canon Gasífero.......................................31 4.1. Impuesto a la Renta y Regalías...............................................31 4.2. Canon Gasífero..........................................................................32 5. Mercados para el Gas Natural.......................................................35 5.1. Generación 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 Económicos 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 Eléctrico.......................62 4

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6.4. Potenciales Efectos de la Realización del Proyecto de Exportación de LNG................................................................65 7. Funciones de OSINERG relacionadas al Proyecto de Camisea........................................................................................69 7.1. Instituciones Públicas Comprometidas con el Proyecto......69 7.2. Regulación Tarifaria...................................................................72 7.2.1. Fijación de las Tarifas de Transporte y Distribución de Alta Presión......................................................................73 7.2.2. Regulación de las Tarifas para Otras Redes de Distribución de Lima y Callao.............................................77 7.3. Supervisión y Fiscalización .....................................................84 7.3.1. Supervisión del Proyecto..................................................86 7.3.2. Supervisión de la Operación Comercial..........................89 8. Conclusiones.....................................................................................95 9. Referencias Bibliográficas.............................................................99

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Lista de Abreviaturas Importantes

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

Barriles por día British Thermal Unit Gas Licuado de Petróleo Gas to Liquids (Gas Natural a Líquidos) Líquidos de Gas Natural Liquefied Natural Gas (Gas Natural Licuefactado) Millones de Pies Cúbicos por día Millones de BTU Millones de Barriles Megawatts / Hora Terapies Cúbicos Tera BTU Terawatts / Hora

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La Industria del Gas Natural en el Perú Raúl García Carpio y Arturo Vásquez Cordano 1. Antecedentes La industria de gas natural en el Perú tuvo poco desarrollo antes de la puesta en marcha del Proyecto Camisea. En el período previo a la explotación de las reservas de Camisea la industria de gas natural se desarrolló básicamente en dos zonas, el yacimiento de Aguaytía localizado en la selva central y el conjunto de yacimientos localizados en la costa norte. 1.1. Yacimiento de Aguaytía El yacimiento de Aguaytía se encuentra localizado en la provincia de Curimaná – Ucayali, a 75 Km. al oeste de la ciudad de Pucallpa (lote 31-C) y a 475 Km. al noreste de la ciudad de Lima. Este yacimiento cuenta con reservas probadas de 0.44 Terapies Cúbicos (TPC) de gas natural seco y 20 millones de barriles de líquidos de gas natural (LGN). El operador inicial del campo de Aguaytía fue Maple Gas Corp. (1994), pero posteriormente esta empresa cedió a Aguaytia Energy del Perú S.R.L. su participación en el Contrato de Licencia, mediante una modificatoria firmada en 19962. Los accionistas de Aguaytia Energy del Perú 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. Aguaytía entró en operación comercial en 1998, habiendo realizado en los primeros 6 años inversiones cercanas a los US$ 300 millones. La producción promedio del . Los inicios del proyecto integral de Aguaytia se remontan a 1961, año en el que Mobil Oil Co. del Perú descubrió el yacimiento. Éste luego revirtió al Estado Peruano hasta el año 1993 en que se realizó la licitación para la explotación del gas natural en Aguaytía. Posteriormente, el 30 de marzo de 1994, se firma el «Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 31-C», entre The Maple Gas Corporation del Perú y PERUPETRO S.A. 2

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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG campo es de 4,400 barriles de LGN diarios y 56 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) de gas natural seco. El campo cuenta con una planta de fraccionamiento, la cual produce aproximadamente 1,400 barriles por día (BPD) de GLP y 3,000 BPD de gasolinas. Estos productos son comercializados en el área de influencia regional del proyecto que comprende una parte de Ucayali (Pucallpa), donde se expende principalmente GLP, así como parte de Loreto y zonas aledañas de Huánuco. La cadena de comercialización también alcanza a abastecer gasolinas y GLP a parte de la sierra central de Junín y Lima (véase el Gráfico No 1). Gráfico No 1 Localización Geográfica del Proyecto Aguaytía TRUJILLO PUCALLPA

BRASIL

Aguaytía

Antamina HUARAZ

Tingo María HUANUCO

Paramonga Tarma La Oroya HUANCAYO

LIMA Callao LEYENDA Planta de Procesamiento de gas

Camisea

HUANCAVELICA AYACUCHO

Planta de Fraccionamiento de LGN Planta Termoeléctrica

CUZCO Pisco

ABANCAY

Líneas de Transmisión Carreteras utilizadas por el mercado de AE

Fuente: Aguaytía Energy Group.

El consorcio cuenta con una serie de facilidades e infraestructura que configuran el proyecto Aguaytía en uno de tipo energético multiproductor, dado que a partir del gas natural se producen combustibles líquidos de alto valor comercial y electricidad. En síntesis, el consorcio cuenta con una planta de procesamiento de gas natural, una planta de fraccionamiento de LGN para la obtención de gasolinas y GLP, una central termoeléctrica (empresa TERMOSELVA que cuenta con una central de ciclo simple con una potencia instalada de 172 MW), una línea de 8

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG transmisión de alta tensión (empresa ETESELVA con una línea de 220 KV entre Aguaytía y Paramonga), así 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 Gráfico No 2. El gas natural se presenta en la mayoría de reservorios en explotación asociado a la producción de petróleo, por lo cual los costos de producción del gas natural resultan relativamente reducidos. Sin embargo, aunque el potencial energético es importante para la región, el desarrollo del mercado ha sido limitado, sustentándose sólo en la producción térmica de electricidad que ha estado restringida por la competencia de las centrales hidráulicas. Los pozos productores en estos yacimientos se encuentran cerca de las áreas de consumo potencial como centrales eléctricas, refinerías, plantas de procesamiento y las áreas urbanas. Sin embargo, los volúmenes de consumo se han mantenido usualmente debajo de los 40 MMPCD. Así, en el año 2003, ascendió aproximadamente a 23.2 MMPCD. La escasez de la demanda en la zona se debe, en parte, a la falta de promoción del uso del gas natural en las zonas aledañas a nivel residencial, comercial e industrial y a la falta de inversiones (en la zona sólo hay comprometidas inversiones por US$ 140 millones). Las reservas probadas en la zona son a su vez reducidas alcanzando sólo 0.262 TPC, lo cual limita las posibilidades de una explotación a gran escala para el abastecimiento del mercado interno regional. La producción fiscalizada de gas . En detalle, el proyecto comprendió la perforación y habilitación de 4 pozos de producción y 3 de reinyección, 22 kilómetros de ductos de recolección e inyección, una planta criogénica de 56 MMPCD de capacidad, un gasoducto de 140 kilómetros de 12" y 10" hasta la planta eléctrica, un oleoducto de 155 Kms hasta la planta de fraccionamiento en Pucallpa, un gasoducto de 65 kilómetros de 6" hasta Pucallpa, una planta eléctrica con dos turbinas de 86 MW de potencia instalada a ciclo simple ubicada en la localidad de Aguaytía, y una planta de fraccionamiento de LGN. A pesar de haber construido un gasoducto hasta Pucallpa, con el propósito de alimentar la Central Térmica de Yarinacocha, esta gestión no se concretó, por lo cual el consumo de gas natural se ha concentrado exclusivamente en la central eléctrica de Aguaytía. En ese sentido, el negocio de producción de LGN es fundamental para rentabilizar el proyecto debido a que a partir de éste produce combustibles líquidos de alto valor comercial. 3

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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico No 2 Localización Geográfica de los Yacimientos de la Costa Norte NUEVO PERÚ Z-1

TUMBES PROGRESO

CALETA CRUZ ZORRITOS

CAÑAVERAL PUNTA SAL XIV GMP MANCORA

COLOMBIA

ECUADOR

ZARUMILLA

TUMBES BPZ XIX

TUMBES

BRASIL

ECUADOR LANCONES

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

Lima

BOLIVIA

OCÉANO PACÍFICO

UBICACIÓN DE LOS LOTES PETROLEROS EN EL NOROESTE DEL PERÚ

CHILE

PIURA

Z-2B PAITA

CHULUCANAS

SAN IGNACIO

PIURA

PETRO-TECH

HUANCABAMBA

CATACAOS XII OLYMPIC

TALARA

SECHURA

CAJAMARCA BAYOVAR

OLEODUCTO

LAMBAYEQUE

SECHURA

LEYENDA

OCÉANO PACÍFICO

Z-6 PETRO-TECH

EN CONTRATOS VIGENTES DISPONIBLES PARA CONTRATOS - TEA CONVENIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA CUENCAS SEDIMENTARIAS OLEODUCTO

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.

natural se halla repartida entre los distintos contratistas. En el Zócalo Continental, la empresa PETROTECH (Lote Z2-B) produce cerca de 9.1 MMPCD, mientras que en la Costa SAPET (Lote I), Graña y Montero Petrolera (Lotes VI/VII) OLYMPIC (Lote X), y PETROBRAS (Lote 11) producen en conjunto 14.1 MMPCD. Una parte importante del gas extraído 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 Eléctrica de Piura S.A. (EEPSA), de propiedad del Grupo ENDESA de España. En su planta de secado obtiene gas natural seco para alimentar una central termoeléctrica de 10

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG ciclo simple (Central Termoeléctrica 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 señalarse que el desarrollo de la industria del gas natural en el Perú ha sido incipiente debido a la escasa cantidad de reservas probadas, a la localización geográfica de los yacimientos ubicados lejos de los principales centros de consumo y el reducido tamaño de mercado para este combustible a nivel local. Asimismo la falta de una difusión y promoción oportuna del gas imposibilitó el desarrollo de proyectos de transporte y distribución de mayor envergadura en las áreas de influencia de los reservorios. El Proyecto Camisea constituye un cambio sustancial en la industria como se expone en las diferentes secciones del documento. 1.3. Breve Historia del Proyecto Camisea En julio de 1981, la compañía Shell Exploradora y Productora firmó un contrato para realizar operaciones petrolíferas en la selva sur del Perú. Más específicamente para explorar la existencia de hidrocarburos en los lotes 38 y 42. Posteriormente, entre los años 1984 y 1988, la compañía descubrió reservas de gas natural en la región de Camisea (Cusco), concretamente en los yacimientos de San Martín, Cashiriari y Mipaya. En marzo de 1988, se firmó un acuerdo de bases entre PETROPERÚ y Shell, donde se establecían los términos de un contrato de operaciones para la explotación de gas natural, en el cual se estimaba que la inversión del proyecto sería de US$ 2,500 millones. Sin embargo, la negociación del contrato final tuvo que ser concluida 5 meses después por falta de financiamiento del Estado (Campodónico; 1998). La posición de la compañía Shell fue la de llevar adelante el proyecto, en una época en la que existía una importante participación estatal en el sector eléctrico y en gran parte del sector hidrocarburos. A comienzos de la década de 1990, se suscribió un convenio entre PERUPETRO y Shell Internacional Petroleum para la evaluación del potencial comercial de las 11

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG reservas de los 3 yacimientos descubiertos. Luego que en 1995 se entregara el estudio de factibilidad, en mayo de 1996 se firmó un contrato de licencia por 40 años mediante el cual se le otorgaba al consorcio formado por Shell (42.5%) y Mobil (57.5%), el derecho a la explotación de los lotes 88A y 88B (véase el Gráfico 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 decidió no continuar con la segunda etapa del proyecto. De acuerdo a Campodónico (1999), ello se habría debido a que el consorcio consideró que, dadas las condiciones de ejecución, el Proyecto Camisea otorgaría sólo una rentabilidad del 8.4% para la inversión, la cual no le permitiría la recuperación de la inversión en los plazos deseados. Gráfico Nº 3 Etapas del Contrato de Licencia Shell – Mobil, 1996

1996

1998

Perforación pozos exploratorios Garantía: Carta Fianza US$ 19.5 mill.

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

2036 Producción de Gas y Líquidos. Regalía entre 17% y 47% del precio de realización

Fuente: Banco Mundial (1999). Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

Adicionalmente, la falta de consenso sobre la tarifa para la generación de electricidad, la no autorización de la integración vertical con la actividad de distribución en Lima (estipulada en el reglamento de distribución de gas natural por red de ductos) y la negativa del gobierno de permitir la exportación del gas a Brasil, habrían sido otros factores que explicarían la decisión del contratista de no continuar con el proyecto. En esta perspectiva Campodónico (1999) señala que para seguir con la segunda fase, el consorcio Shell – Mobil demandaba una serie de nuevos incentivos: •

La aceptación del gobierno de un precio para el gas natural que no se ajustaba a lo establecido en el contrato.

12

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La participación en la distribución del gas natural en Lima. La posibilidad de exportar gas a Brasil mediante la interconexión con el gasoducto Santa Cruz – Sao Paulo. La aplicación de una serie de reformas de la legislación eléctrica peruana para garantizar un precio para el gas natural que le permitiera competir con otros combustibles en el abastecimiento de energía a centrales termoeléctricas.

Debido al retiro del consorcio Shell - Mobil, la Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI) decidió llevar adelante la promoción del Proyecto Camisea a cargo del Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM). Para ello, se estableció que el proyecto debía basarse en un esquema segmentado, con dos líneas independientes de negocios; (i) la explotación y (ii) el transporte y distribución. La operatividad de esta licitación se basó en fijar parámetros objetivos a cumplir, dejando en manos de los inversionistas flexibilidad para elegir los detalles técnicos del diseño, construcción y operación del proyecto. Para dicha convocatoria, once consorcios fueron precalificados en el concurso de la explotación, y doce para el transporte y distribución. En el año 2000 se llevaron a cabo nuevamente las licitaciones del proyecto Camisea, otorgándose las siguientes adjudicaciones: •

•

La etapa de Explotación, Separación y Fraccionamiento de Hidrocarburos, por una duración de 40 años, fue adjudicada en febrero del año 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 ofreció una regalía de 37.24% sobre sus ingresos brutos. La segunda etapa que consiste en el Transporte y Distribución del Gas, por una duración de 33 años, 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 Graña y Montero (Perú 12%). Este consorcio constituyó posteriormente la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP).

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Finalmente, la fase de Distribución de gas natural en Lima y Callao fue cedida a Tractebel (Grupo SUEZ de Bélgica) en mayo de 2002, tal como se estipuló en los compromisos del contrato. Posteriormente, Tractebel constituyó la empresa denominada Gas Natural de Lima y Callao S.A. (GNLC). En el Cuadro No 1 se presenta una síntesis de los contratos de licencia que se han suscrito en las distintas etapas del proyecto.

1.4. Estructura Económica y Características Tecnológicas del Proyecto Camisea 1.4.1. Organización Industrial La industria del gas natural involucra una serie de actividades relacionadas verticalmente que se pueden resumir en cuatro fases: la exploración, la explotación, el transporte y la distribución del gas a los consumidores finales. La característica más importante en esta industria es la prestación del suministro del gas mediante redes de abastecimiento (ductos), diseñadas para atender a una diversidad de usuarios, siendo estas redes exclusivas para el abastecimiento del combustible a través de conexiones domiciliarias a nivel residencial o mediante enlaces a la red principal de distribución para el abastecimiento de la industria. En estas cuatro fases se requieren importantes inversiones para afrontar los costos de instalación de los sistemas de suministro y se asumen una serie de riesgos, tales como el fracaso en la exploración, peligros en el manejo de la seguridad, entre otros. Paralelamente, estas inversiones tienen la particularidad de ser irrecuperables y específicas 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 asimetría esencial entre las empresas ya establecidas y aquellas que no lo están, dado que dichos costos actúan como si fueran barreras a la entrada, lo cual permite que las empresas dentro del mercado posean cierto grado de poder monopólico y la capacidad de fijar precios elevados en ausencia de regulación tarifaria.

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Continúa ...

O bligacione s

Plaz o

Conce sionario

· Entregar gas natural para transporte por ducto de gas natural, hasta un volumen de 450 MMPCD. · Producción permanente de Hidrocarburos desde el inicio del 2do período. · Contratista tiene derecho de exportar hidrocarburos

· 2ª. desde la finalización del primero hasta el año 40.

· 1ª. 44 meses, contados a partir de la fecha de suscripción.

T RACT EBEL, integrante del grupo SUEZ.

Distribución de Gas Natural

· Construcción del Sistema de T ransporte de gas: incluye todas las obras, instalaciones y equipamientos necesarios para la adecuada operación del Sistema de T ransporte del gas desde el punto de recepción en Las Malvinas hasta el City Gate en Lima (sólo hasta Pisco, para el

· Diseñar y construir el sistema de distribución: incluye toda obra, instalación y equipamiento necesario para la adecuada operación de Sistema de Distribución en Lima y Callao. · A la puesta en operación comercial, el Sistema deberá permitir suministrar gas a

33 años con opción de prórroga por plazos de 10 años hasta un límite máximo de 60 años.

Consorcio integrado por T echint, PLUSPET ROL Resources Corporation, Hunt Pipeline Company of Peru L.L.C., SK Corporation, L’ Entreprise Nationale Sonatrach, Graña y Montero S.A.A.

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 años divididos en dos períodos:

Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural

Explotación

Cuadro Nº 1 Contratos de Licencia para la Explotación, Transporte y Distribución del Gas de Camisea

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16 US$ 99´000,000.00

· Puesta en operación comercial a más tardar 44 meses después de fecha de cierre, más 90 días de tolerancia: el sistema deberá estar en capacidad de transportar gas desde el punto de recepción hasta el punto de entrega, cubriendo por lo menos la capacidad mínima. · Atraso genera penalidad (US $ 100,000.00 para gas y US $ 90, 000.00 para líquidos) por cada día calendario. Penalidades acumulables. Si se cumple la puesta en operación comercial en la fecha prevista, se condonan las penalidades.

· Ductos operativos al vencimiento del primer período con 90 días de tolerancia. · Perforar 4 pozos de desarrollo: el primero dentro de 24 meses contados a partir de fecha de suscripción. · Construir la Planta de Separación de Líquidos. · Iniciar el llenado de los ductos con hidrocarburos fiscalizados del área de contrato, a más tardar al vencimiento del plazo de 42 meses a partir de la fecha de suscripción. · La puesta en operación comercial será a más tardar 44 meses después de la fecha de cierre, más 90 días de tolerancia. · Contados desde la puesta en operación comercial, la Sociedad Concesionaria deberá prestar efectivamente el Servicio, por lo menos: (i) A los 2 años, a 10.000 consumidores. (ii) A los 4 años, a 30.000 consumidores. (iii) A los 6 años, a 70.000 consumidores.

consumidores iniciales (empresas establecidas en contrato) en el área de concesión.

· Complementaria*: US $ 3’000,000.00 o US $ 2’000,000.00 (para sociedad escindida).

· Principal: US $ 92’000,000 (es la misma para gas y líquidos de gas).

caso de líquidos de gas), respetando las normas de seguridad establecidas.

producidos sólo luego de abastecer la demanda interna de gas natural.

*A fin de garantizar el cumplimiento de las obligaciones a partir de la puesta en Operación Comercial. Fuente: Contratos de Licencia (varios), Ministerio de Energía y Minas. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

Garantía

Cronograma

O bligacione s

Continúa ...

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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Otro rasgo característico de esta industria es la presencia de economías de escala asociadas a la construcción, a la producción y al empleo de las redes de suministro. Debido a los altos costos fijos del sistema (en su mayoría activos específicos) y los reducidos costos marginales para interconectar a consumidores adicionales, la existencia de economías de escala bajo estas condiciones resulta significativa respecto al tamaño de la demanda. Por esta razón, existen segmentos relevantes de monopolio natural dentro de la estructura industrial (principalmente en el transporte y en la distribución). En países con una importante experiencia en la industria de gas natural como Estados Unidos, que cuenta con una red de provisión del servicio desarrollada, la regulación de tarifas se restringe a las actividades de transporte y distribución, donde se presentan condiciones de subaditividad de costos, dejándose a la competencia la determinación de los precios en boca de pozo y el segmento de comercialización. No obstante, en el caso de países donde el desarrollo de la industria recién comienza y depende de fuertes inversiones, como es el caso de Camisea, la intervención estatal en el proceso es mayor, tanto en la promoción del proyecto como en la regulación de tarifas. Así, en el esquema peruano, se optó por fijar precios máximos 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 distribución. 1.4.2. Características Técnicas del Proyecto Las reservas de gas natural4 del área de Camisea contienen gas húmedo no asociado con un alto contenido de condensados. Las reservas probadas de los 2 yacimientos principales descubiertos en la década de 1980 ascienden a 8.7 TPC, tal como se detalla en el Cuadro Nº 2:

. El petróleo y los líquidos de gas natural se miden en barriles. El gas natural se mide en pies cúbicos (PC). 4

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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro Nº 2 Reservas Probadas en la Zona de Camisea GAS

Zona

Líquidos *

Área de Cashiriari Área de San Martín Total

**

(MMBls) 330 215 545

(TPC) 5.4 3.3 8.7

* TPC: Terapie cúbico. ** MMBls: Millones de Barriles. Fuente: Proyecto Camisea. http://www.camisea.com.pe/esp/project.asp. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

De otro lado, Shell estimó que las reservas totales probables de los 3 yacimientos, Cashiriari, San Martín y Mipaya, equivalían a 13 TPC5. De acuerdo a los factores de conversión, estas cifras son equivalentes a unos 2,800 millones de barriles equivalentes de petróleo, cifra importante si se considera que la demanda nacional de petróleo crudo está aproximadamente en el orden de los 55 millones de barriles anuales. Es decir, las reservas de Camisea serían equivalentes a 50 años de consumo petrolero aproximadamente. Considerando las medidas de energía (poder calorífico y energía equivalente) las reservas tienen una composición que combina gas húmedo o metano asociado con hidrocarburos líquidos como el pentano y hexano, gas seco o metano, y gas asociado con agua. Las cantidades de cada uno de estos elementos varía dependiendo de la energía o poder calorífico como se detallada en el Cuadro No 3. Cuadro Nº 3 Especificaciones Técnicas del Gas de Camisea Energía (Tera BTU* ) Gas Húmedo Gas S eco Gas S eco – H2O

16,256 12,711 11,440

Energía Total Poder calorífico equivalente (BTU/PC**) (TWh)*** 1,251 1,069 --

4,764 3,725 1,844

* BTU: British Thermal Unit. ** PC: Pie Cúbico. *** TWh: Terawatt / Hora. Fuente: Espinoza (2000). Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG. 5

. Para mayores detalles respecto a la composición de las reservas véase Espinoza (2000).

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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Debe indicarse que no todo el gas natural puede ser utilizado para generar energía, ya que es necesario extraer primero los condensados de gas natural (véase el Gráfico Nº 4). Cuando el gas seco remanente es puesto en combustión, se generan agua y anhídrido carbónico, siendo sólo este último el insumo útil para la generación térmica. La fracción de gas seco de Camisea utilizable para producir energía térmica permitiría obtener 11,140 TBTU en una central de ciclo combinado, producción equivalente a 110 años del complejo hidroeléctrico del Mantaro (Espinoza, 2000). Gráfico Nº 4 Utilización del Gas Natural de Camisea para Generación de Energía Térmica Condensados de G as N atural

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

1 0%

Vap or de A gua (N o utiliz able p ara generación térmica)

9 0%

A nhídrido Carbónico 11,140 T BT U

G as N atural Seco

Fuente: Espinoza (2000). Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

De otro lado, comparando el tamaño de las reservas de gas natural de Camisea con aquellas existentes en otros yacimientos en el Perú, se puede notar que la magnitud de Camisea equivale a 16 veces el tamaño del yacimiento de Aguaytía y casí 32 veces el tamaño de los yacimientos de la Costa Norte. Asimismo, las reservas de líquidos de gas natural de Camisea son cuantiosas en relación al resto de yacimientos (28.5 veces el tamaño de las reservas de Aguaytía). Esto determina que Camisea se constituya en la base más importante para el desarrollo de la industria del gas natural en el Perú (véase el Gráfico No 5). Respecto a la producción de hidrocarburos, se calcula que se producirán inicialmente 450 MMPCD. Asimismo, se estima que la demanda interna en los primeros años alcanzará sólo 200 MMPCD, por lo que 250 MMPCD se reinyectarán 19

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico No 5 Reservas de los Yacimientos de Gas Natural en el Perú Reservas Probadas de Gas Natural en el Perú (TPC) Aguaytía (Selva Norte) 0.44

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

Costa Norte 0.26

Camisea (Selva Sur) 8.8

Costa Norte 10

Aguaytia (Selva Norte) 20

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

a los pozos6. De otro lado, se estima inicialmente una producción de líquidos de gas asociados cercana a los 27 mil BPD que podría llegar a 45 mil BPD cuando la producción de gas alcance su máximo. En total, la producción de hidrocarburos podría aumentar en 40%. Si asumimos una capacidad de producción máxima tanto de gas natural como de líquidos de gas asociados en un escenario intermedio, la producción de hidrocarburos crecería en 94.3%. Finalmente, si consideramos el desarrollo de un proyecto para exportar gas natural licuefactado (LNG por sus siglas en inglés), y si se alcanzan los niveles de producción esperados (1,050 MMPCD de gas natural seco y 50 mil BPD de líquidos de gas natural), la producción de hidrocarburos se incrementaría en 189% (MEM; 2001). 2. Fases del Proyecto 2.1. El Proyecto Base El Gráfico No 6 muestra el mapa de la localización de la infraestructura relacionada al proyecto. La primera etapa ha involucrado el diseño y la construcción de la 6 . El gas seco es extraído en exceso debido a que ésto es necesario para la producción de una mayor cantidad de líquidos de gas natural (los cuales son transformados en combustibles líquidos de alto valor comercial) dado que se sabe que es posible producir 60 barriles de LGN por cada millón de pies cúbicos extraídos.

20

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG infraestructura de explotación, transporte y distribución7, cuyo objetivo es hacer que el gas llegue a la costa para abastecer al mercado interno. En principio, el gas es extraído de los yacimientos de San Martín y Cashiriari, siendo el objetivo central de la explotación maximizar la extracción de líquidos a partir del gas obtenido, así como la producción del gas seco de tal forma que sea suficiente para satisfacer la demanda interna. Luego de la extracción, el gas pasa por una red de captación de 80 Km. de extensión hasta llegar a la Planta de Separación de Las Malvinas localizada a orillas del Río Urubamba con una capacidad de procesamiento inicial de 450 MMPCD. Esta planta efectúa una separación 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 criogénica se separan los hidrocarburos líquidos 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 líquidos a los ductos principales. El gas natural extraído en exceso es reinyectado8 a los reservorios, lo cual es un requerimiento de preservación ambiental. Debe indicarse que la reinyección de gas natural sirve para mantener la presión del reservorio, lo que permite maximizar la extracción de líquidos. Por su parte, la etapa de transporte implica la operación de 2 ductos paralelos: uno de 730 Km. para el gas natural seco y otro de 560 Km. para el transporte de líquidos. Los ductos atraviesan los departamentos del Cusco, Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima. El ducto de líquidos llega hasta la planta defraccionamiento ubicada en la playa Lobería en Pisco, mientras que el de gas natural seco a partir del punto de derivación continua hacia el norte bordeando la . Cabe mencionar que la etapa de explotación no sólo implica las inversiones vinculadas a la extracción de los hidrocarburos, sino también las requeridas para transformar los hidrocarburos en productos comerciales y la infraestructura para la exportación (terminal marítimo). 8 . Otro factor que puede influir en la decisión 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 podrán continuar produciendo líquidos. En caso que se implemente el proyecto de exportación de LNG, ello implicaría un mayor volumen de extracción de gas que generará un incremento del volumen de producción de líquidos. 7

21

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG franja costera hasta llegar al City Gate ubicado en Lurín. Es decir, el ducto se subdivide en 2 componentes: el primero que va desde Camisea hasta el punto de derivación en Pampa Río Seco (cercanías de Humay), y el segundo que va desde Pampa Río Seco hasta el City Gate. Debe indicarse que la etapa del transporte involucró la utilización de 178,100 toneladas de tubos, de los cuales 148,500 corresponden al transporte de gas y 29,600 toneladas corresponden al transporte de líquidos (Wiese Sudameris; 2002). De otro lado, los líquidos son recibidos en una planta de fraccionamiento con una capacidad de 50,000 barriles diarios y una planta de refinación para 25,000 barriles diarios, que están 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 través de camiones cisterna o exportarse por buques a través de terminales marítimos. Finalmente, en la etapa de distribución del gas natural en Lima y Callao, el operador recibe el gas en el City Gate de Lurín para luego transportarlo a través de una red de ductos troncales de alta presión con una longitud aproximada de 62 Km que atraviesa la ciudad de Lima y llega hasta una estación terminal en Ventanilla. Esta red sirve para entregar gas a empresas del sector industrial y a las centrales térmicas que lo requieran. Cabe resaltar que en la etapa posterior a la construcción de la red principal de distribución, redes adicionales de media y baja presión deben añadirse 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 distribución del gas en Lima y Callao continuará trabajando en el desarrollo y expansión de la red de distribución de gas, por lo que se requerirán mayores inversiones en el futuro. En el Gráfico No 7 puede verse el diagrama de la red de distribución en Lima y Callao.

22

23 PLANTA DE FRACCIONAMIENTO

Huancano

50

Humay

ICA

Elaboración: Transportadora de Gas del Perú (TGP).

Límite Departamental

Rios Principales

Rí

e añ oC

te

LIMA

la Ma

0

Huaytara

50

Rumichaca

Patibamba

100 Km

AYA C U C H O

TRANSPORTE

H U A N C AV E L I C A

CUSCO

MAPA GENERAL DEL PROYECTO CAMISEA

APURIMAC

Pacobamba

San Antonio

Kepashiato

Chimparina

PLANTA DE GAS MALVINAS

c

Campamentos Base

Río

JUNIN

ma

Trazo

LEYENDA

CITY GATE LURIN

ESTACIÓN FINAL

EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN

am ba

DISTRIBUCIÓN

uri

co

Ap

Pis

o Rí

Río

rub Río U

Gráfico No 6 Mapa de Localización del Proyecto Camisea

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico No 7 Mapa de Localización de la Red Troncal Primaria de Distribución del Gas Natural en Lima y Callao

Trazo Referencial

Red de media presión

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

2.2. El Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado (LNG) Bajo la coordinación 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 exportación de gas natural bajo la modalidad de gas natural licuefactado (LNG). Para llevar a cabo el proyecto, PERÚ LNG y la empresa Tractebel (Bélgica) firmaron un acuerdo el 29 de setiembre del 2003, con la finalidad de exportar gas natural licuefactado (LNG) desde los campos de Camisea en Perú hacia Norteamérica9. Las exportaciones de LNG tienen como destino principal el mercado de los Estados Unidos y México. Estos países han venido incrementando sus importaciones de gas natural que provienen principalmente de Canadá. Las modalidades de importación son diversas y se espera que en los próximos años las importaciones de LNG se incrementen. El LNG producido en el Perú debe ser transportado en barcos a México, lugar desde donde, una vez regasificado, debe ser exportado a Estados Unidos vía ductos. 9

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

24

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG El acuerdo permitirá a Tractebel adquirir 2.7 millones de toneladas de gas al año (un promedio de 400 millones de pies cúbicos por día) de la empresa PERU LNG, por un periodo de 18 años, comenzando en el año 2008. El consorcio contempla la construcción de una planta de licuefacción con una inversión cercana a los US$ 1,900 millones con localización en Pampa Melchorita, a 169 kilómetros al sur de Lima, entre las ciudades de Chincha y Cañete. Esta planta será la primera de este tipo en Sudamérica y podría ser la base para la industria petroquímica regional. El gas adquirido por Tractebel representa casi 2/3 de la capacidad de producción de la planta proyectada de 4.4 millones de toneladas por año. Los ejecutivos de PERU LNG vienen negociando con otros potenciales compradores para colocar el tercio de la capacidad de producción restante. Después de la licuefacción (proceso que comprende el sobre enfriamiento a menos 163 grados centígrados, 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 Lázaro Cárdenas en el estado de Michoacán en México. Allí el LNG será regasificado en una planta que construirá Tractebel y será inyectado a la red de transporte de gas mexicana. La compañía ha tenido presencia en México desde 1990 y viene operando un sistema de gas natural completamente integrado, con centros de distribución locales en Guadalajara, Querétaro y Tampico. La realización del proyecto de exportación de LNG representará un cambio en la escala del proyecto de Camisea, con una inversión adicional cercana a los US$ 3,000 millones, los cuales se destinarán a la construcción de pozos y la ampliación de instalaciones, la construcción de la planta, las facilidades de almacenamiento e infraestructura portuaria, el terminal de regasificación y el transporte marítimo. La inversión adicional en el Perú sería aproximadamente de US$ 1,834 millones, de los cuales US$ 969 millones serían en nuevas instalaciones y US$ 865 millones por ampliaciones. De este total, cerca del 40% tendrá componentes nacionales (véase el Gráfico No 8). Con la incorporación del proyecto de exportación de LNG, el esquema original del proyecto Camisea se altera tornándose más complejo en su estructura, tal como 25

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

MM US$ 2,954

Gráfico No 8 Inversión Total Acumulada del Proyecto de Exportación de LNG 400

Terminal de Regasificación

720

Transporte Marítimo

865

Pozos y Ampliación de Instalaciones

969

Planta. Almacenaje e Infraestructura Portuaria

Inversión en el Perú MM US$ 1,834

Fuente: Macroconsult (2003), PERU LNG.

puede apreciarse en el Gráfico No 9. La exportación del gas modificará la escala del proyecto base, haciendo posible exportar el gas natural a los mercados externos e incrementando la producción de líquidos de gas natural. Un tema importante para la viabilidad del proyecto es el referido a los precios a los que tendría 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 déficit de abastecimiento interno de gas natural en Estados Unidos, estimado en 12,000 MMPCD en los próximos años (véase el Gráfico No 10). En este sentido, si se considera que el costo de oportunidad del gas natural en EE.UU. sería aproximadamente 3.5 US$/MMBTU, y si se consideran costos estándares de licuefacción, transporte y regasificación, entonces, cálculos iniciales sugieren un precio en la costa del Perú de 1.5 US$/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 producción del gas natural para la exportación en el contrato de licencia (véase el Cuadro No 4). . Se considera que la tarifa regulada de transporte por red principal de ductos convergirá a la tarifa base, dada la magnitud de la demanda de exportación de LNG. 10

26

Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

Gráfico Nº 9 Esquema del Proyecto de Explotación, Transporte y Distribución del Gas de Camisea

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

27

28

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

00

01

02

04

05

06

07

09

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Canadá (No Delta de Mackenzie) LNG importado desde terminales existentes LNG importado desde terminales propuestos (Guarda Costas) LNG importado desde los terminales planeados Demanda - EEUU

Años (comienzo en el 2000)

08

Total Producción Interna Canadá (Delta de Mackenzie) LNG importado desde terminales propuestos (FERC) Exportaciones Netas a México Alaska

03

Fuente: Federal Energy Regulatory Commision (FERC).

Volumen (Miles de Millones de Pies Cubicos por día)

100

19

Gráfico No 10 Evolución y Proyecciones de la Producción y Consumo de Gas Natural en EE.UU

20

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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro No 4 Costos Unitarios Aproximados del LNG Peruano (US$/MMBTU)* Precio a boca de pozo

0.6

17.19%

Transporte Ducto Principal Precio en la costa

0.89 1.49

25.50% 42.69%

Costo de Licuefacciòn Precio FOB

0.9 2.39

25.79% 68.48%

Transporte a Baja California Sub Total

0.7 3.09

20.06% 88.54% 8.60%

Costo de Regasificación

0.3

Transporte en Mexico a USA

0.1

2.87%

Precio del gas en USA

3.49

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 Explotación del Lote 88

El operador en la fase de explotación, PLUSPETROL, ha construido las siguientes facilidades para la producción de gas natural seco y líquidos de gas natural: Cuadro Nº 5A Obras realizadas en la Fase de Explotación Perforación Plataforma San M artín 1 Perforación Plataforma San M artín 3 Sistema de Flow Lines Planta Criogénica – M alvinas Planta de Fraccionamiento – Lobería Linea submarina y T erminal – Lobería Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

Durante la fase de operación continuarán los trabajos de reforestación y control de erosión en el Derecho de Vía de las líneas de recolección y reinyección, en el tramo Malvinas - San Martín 1 y entre San Martín 1 - San Martín 3. Para ello se están produciendo plantones y semillas de especies nativas en viveros ubicados a lo largo del derecho de vía. Además, se realizará la supervisión de los aspectos sociales en la zona de las líneas de conducción y reinyección (Flow Lines) entre las Plataformas San Martín 1 y San Martín 3. 29

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG La inversión real ejecutada, desde el inicio de la obra hasta su conclusión fue de US$ 730 millones. El monto inicialmente estimado en US $ 616 millones se ha visto incrementado, según PLUSPETROL, debido a la mayor inversión en la construcción de las líneas submarinas y terminal de carga en la planta de Loberías, y por los costos de las pruebas pre-operativas y de puesta en operación. El monto de inversión programada para el año 2003 fue US $ 256.2 millones, habiéndose ejecutado US $ 281.1 millones hasta fines de diciembre del 2003. La inversión programada para el año 2004 fue de US$ 98.5 millones. La inversión ejecutada se ha financiado con recursos propios del consorcio liderado por Pluspetrol y con préstamos puente (para equipamiento y maquinarias). 3.2. Contrato de Transporte de Gas Natural y Líquidos De acuerdo a información proporcionada por Transportadora de Gas del Perú (TGP), la fase de transporte ha demandado la construcción de la siguiente infraestructura: Cuadro Nº 5B Obras Realizadas en la Fase de Transporte Ducto de gas seco Ducto de líquidos

730 Km. 560 Km.

Estaciones de Bombeo: Estación No.1 (PS-1) Estación No.2 (PS-2) Estación No.3 (PS-3) Estación No.4 (PS-4) Estaciones de Reducción/Terminal: Estación No.1 (RS-1) Estación No.2 (RS-2) Estación Terminal de TGP en Lurín Estación Terminal TGP en Lobería Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

Desde el inicio de la obra hasta el final de la construcción, la inversión real ejecutada por el operador fue de aproximadamente US$ 710 millones. Con relación a los préstamos 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 continúa pendiente la definición de los desembolsos respectivos. 30

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG 3.3. Contrato de Distribución de Gas en Lima y Callao El proyecto de distribución en alta, media y baja presión en Lima y Callao requirió la habilitación de una serie de obras, con el objeto de implementar la red base sobre la cual se establecerá el servicio de aprovisionamiento de gas natural seco a nivel residencial, comercial e industrial durante los próximos años. Las principales facilidades construidas a la fecha son las siguientes: Cuadro Nº 5C Obras Realizadas en la Fase de Distribución Instalación del ducto principal (Alta Presión) 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 Corporación Cerámica (Universitaria) Vidrios Industriales City Gate (Lurín) y Estación Terminal Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

El monto de inversión inicial directa comprometido por el operador para la construcción de la red troncal primaria de distribución y los ramales secundarios (incluyendo la ingeniería y los suministros) fue US$ 55.631 millones, los cuales han sido financiados con recursos propios. Adicionalmente, se ejecutarán mayores inversiones en esta fase de la industria conforme la red de distribución se expanda en función del crecimiento de la demanda residencial, comercial e industrial en Lima y Callao. 4. Aspectos Tributarios y Canon Gasífero 4.1. Impuesto a la Renta y Regalías Cada una de las empresas involucradas en el proyecto está sujeta al régimen tributario común de la República del Perú, que incluye el Impuesto a la Renta, así 31

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG como a las disposiciones específicas que al respecto se establecen en la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley No 26221) vigentes en la fecha de suscripción. El Ministerio de Economía 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 Garantía de la Estabilidad Tributaria (D.S. No 32-95-EF). En el Cuadro No 6 se presenta un resumen de los aspectos más relevantes en cuanto a los aportes tributarios de las empresas involucradas. En cuanto a las regalías, dado que los productos extraídos son de naturaleza diferente, las fórmulas para su cálculo también varían. El valor de la regalía viene determinado por la multiplicación del valor de la producción fiscalizada (VPF) y el porcentaje de regalía (R). Sin embargo, la fórmula para el cálculo tanto de VPF y R varía según se trate de petróleo, gas natural o líquidos de gas natural. La regalía final es la suma de las regalías obtenidas en cada caso (ver Cuadro No 7). En el caso del proyecto de exportación de LNG, la tasa por concepto de regalía del gas natural seco destinado al mercado externo a la fecha no está establecida. Sin embargo, debido a que el precio en boca de pozo de este producto debería ascender a US$ 0.6 por MMBTU para que llegue en condiciones competitivas a los mercados relevantes (México y Estados Unidos), se prevé que la regalía sea menor a las tasas establecidas para hacer competitivo el proyecto11. 4.2. Canon Gasífero La transferencia del Canon es un mecanismo redistributivo de la renta gasífera que supone la generación de mayores ingresos en beneficio de las regiones en las cuales se ubican los recursos gasíferos y las reservas marginales. En el Perú 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 señalarse sin embargo que el Ministerio de Energía 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 definición de la aplicación de este impuesto esta en manos del Ministerio de Economía y Finanzas. 11

32

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro Nº 6 Régimen Tributario Vigente para el Proyecto Camisea Impuesto a la Renta: Beneficio de Estabilidad Tributaria para cada una de las empresas que forman el consorcio: se garantiza la estabilidad del régimen tributario vigente a la fecha de firma del contrato: • Tasa de 30% sobre las utilidades netas. • Reparto de dividendos y cualquier forma de distribución de beneficios no están gravados por el IR. Otros: - Exportación exenta de todo tributo. - Pago de Tributos aplicables a las importaciones de bienes e insumos requeridos. - Régimen de Recuperación Anticipada del IGV para las operaciones anteriores a la exploración comercial (exploración, desarrollo y toda inversión anterior a la fecha de inicio de la exploración comercial). - Las ventas de gas natural seco y los líquidos de gas natural están afectos al 19% por concepto de IGV. - El gas natural seco no está gravado con el ISC pero sí los líquidos de gas natural. Fuente: Contratos de Licencia y Contratos de Estabilidad Tributaria del Proyecto de Camisea. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

naturales cuya explotación generan Canon y regula en forma general su distribución a favor de los gobiernos locales (municipalidades) y regionales, centros poblados y comunidades en cuya área de influencia se hallan dichos recursos. En el año 2003, con el ánimo de corregir algunas limitaciones de la Ley de Canon, se emitió una norma modificatoria que dentro del ámbito del Canon Gasífero se centra en dos aspectos12. El primero se refiere a la introducción de criterios adicionales al poblacional para realizar la distribución de los recursos del Canon, entre ellos, criterios de pobreza, infraestructura y necesidades básicas. El segundo aspecto se refiere al establecimiento de una la tasa del Canon Gasífero en 50% del 12

. Ley N° 28077 del 25/09/2003.

33

Líquidos de Gas Natural

34

Los productos incluidos en las canastas de referencia son similares a los productos extraídos tanto en características técnicas (grado API, contenido de azufre) como económicas (transabilidad en el mercado). Los precios de las canastas de referencia se ajustan de acuerdo a la variación de los precios internacionales. Se aplican descuentos en los porcentajes de regalías por reinyección.

Observaciones

Fuente: Contratos de Licencia, T ransporte y Distribución. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

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

Base de 37.24% que aumenta según Generadores: Volumen Fiscalizado*$1.00 por incrementos en la producción acumulada Gas Natural M M BTU. Demás 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).

Base de 37.24% que aumenta según incrementos en la producción 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).

Porcentaje de Regalía ( R )

Valor de la Producción Fiscalizada (VPF)

Hidrocarburos

Cuadro Nº 7 Cálculo de las Regalías según Producto Explotado

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Impuesto a la Renta obtenido por el Estado de las empresas que realizan actividades de explotación de gas natural, y del 50% de las Regalías por la explotación de tales recursos naturales. De acuerdo a la norma, el Canon será distribuido entre los gobiernos regionales y locales de acuerdo a los índices de distribución que establezca el Ministerio de Economía y Finanzas sobre la base de los criterios socioeconómicos mencionados. Los porcentajes de distribución 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 deberán 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 deberán entregar el 20% del total percibido por Canon a las universidades situadas en las zonas donde se explota el recurso, destinándolo a la inversión en investigación científica y tecnológica de impacto regional. En este contexto, deberían definirse lineamientos tendientes a dotar de una base analítica y técnica a las decisiones de gastos de inversión, de modo que se desarrollen mecanismos de gestión más eficientes y transparentes.

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

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Antes de la puesta en operación del Proyecto Camisea, en el Perú la producción de gas natural se había limitado a la extraída de los yacimientos de la Costa Noroeste y la Selva Central, la cual es usada como combustible en la generación 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 explotación de la Costa Norte (véase el Cuadro No 8). Cuadro Nº 8 Perú : Consumo de Gas Natural MMPC - 2001 Refinación Zona Generación Eléctrica Operación Petrolera 45.50% 7,254 79.30% 2,642 97.70% Noroeste 4,502 54.50% 1,897 20.70% 62 2.30% Aguaytía 5,385 9,888 100% 9,151 100.00% 2,704 100.00% Total

Uso doméstico 4.2 100.00% 0 0% 4.2 100.00%

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

La demanda de gas natural de Camisea proviene principalmente de su uso en la generación de electricidad (a través 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, también 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 irá creciendo conforme se desarrolle la red de distribución en Lima, se extienda la red de transporte a otras regiones, y se dé la promoción necesaria para incentivar el consumo del gas. Otra fuente importante de demanda será la proveniente del mercado de exportación del gas natural licuefactado (véase el Gráfico 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 sólo un porcentaje de lo contratado (en el caso del contrato de Electroperú es de 80%) y otros mecanismos como el «carry forward» que les permite «arrastrar», por un número determinado de meses, pagos por exceso a su consumo a fin de usarlos en los meses de mayor consumo («make up»). 13

36

Oficina de Estudios Económicos - 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 Nº 9, los pronósticos han variado significativamente a lo largo del tiempo, debido principalmente a las diferentes estimaciones de las cantidades demandadas en los rubros de generación eléctrica y uso industrial. Cuadro Nº 9 Estimaciones de la Demanda de Camisea (MMPCD) Escenarios E1: Gas Natural llegaa los generadores eléctricos a US$2 por MMPCD ( Stone and Webster; 1998) E2: Gas Natural llega a los generadores eléctricos 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)

2004

2010

207.3

397.3

201.3

386.4

109.1 92.7 48.2

200.2 143.6 69.4

Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

Así, las estimaciones iniciales para el año 2004 (Stone & Webster; 1998) fluctúan entre 201 y 207 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para el caso de los generadores, mientras que las estimaciones más recientes proyectan una demanda significativamente menor: entre 48 y 109 MMPCD (MEM; 2001). Lo mismo ocurre para el año 2010, en el que la demanda proyectada fluctúa en un rango de entre 397 MMPCD para el escenario más optimista (E1 - Stone & Webster; 1998) y 69 MMPCD para el escenario más conservador (E5 – MEM; 2001). La evolución completa de las estimaciones entre los años 2004 y 2010, se aprecia en el Gráfico Nº 12. Debe destacarse que la demanda por gas natural provendría principalmente del sector de generación eléctrica y del sector industrial15. Sin embargo, con motivo de la primera fijación de las tarifas de transporte y distribución de gas natural realizadas por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART - OSINERG) se han realizado proyecciones de la demanda de gas natural más realistas y que toman en cuenta la nueva información disponible. Las . Stone & Webster (1998). . La demanda comercial y doméstica, aún en el largo plazo, se considera pequeña. Según los estudios de Stone & Webster (1998) y Ministerio de Energía y Minas (2001), dicha demanda

14 15

37

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico Nº11 Principales Mercados para el Gas Natural Comercial y Transporte

Industrial

Hoteles Edificios

Fábricas

Escuelas Universidades Transporte Público Generación Eléctrica Gas Natural Vehicular LNG

Residencial

Exportación Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – OSINERG. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

estimaciones de estas proyecciones son algo mayores al escenario medio planteado por el MEM en el año 2001. En el Cuadro Nº 10 se presentan las proyecciones de demanda por tipo de cliente para los primeros 20 años de operación del proyecto. 5.1. Generación de Electricidad Considerando el consumo específico por tipo de central de generación eléctrica y los precios máximos a los que el gas de Camisea será vendido, en el Gráfico Nº 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 sería competitivo con todos los combustibles a excepción del carbón. En cambio, si el gas natural fuese utilizado en una central de ciclo combinado (CC) resultaría ser más competitivo que todo el resto de combustibles.

38

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

HHPCD

Gráfico Nº 12 Evolución de las Diferentes Estimaciones de Demanda para el Gas de Camisea 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2003 E1

2004

2005

2006

E2

2007

2008

E3

2009 E4

2010 E5

Fuentes: Stone & Webster (1998), MEM (2001). Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

La competitividad del gas natural no sólo proviene de sus menores costos variables (lo cual hace que las centrales a gas despachen energía antes que otras centrales térmicas), sino también de sus menores costos medios, por lo que los inversionistas en generación eléctrica deberían tenerlo como primera opción16. Si bien esta información muestra que el gas natural tendría una demanda asegurada por parte de los generadores, a la fecha Electroperú es la única 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 concretó la transferencia a la empresa generadora Etevensa (Grupo Endesa) del primer contrato importante de suministro de gas natural que suscribiera anteriormente Electroperú. El concurso público estableció que el ganador de la licitación se comprometía a instalar, en el plazo máximo 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 generación mínima de 250 MW. . Véase un análisis más detallado en Gallardo, García y Pérez- Reyes (2004). . El volumen contratado total equivale a 70 MMPCD según el Contrato de Licencia para la Distribución de Gas Natural por red de ductos de Lima y Callao.

16 17

39

40

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

Industrial 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

Consumo Vehicular 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

Residencial 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

Comercial 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

Generación Eléctrica 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

Total Demanda Proyectada Distribución 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

Consumos en la ruta y demanda vehicular Demanda Proyectada adicional

Fuente: Informes Técnicos OSINERG - GART / DGN Nº 0009 - 2003, Nº 0010 - 2003 y Nº Nº 0015 - 2004 coorespondientes a la fijación de tarifas de transporte, distribución en alta presión y distribución en baja presión. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

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

Año Clientes Iniciales

Cuadro Nº 10 Demanda Proyectada del Gas de Camisea (MMPCD) por Tipo de Cliente

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico Nº 13 Comparación de Costos de Generación Eléctrica

61.2

CS Diesel 2 MD Diesel 2

54.6 39.6

MD Residual 6

23.5

CS Gas Natural

18

CV Carbón CC Gas Natural

14.5 0

10

20

30

40

50

60

70

US$ / MWh

CS: Ciclo Simple

CC: Ciclo Combinado

MD: Motor Diesel

CV: Central a Vapor

Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria - OSINERG. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

En una segunda etapa, la empresa contará con un plazo máximo 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 energía para la primera etapa correspondería con el de la barra Lima y para la segunda se estableció un precio base de US$ 24.3 por MWh. El ganador de la licitación fue el postor que ofreció el menor precio de venta a Electroperú en un contrato para los primeros 7 años de la transferencia (Etevensa ofreció un precio de US$ 23.9 por MWh). Se estableció como penalidad un pago de US$ 15 millones si el ganador no cumplía con los requerimientos y una penalidad diaria de US$ 25,000 en caso de atraso (con un máximo de 90 días). 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 Económicos - OSINERG punto de recepción, y otras ventajas18 con las que el resto de consumidores no contará. Como se aprecia en el Cuadro Nº 11, la demanda inicial del sector industrial está constituida fundamentalmente por empresas de cerámicas y vidrieras que sustituirán combustibles como GLP y Residual 6 por gas natural. Es importante señalar que existen empresas tales como Doe Run, EXSA Nitratos, Cementos Lima y Aceros Arequipa que poseen grandes proyectos de inversión, los cuales podrían generar una importante demanda de gas natural en el futuro. Sin embargo, estas empresas no han firmado aún contratos Take or Pay por requerir un precio más bajo para ser viables. Cuadro Nº 11 Consumidores Iniciales de Gas en Lima: Empresas que han firmado contrato Take or Pay con el productor Capacidad Diaria Contratada (MMPCD)

Empresa Alicorp S.A. Sudamericana de Fibras S.A. Cerámica Lima S.A. Vidrios Industriales S.A. Corporación Cerámica S.A. Cerámicas San Lorenzo S.A.C

1.99 2.79 3.53 2.05 1.09 1.3

Fuente: Contrato de Concesión de la Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

El Gráfico No 14 muestra las proyecciones de la demanda industrial19 de gas natural en Lima y Callao para los próximos 20 años hechas por el OSINERG. Como puede apreciarse, la demanda de las industrias menores experimentaría tasas de crecimiento altas al inicio del período de análisis debido a la reciente introducción del gas natural como combustible alternativo. A partir del 2008, las . El artículo 4º del Reglamento de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural señala que, entre los beneficios que tendrán los consumidores iniciales están: el descuento en precios, mayores plazos para la recuperación de los volúmenes de gas natural pre-pagados (períodos de Make Up y Carry Forward) y otras señalados expresamente en los contratos firmados con el productor. 19 . De acuerdo al Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria de Gas Natural, la industria mayor corresponde al grupo de empresas que consume más 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 Económicos - OSINERG tasas de crecimiento empiezaría a situarse por debajo del 10%. En el periodo 20082023, el crecimiento proyectado de la demanda de las industrias menores mostraría un comportamiento creciente pero estable. Finalmente, en el año 2023 se espera que dicha demanda se sitúe al nivel de los 95 millones de metros cúbicos (aproximadamente 2% de la producción total proyectada de gas natural seco para ese año). De otro lado, la demanda de las industrias mayores crecería a tasas mayores en las fases iniciales del proyecto. A partir del 2008, las tasas de crecimiento empezararían 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 año 2023 se espera que la demanda de las industrias mayores tienda a estabilizarse. En el año 2023 se espera que la demanda de las industrias mayores se sitúe al nivel de los 355 millones de metros cúbicos20 (aproximadamente 6% de la producción total proyectada para ese año). De otro lado, el Gráfico Nº 15 analiza la competitividad del gas natural con otros combustibles utilizados por la gran industria. Como se puede apreciar, el gas sería más económico que todos los demás combustibles, a excepción del carbón21, cuyo costo es bastante menor. Es por esta razón que la conversión de grandes empresas, como Cementos Lima, pasaría por la negociación de condiciones especiales. Otra fuente de demanda industrial provendría de las plantas de procesamiento de gas natural, como las de gas natural licuefactado (LNG), amoniaco y metanol, así como las plantas de procesamiento de gas natural a líquidos (GTL). Con el objeto de promover las inversiones en este segmento, el 23 de febrero del 2004 el gobierno peruano promulgó la Ley de Promoción de la Inversión en Plantas de Procesamiento de Gas Natural (Ley No 28176), la cual permite extender los beneficios de la Ley Orgánica de Hidrocarburos a las inversiones en este tipo de facilidades (estabilidad tributaria y cambiaria, derechos de uso y servidumbre, manejo de divisas, entre otros). Además, establece que los gastos de inversión que se realicen para la construcción de las plantas de procesamiento de gas natural antes de . Cabe destacar que en esta categoría de consumo, parte de la demanda incluye al parque vehicular. 21 . El carbón constituye, comparativamente, una fuente de energía barata para la industria en el Perú, a pesar que a partir del año 1999 se encuentra gravado con el Impuesto Selectivo al Consumo (Ley N o 27216). 20

43

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico No 14 Proyecciones de la Demanda en el Sector Industrial en Lima y Callao Demanda Proyectada para Industrías Mayores

Demanda Proyectada para Industrias Menores 100

400

90

350

80

300

60

millón m3

millón de m3

70 50 40 30

250 200 150 100

20 10

50

0

0 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004

2023 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. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

iniciar sus operaciones comerciales, serán acumulados en una cuenta cuyo monto se pagará mediante una amortización lineal, deduciéndose en porciones iguales durante un periodo de cinco años. 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 instalación de plantas de producción de amoniaco para exportación en la costa cerca de Cañete (en cantidades aproximadas a un millón de toneladas de amoniaco al año), las cuales podrían demandar cerca de 120 a 150 millones de pies cúbicos por día de gas natural. Existen otros proyectos para la producción de metanol, insumo clave para la industria petroquimica, así como proyectos de construcción de plantas de gas natural a líquidos (GTL) las cuales producirán 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 tamaño del mercado interno, así como generar eslabonamientos en industrias conexas. De otro lado, la extensión de la red principal de transporte a otras regiones puede incrementar la demanda industrial en esas localidades. La construcción de los ramales sería financiada con los recursos generados por el canon gasífero o por el aporte de inversionistas privados interesados en expandir sus oportunidades de 44

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico Nº 15 Comparación de Costos de Combustibles para Usuarios Gran Industria

15.8

Electricidad

12.1

GLP

10.1

Diesel 2

5.1

Residual 6

3.5

Gas Natural

2.1

Carbón 0

5

10

15

20

US$ / MMBTU * Los precios no incluyen IGV. Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – OSINERG. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

negocios en el sector energético. En el Gráfico No 16 puede apreciarse un mapa con la posible localización de los ramales del ducto principal. En principio existen proyectos definidos para la construcción 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: fundición y refinería de La Oroya, fábrica de Cemento Andino en Tarma y planta de GTL en La Oroya.

. En octubre del 2004 se dará inicio al proceso de selección entre las empresas interesadas en la construcción de los ductos regionales para el transporte del gas natural de Camisea, el cual concluirá en marzo del 2005. La buena pro se adjudicará en abril de ese mismo año, y la construcción se realizará entre mayo del 2005 y agosto del 2006. Se espera que la operación comercial de los ductos de transporte regional empiece en el primer trimestre del 2007. El esquema de adjudicación contempla las concesiones de transporte y distribución por un plazo de 30 años, con ingresos garantizados para el inversionista. Para ello, se estudiará el mercado potencial regional, se realizará la proyección de la demanda en diferentes escenarios, se definirá la mejor ruta para los ductos, y se realizarán los estudios de impacto ambiental y los estudios financieros.

22

45

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG •

•

Ruta Sur Oriental: desarrollo de minas de hierro en Andahuaylas y Combopata, plantas de cemento y GTL en Cusco, así 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 generación eléctrica en Marcona.

Los posibles beneficios de la extensión de la red principal de transporte de gas serán los siguientes: sustitución de combustibles en uso por otros más limpio y de menor precio, mejora de la competitividad de las industrias existentes y generación de nuevas industrias asociadas, reducción de la contaminación ambiental, mejora en la calidad de vida de los pobladores de las regiones beneficiadas, generación de trabajo para pobladores de la zona durante la construcción y la operación, y una posible reducción de las tarifas de transporte de gas por el incremento del volumen inyectado en el ducto principal. 5.3. Segmento Residencial y Comercial La provisión de gas natural constituye un servicio público domiciliario y comercial que llega a las viviendas, a los centros de comercio y a las industrias a través de una conexión permanente. Para el control del abastecimiento del servicio se colocan gabinetes que contienen el sistema de regulación de presión, la válvula de control de acceso y el medidor del consumo23. Cabe resaltar que las instalaciones de gas natural requieren un mantenimiento mínimo pero constante, tienen bajos costos de operación y son de una gran confiabilidad de suministro. A su vez, la existencia de una fuente continua de suministro de energía adicional a la electricidad puede tener un efecto positivo sobre el valor del predio (inversión en instalaciones). En el Gráfico No 17 puede verse una ilustración 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 públicos abastecidos por redes, es necesario instalar una tubería de servicio que conecte la red de distribución ubicada en la calle o avenida a través de una caja registradora donde se reduce la presión y se verifica el consumo de los usuarios. Las tuberías de conexión están enterradas y equipadas con dispositivos de seguridad de fácil acceso para el control y supervisión de la calidad del servicio por parte de la empresa distribuidora. 23

46

LIMA

Lobera

CAÑETE

Huáncano

HUAYTARÁ

Huaytará

Rumichaca

HUAMANGA

Malvinas

LA CONVENCIÓN

APURIMAC Cusco

CUSCO

Kepashiato

Chimparina

San Antonio Pacobamba

LA MAR Patibamba

AYACUCHO

CANGALLO

ANGARAES

HUANCAVELICA Ayacucho

JUNIN

La Oroya y Tarma

ICA Pisco, Ica, Nazca

Humay

PISCO

CHINCHA

LIMA

Fuente: Transportadora de Gas del Perú.

Límite Departamental

Límite Provincial

Límite Distrital

Ríos Principales

Campamento Base

Trazo

LEYENDA

Oceáno Pacífico

Lurin

o

47 Río Pis c

Río Ma la

Gráfico Nº 16 Localización Proyectada de los Ramales del Ducto Principal del Proyecto Camisea

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

48

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

Medidor

R Medidor

Tubo de conexión y accesorio de transición

Regulador

Instalación Interna

Cocina

Válvula de Artefacto

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

Preparación para futuros aparatos

Terma Calentador de agua

Calefactor

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Los costos de instalación pueden variar según el tipo de vivienda, los niveles de consumo y la distancia a la red de distribución24. En el caso de la instalación del suministro de gas en un edificio, cada departamento cuenta con un medidor por lo que la facturación es independiente para cada uno. De acuerdo a los planes de ejecución del Ministerio de Energía y Minas, el cliente puede pagar a plazos dichos costos de instalación (véase el Cuadro Nº 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 (conexión de acometida), que deben llegar hasta cada recinto donde se cuente con aparatos domésticos que funcionan con gas natural, como cocinas, termas, sistemas de calefacción y de aire acondicionado, secadoras de ropa, deshumedecedores e incluso refrigeradoras. Cuadro Nº 12 Estimación del Costo de una Instalación de Gas Natural a una Vivienda Rubros Materiales* Obras civiles Mano de obra Total

US$ Dólares 150 85 65 300

* Incluye 10 m de tubería de polietileno 1/2 '', medidor, equipos de regulación, accesorios y caja de protección.

Respecto a las proyecciones de la demanda para estos segmentos en Lima y Callao, las cifras muestran que al inicio del período de análisis la demanda de gas natural experimentará tasas crecientes asociadas a la reciente introducción del gas así como a la internalización, por parte de los consumidores, de las bondades que presenta este combustible como elemento energético. 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 cúbicos (cerca de 1.41% de la producción total proyectada para ese período). De otro lado, el crecimiento anual de las demanda comercial tiende a estabilizarse . Es esperable que con el desarrollo de la red de distribución se alcancen suficientes economías de escala que disminuyan los costos de conexión a la red para los usuarios residenciales y comerciales.

24

49

Oficina de Estudios Económicos - 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 cúbicos (cerca de 0.5% de la producción total proyectada para ese año). El Gráfico No 18 muestra las proyecciones de demanda para estos segmentos Gráfico No 18 Proyecciones de la Demanda en el Sector Residencial y Comercial en Lima y Callao Demanda Proyectada en el Segmento Comercial

Demanda Proyectada en el Segmento Residencial 25.00

80.00 70.00

20.00

50.00

millón m3

millón m3

60.00

40.00 30.00 20.00

15.00 10.00 5.00

10.00 0.00

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

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

0.00

Fuente: Informe OSINERG-GART/DGN N° 015-2004. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

5.3.1. Ventajas del Gas Natural en el Segmento Residencial y Comercial Entre las fuentes de energía, el gas natural se caracteriza por su eficiencia, bajo costo y limpieza. Es también una energía versátil, 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 Energía 2003 – OSINERG, un hogar compra dos balones de 10 Kg. por mes y que cada balón cuesta entre 29 y 33 soles, el gas natural resulta una alternativa atractiva como fuente de energía para cocina25 dado que el costo para ese mismo consumo se reduciría cerca de la mitad26. . Precios al usuario (Marzo 2004): Electricidad = 0,3175 S/ KWh; GLP = 33.7 S/ balón; Kerosene = 8.18 S/ galón; Carbón = 0,70 S/ Kg; Leña = 0,25 S/ Kg; Gas Natural = 7.5 US$/ MMBTU (Valores estimados según GART - OSINERG). 26 . De acuerdo a estimaciones realizadas por el Ministerio de Energía y Minas, con el gas natural el costo para generación de calor se reduciría en un 70% en las viviendas que sólo usan electricidad. 25

50

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG De acuerdo al Gráfico Nº 19, respecto al consumo mensual de energía de una vivienda, el gas natural es más barato que la electricidad, el GLP y el kerosene, siendo sólo superado por combustibles más contaminantes como el carbón y la leña. Además de estas ventajas, consumir gas natural es más conveniente para los hogares o establecimientos comerciales dado que su provisión mediante tuberías brinda mayores facilidades para su acceso una vez instalada la conexión de abastecimiento: su despacho es permanente, produce menores emisiones contaminantes y se paga después de consumirlo. En el caso de los locales comerciales, el gas natural resulta aún más competitivo (véanse los gráficos No 20 y 21). Gráfico Nº 19 Costo Promedio por Fuente Mensual del Consumo de Energía en Viviendas y Locales Comerciales según Fuente

400

372

350

286

Nuevos Soles por Mes

300 250

219

200

142

150 100

86 66

51 33

50

22

16

0 Electricidad

GLP

Kerosene

Vivienda

Gas Natural

Carbon

Leña

Local Comercial

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

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

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG tanto en viviendas como locales comerciales, permitirá un calentamiento instantáneo del agua, a un bajo costo y sin límite. A estas ventajas se suma el hecho que aquellos equipos generan un mayor ahorro al entrar en funcionamiento sólo 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 contaminación, debido a que su combustión no genera gases tóxicos ni residuos27. A su vez, dado que su distribución se realizará a través de tuberías subterráneas, no atenta contra la vida animal o vegetal, ni daña el paisaje. El empleo de este combustible brinda mayor comodidad dado que su suministro es continuo, evitándose así 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 mínimos, pues este producto no es tóxico ni corrosivo y se disipa rápidamente 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 fácilmente. 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 comparación con el uso de otros combustibles. Cocinar alimentos con gas natural es la alternativa más ventajosa respecto a otros combustibles como el kerosene, el GLP, la leña y el carbón, así como también a la energía eléctrica. Según cálculos del Ministerio de Energía y Minas, el uso del gas natural puede generar un ahorro de hasta 50 por ciento para los usuarios residenciales que consumen balones de GLP. El Cuadro Nº 13 sintetiza las ventajas del uso de gas natural en el segmento residencial y comercial. . Los principales beneficios ambientales del proyecto están relacionados con la mejora de los índices de calidad del aire en los centros industriales a través de la reducción de gases como monóxido de carbono (CO2), óxidos de nitrógeno (NO), dióxidos de azufre (SO2), dióxido de carbono (CO 2) e hidrocarburos (HC). 28 . Tanto en los establecimientos comerciales como en los hogares, el gas natural podrá utilizarse para cocinar, obtener agua caliente, secar y en la calefacción de ambientes. 27

52

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico No 20* Competitividad del Gas Natural a Nivel Residencial29 Usuario Residencial 35 28.5

30

US$/106 BTU

25 20 14.5

15 10

17.2

15.1 12.4

11.8

7.5

5

Electricidad

GLP

Kerosene

Acceso F3

GN + Costos de

Acceso F2

GN + Costos de

Acceso F1

GN

GN + Costos de

0

* Los precios no incluyen IGV. Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – OSINERG.

Gráfico No 21* Competitividad del Gas Natural a Nivel Comercial Usuario Comercial Menor 40

30.0

US$/106 BTU

30

20 14.1

15.1

11.4 10 4.2 0 Gas Natural

Kerosene

Diesel N°2

GLP

Electricidad

* Los precios no incluyen IGV. Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – OSINERG. . GN: Gas Natural. GN + Costo de Acceso F1: Se adiciona financiamiento de costo de acceso (US$ 300) a 15 años con una tasa de 18% anual. GN + Costo de Acceso F2: Se adiciona financiamiento de costo de acceso (US$ 300) a 10 años con una tasa de 18% anual. GN + Costo de Acceso F3: Se adiciona financiamiento de costo de acceso (US$ 300) a 5 años con una tasa de 18% anual.

29

53 1

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro Nº 13 Algunas Ventajas en el Uso de Gas Natural en el Segmento Comercial y Residencial Kerosene/GLP

Gas Natural

* Se compra en recipientes y balones. * Su uso es limitado por la capacidad del recipiente que lo contiene.

* Se obtiene con la simple manipulación de una válvula. * Su suministro es continuo. * El servicio se paga mensualmente, después de usarlo y a un precio menor. * Los riesgos son menores porque no se requiere almacenamiento. * No deja residuos.

* El servicio se paga por adelantado, antes de usarlo. * Se tienen mayores riesgos por tener que almacenarlo. * Deja residuos y ensucia los utensilios.

Fuente: Dirección General de Hidrocarburos – MEM.

5.3.2. Demanda Potencial en el Mediano Plazo La promoción del uso a nivel residencial y comercial de gas natural requiere de una serie de desarrollos normativos y medidas de promoción por parte del concesionario (Gas Natural de Lima y Callao) y de las autoridades competentes. La experiencia internacional ha mostrado que el desarrollo de la demanda en estos segmentos es un proceso relativamente lento debido a la inercia por parte de los usuarios de otros combustibles y la necesidad de inversiones en nuevos bienes durables y en la construcción de los ramales de distribución. En algunos casos el proceso ha sido relativamente más rápido gracias a la aplicación de medidas de promoción y una normatividad adecuada. Así, la tasa de penetración, calculada en base al consumo total en energía calórica, en las grandes ciudades de países productores como México, Argentina, Colombia y Venezuela fluctúa entre 20% y 60%. Las diversas proyecciones de demanda de gas natural en estos segmentos han sido bastante conservadoras. Así, en la resolución de Tarifas de Transporte de Gas natural (OSINERG No 084-2003-OS/CD), la demanda de estos segmentos alcanza apenas 1 MMPCD en el año 2006, alcanzando sólo los 8.6 MMPCD diez años después. Estas proyecciones son consistentes con una penetración cercana al 10% al año 2016 y suponen una política de promoción bastante conservadora por parte del Estado y los concesionarios. El nivel de penetración sería algo menor al de Colombia, con consumos per cápita similares.

54

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Sin embargo, el consumo de gas a nivel residencial y comercial se extenderà a otras regiones del Perú en la medida que la red de transporte se extienda a ciudades en la sierra y la costa como Cusco, Arequipa, Ayacucho, Ica y Huancayo, para las cuales se ha proyectado desplegar ramales del ducto principal. Esta expansión de la red puede generar un incremento futuro de la demanda interna, lo cual puede acrecentar el tamaño de mercado de la industria de gas natural. 5.4. Consumo de Gas Natural en el Transporte Urbano 5.4.1. Ventajas del Uso del Gas Natural Vehicular en el Transporte En el segmento de transporte, la experiencia de países como Argentina indica que existe un importante consumo potencial en el sector transporte de gas natural en mercados en desarrollo como el peruano, principalmente bajo la modalidad de GNV (Gas Natural Vehicular). Las estadísticas dan soporte a esta información dado que en el año 2003 el número de vehículos a nivel mundial superó los 3 millones existiendo más de 4,000 estaciones de servicio (véase el Cuadro Nº 14), mostrando el consumo de GNV una tasa de crecimiento promedio anual de 4% en los principales mercados. Cuadro Nº 14 Número de Vehículos a Gas Natural Comprimido en el Mundo (2003) Países Seleccionados Nº

País

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Argentina Brasil Pakistan ´ Italia India Estados Unidos China Egipto Venezuela Ucrania Total

Vehículos Estaciones de carga convertidos a GNC 1,200,000 600,000 450,000 400,800 159,159 130,000 69,300 52,000 50,000 45,000 3,156,259

1,105 600 491 463 166 1,300 270 79 140 130 4,744

Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles (IANGV). Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

55

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG El uso del GNV puede contribuir a aliviar problemas como la delincuencia, la contaminación y el desorden en el transporte público que afectan la administración de una ciudad como Lima, debido a que pueden crearse empresas formales que utilicen buses a gas natural. En el caso de la contaminación, el uso de GNV reduce la emisión de gases contaminantes de efecto invernadero en 60%. El GNV puede emplearse en los motores a gasolina agregando únicamente un Kit (sistema de inyección y almacenamiento) que cuesta aproximadamente entre US$ 800 y 1,500. En los motores Diesel, el cambio es más complicado y es necesario en muchos casos cambiar de motor, lo cual es más factible en unidades pequeñas debido a la baja potencia del motor. Es posible evaluar el ahorro económico asociado por el uso del gas natural vehicular en base a la experiencia de Argentina. El Cuadro No 15 muestra el ahorro aproximado por el uso del GNV es de US$ 0.15 a US$ 737.50 por cada Km. o 5,000 Km. recorridos por el vehículo, respectivamente. Cuadro N° 15 Uso del GNC en Argentina Ahorro Económico en US$ Cada 1 Km Cada 100 Km Cada 2000 Km Cada 5000 Km

0.15 14.75 295.00 737.50

Fuente: Prensa Vehicular (2003).

Aunque, si bien todavía no es factible conocer un precio exacto para el GNV, Espinoza (2000) estima que el GNV en las estaciones de servicio de Lima costaría alrededor de 7 US$/MMBTU. En este caso, de efectuarse el cambio al GNV, para un taxista que recorre cerca de 100,000 Km anuales (se asume que en el caso del taxista que emplea Diesel N°2 se efectúa un cambio de motor), el pago anual sería aproximadamente de US$ 2,500. Así, el ahorro anual estaría entre US$ 3,000 y US$ 5,000 para los taxistas a diesel y gasolina respectivamente. Ello les permitiría recuperar los costos de instalación del kit de conversión a GNV. Como puede notarse, la conveniencia del uso del GNV en el transporte depende del precio del gas y del recorrido anual de las unidades, siendo más rentable para las unidades de alto recorrido (transporte público). 56

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG 5.4.2. Demanda Potencial a Mediano Plazo del GNV La promoción del uso del GNV requiere un trabajo conjunto entre los diferentes entes del sector, incluyendo a las municipalidades, para normar temas de seguridad y calidad en la provisión de estos servicios, particularmente en el tema de los gasocentros. En particular, se ha elaborado la normatividad adecuada en el caso de estaciones duales, es decir aquellas en las que se pueden despachar al mismo tiempo gas natural vehicular e hidrocarburos líquidos, principalmente, gasolina y diesel, ya sea en el mismo recinto o en recintos adyacentes. A su vez, dados los importantes costos fijos de las instalaciones, es posible que se requieran también otras políticas de promoción en materias impositivas y de financiamiento. Por ello, si bien existe un consumo potencial muy importante en este segmento, en la resolución de Tarifas de Transporte de Gas natural (OSINERG No 084-2003-OS/CD) se ha realizado una proyección conservadora de la demanda de gas natural para uso vehicular, aunque con un crecimiento más acelerado que el segmento residencial y comercial30. Así, la demanda considerada para el año 2006 es de 4 MMPCD y para el año 2016 de 25 MMPCD. Esta proyección de la demanda considera cerca de 10,000 conversiones de automóviles al año 2006 y un acumulado de 59,000 en el año 2016. Esta estimación es conservadora si se tiene en cuenta que en Argentina un promedio histórico de 5,000 autos convertidos por mes favoreció las inversiones en tecnología e investigación necesarias para acompañar la evolución de los mercados petrolero y automotriz, aunque ello dependería de factores tales como la política impositiva. 30 . A pesar que el gas natural no se encuentra muy arraigado entre los consumidores como alternativa de combustible vehicular, existen iniciativas para promover su uso como por ejemplo la del municipio de San Isidro en Lima que tiene preparado un proyecto piloto denominado «BusGas», el cual se enmarca en una política integral que abarca las mejoras del tránsito vehicular junto con medidas ambientales que están orientadas al desarrollo sostenible de los espacios urbanos. Este proyecto tiene la finalidad de aliviar la movilización de los habitantes, el congestionamiento del tránsito y de preservar el medio ambiente. El financiamiento del proyecto proviene del sector privado y gracias a ello el municipio cuenta a la fecha con cuatro modernas unidades dentro de las cuales se impartirá información concerniente a la utilidad del gas natural vehicular mientras transportan a los pobladores por los alrededores del distrito sin costo alguno.

57

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Sin embargo, respecto a la respuesta de la demanda local a la introducción del gas natural vehicular, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG ha publicado unas proyecciones del número de taxis convertidos a gas natural para los próximos 20 años (véase el Cuadro N° 16). La tasa de conversión que es el porcentaje de la totalidad de taxis que son convertidos a gas natural ha sido estimada 2% para el año 2005, experimentando en lo sucesivo una disminución gradual. Este comportamiento puede estar asociado a la respuesta inicial de los consumidores, frente a la novedad que significa el gas natural vehicular, por las bondades que su uso muestra en múltiples aspectos, como por ejemplo, el económico, el ambiental y el de seguridad. A su vez, el comportamiento que exhibe el número de taxis convertidos determina que la evolución del consumo facturado del gas natural vehicular crezca durante el periodo de proyección pero a tasas decrecientes, alcanzando la cifra de 264 millones de metros cúbicos en el año 2024.

6. Principales Impactos Económicos del Proyecto Camisea31 Los impactos de orden económico más importantes que resultan de la explotación de las reservas de Camisea, tienen su origen en el mayor nivel de actividad económica que es generado por las inversiones y los gastos operativos directos del proyecto, así como por la generación de fuentes de riqueza debido a los proyectos que se harán viables tanto en el sector industrial como comercial. 6.1. Efectos de Corto Plazo Los efectos de corto plazo son producto de las actividades de construcción, entre las cuales pueden destacarse: las inversiones por actividad y por componentes del proyecto, el impacto total sobre el PBI, y la generación de empleo en construcción. Durante el año 2002 y 2003 se concentró una proporción importante de las . Al final de esta sección se presenta un gráfico que resume los principales impactos del Proyecto (Gráfico No 24). 31

58

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro N° 16 Proyecciones del Número de Taxis Convertidos a Gas Natural

Año

Taxis a Tasa de Número de Taxis Consumo Tasa Gasolina y Conversión Taxis Convertidos Facturado Evolución GLP Convertidos Acumulados (10^6 m3/Año (%)

2004

171,289

2005

174,715

2.00%

3,494

3,494

9

2006

178,210

1.90%

3,423

6,917

27

198%

2007

181,774

1.80%

3,348

10,265

45

65%

2008

185,409

1.80%

3,269

13,534

63

39%

2009

189,117

1.70%

3,185

16,719

80

27%

2010

192,900

1.60%

3,097

19,816

96

21%

2011

196,758

1.50%

3,003

22,819

112

17%

2012

200,693

1.40%

2,905

25,724

128

14%

2013

204,707

1.40%

2,801

28,525

143

12%

2014

208,801

1.30%

2,692

31,217

157

10%

2015

212,977

1.20%

2,578

33,795

171

9%

2016

217,236

1.10%

2,458

36,253

184

8%

2017

221,581

1.10%

2,332

38,585

197

7%

2018

226,013

1.00%

2,201

40,786

209

6%

2019

230,533

0.90%

2,063

42,849

220

5%

2020

235,144

0.80%

1,918

44,767

231

5%

2021

239,847

0.70%

1,767

46,534

240

4%

2022

244,644

0.70%

1,609

48,143

249

4%

2023

249,536

0.60%

1,445

49,588

257

3%

2024

254,527

0.50%

1,273

50,861

264

3%

Fuente: Informe OSINERG-GART/DGN N° 015-2004. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

inversiones comprometidas en el proyecto y asumidas por los consorcios operadores. El monto total de inversiones ejecutadas durante la etapa de construcción asciende aproximadamente a US$ 1,500 millones. De acuerdo con el consorcio, 53% del monto total se ha empleado en bienes y servicios nacionales, principalmente para las obras civiles realizadas en la construcción de la red de transporte y distribución (más de US$ 600 millones). La inversión en el acondicionamiento e infraestructura de perforación ha representado, por su parte, una suma cercana a US$ 616 millones.

59

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Según Macroconsult (2002), estas inversiones habrían tenido un efecto multiplicador en la economía nacional en los años 2002 y 2003 de 0.5% y 1%, respectivamente. Si se considera todo el período de construcción (2001-2004), el valor descontado del PBI originado por estas inversiones ascendería a US$ 760 millones32. Hasta comienzos del año 2004 han trabajado alrededor de 3,000 personas en la zona del Bajo Urubamba en las operaciones comprometidas en el segmento upstream de la industria (perforación de pozos, construcción de ductos de recolección y reinyección, facilidades conexas y la construcción de la Planta de Las Malvinas). De otra parte, hubo cerca de 2,900 personas laborando en la construcción de los gasoductos de Camisea a la costa. Se estima que se habrían generado 10,000 puestos de trabajo indirectos en la fase de construcción, así como en las instalaciones y proyectos industriales relacionados (Wiese Sudameris; 2002). Por último, el gobierno ha recaudado a lo largo de la etapa de construcción del proyecto ingresos por más de US$ 50 millones de dólares por concepto de importación de maquinarias y equipos, los cuales dependiendo de su asignación en el presupuesto público, habrían tenido impactos positivos sobre la economía (Macroconsult; 2002). 6.2. Efectos de Largo Plazo En el largo plazo, los efectos económicos serán originados por las actividades de operación del proyecto, los cuales tendrán repercusiones sobre: la evolución de la balanza comercial de hidrocarburos, los gastos sectoriales en energía, los ingresos fiscales y el valor agregado generado por el propio proyecto. La producción de derivados de gas natural ayudará a cubrir parte del déficit de la balanza de hidrocarburos, que en el año 2001 superó los 16.7 MMBLS, equivalentes a US$ 504 millones. Debe destacarse que si bien Camisea no eliminará . Se estima que sólo en el año 2001 la inversión del consorcio habría representado cerca del 30% de la inversión directa extranjera en el Perú. 32

60

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG el déficit de la balanza de hidrocarburos, sí ayudará a cerrar la brecha. La producción de Camisea permitiría reducir el déficit de US$ 504 millones del año 2001 a US$ 94.8 millones en el 2010, según las proyecciones del MEM. En el caso particular del GLP, la producción de Camisea incluso podría llegar a revertir la balanza comercial, dejando un excedente para convertir al Perú en un exportador neto de dicho producto (sin considerar el efecto del proyecto de exportación de LNG). En lo que respecta a la balanza de pagos, se espera que las empresas operadoras transnacionales efectúen remesas de capitales significativas a sus casas matrices en el extranjero, lo que contrarrestaría de alguna manera el impacto positivo sobre la balanza comercial (Wiese Sudameris; 2002). Por esta razón, no se presume que el proyecto Camisea tenga un efecto importante sobre el tipo de cambio, aunque pueden presentarse presiones temporales que dependerían de la magnitud y secuencia de las remesas de capitales. El desarrollo de Camisea modificará la matriz energética del país, desde una estructura altamente dependiente de combustibles contaminantes derivados del petróleo importado, a otra dependiente de combustibles producidos localmente, relativamente limpios y más económicos. Según estimaciones de Macroconsult (2001), se espera que durante la fase de operación del proyecto se generen importantes reducciones en el consumo de otras fuentes de energía más contaminantes y menos eficientes. La utilización del gas natural en el Perú generará ahorros de energía en diversas industrias por la conversión de la base productiva a una que utilice combustibles más baratos. El valor actual neto (VPN) de este ahorro ascendería aproximadamente a US$ 1,685 millones en el caso del sector industrial, el cual estaría asociado al reemplazo de combustibles caros como el diesel 2, el petróleo residual y el GLP en una serie de sectores. En el segmento de transporte, el valor presente de los ahorros sería aproximadamente de US$ 785 millones, asociados a la conversión paulatina de unidades de transporte público con un consumo muy intensivo. Por último, en el sector eléctrico el valor presente de los ahorros sería de US$ 2,765 millones derivado del menor costo promedio de producción de electricidad comparado con un escenario de abastecimiento sin las centrales que ingresarían a operar utilizando el gas natural de Camisea. 61

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Existiría un impacto adicional derivado de los menores costos que tendrían los consumidores residenciales que se vayan convirtiendo a gas natural conforme se desarrollen los ramales del ducto principal tanto en Lima (las redes de distribución de baja presión) como en otras ciudades donde se ha planeado expandir el servicio de abastecimiento (como Cusco y Ayacucho), lo cual todavía es difícil de cuantificar en el estado de desarrollo en el que se encuentra el proyecto a la fecha. La entrada en operación comercial de Camisea le significará al Estado un ingreso por concepto de regalías33 generadas en la explotación del gas y condensados de aproximadamente US$ 150 millones anuales en el mediano plazo, de los cuales el 43% corresponderá al Canon que recibirá el Cusco34. Por otra parte, la sustitución de diesel 2 importado por gas natural producido localmente afectará la recaudación tributaria negativamente, puesto que el Estado percibiría menores ingresos por concepto de aranceles a la importación y por la menor percepción del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) a los combustibles. Las obras para mantener las instalaciones ya construidas, para habilitar las facilidades de distribución del gas y las conexiones domiciliarias en Lima serán una importante fuente de demanda de mano de obra aunque no se tienen estimaciones exactas sobre el particular. Sin embargo, el número de trabajadores se reducirá significativamente durante la etapa de operación puesto que una parte importante de los procesos de producción, transporte y distribución estarán automatizados. 6.3. Influencia del Proyecto en el Sector Eléctrico La entrada del gas natural como alternativa de inversión competitiva hará posible una reconfiguración del parque de generación eléctrica con el correspondiente mejor uso de los recursos y reducción de costos. En particular, la entrada de 33 . Según estimaciones de Macroconsult (2002) el Valor Actual Neto de las regalías que percibirá el Estado durante la operación del proyecto podría ascender a un máximo de US$ 1,500 millones. 34 . Para obtener estos resultados, se asume una producción que va desde 188 MMPCD en el primer año de operación hasta 360 MMPCD en el séptimo. Adicionalmente, se asume que la producción de condensados bordearía los 27,000 BPD pudiendo llegar hasta 40,000 BPD en el mediano plazo.

62

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG centrales a gas natural disminuirá la dependencia hidráulica actual (que cubre cerca del 90% de la demanda de energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional en condiciones normales) reduciendo los precios de la energía, el impacto en las tarifas y mejorando el manejo de riesgos de los generadores ante eventos como un año hidrológico seco. Así, se estima que en el mediano plazo, con la entrada paulatina de centrales de gas natural, tanto de ciclo simple como combinado, las tarifas podrían pasar de US$ 36 por MWh a un promedio cercano a US$ 30 por MWh en el 201035. Esta reducción se puede estimar teniendo en cuenta los costos de inversión y operación esperados de las centrales de gas a ciclo simple y combinado, y cómo estas tecnologías deben tener un espacio en el abastecimiento a mínimo costo de la demanda en el que se basa el sistema tarifario peruano. Así, las centrales a gas en el mediano plazo pasarían a representar una proporción importante de la capacidad instalada eficiente entre las diferentes tecnologías que proveen electricidad. En el Gráfico No 22 se muestra que si se desea abastecer la demanda de electricidad ordenada de mayor a menor en base a las tecnologías existentes (representadas por sus curvas de costos lineales), la posibilidad de contar con nuevas tecnología basadas en gas natural implica que aquellas deben pasar a representar una proporción importante de la capacidad eficiente a instalarse. En un ejercicio simplificado (sin reserva), se pasaría de una combinación de capacidad óptima de un 88% hidráulica y 12% diesel a un 40% a gas natural (Ciclo Simple y Combinado), 59% hidráulica y 1% diesel. Este mejor uso de los recursos llevaría a una reducción de las tarifas a través de un ahorro en los costos (representado por el área sombreada del gráfico de la derecha). Así, debería esperarse que los precios de la energía eléctrica se vayan reduciendo conforme ingresen centrales a gas natural hasta estabilizarse cuando esta tecnología tenga la participación óptima en el parque generador. Ello a su vez implica que no debería esperarse un mayor ingreso de centrales hidráulicas y . La reducción de precios a niveles menores a los US$ 30 MWh sería difícil debido a que este precio es cercano al costo medio en energía de una central a gas a ciclo combinado considerando sus costos y un factor de planta cercano al 70%.

35

63

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG diesel adicionales en este período. Esta entrada de centrales no sería inmediata, ya que el ingreso de una nueva central puede reducir significativamente los precios de energía, dado el relativo exceso de capacidad hidráulica existente, por lo que el ingreso de centrales más bien se daría conforme el incremento de la demanda lo permita36. Gráfico No 22 Reconfiguración del Parque Generador Óptimo con la Entrada del Gas Natural Potencia

Potencia

w' H + w' D w'H

w

'' + H

D

w''CC + w''CS w''H + w''CC w'' H

D CS CC

H H

Costos

Horas de funcionamiento anual

Diesel

Costos

Diesel

Horas de funcionamiento anual

Ciclo Simple

Ciclo Combinado

Hidráulica

Hidráulica

βH

βH

βCC βCS βD

βD t'D

8 760

Horas de funcionamiento anual

t''D t''CS

t''CC

8 760

Horas de funcionamiento anual

Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

Asimismo, la construcción de centrales a gas no está sujeta a las restricciones de localización (salvo su cercanía al ducto) que sí enfrentan las centrales hidroeléctricas, por lo que sería factible que estas se ubiquen cerca del centro de carga del sistema lo que reducirá la necesidad de importantes inversiones en facilidades de transmisión eléctrica. El sector eléctrico será el principal demandante del gas natural, tal como indican las proyecciones existentes y las experiencias en países subdesarrollados. Esta demanda significa cerca del 50% en la etapa inicial de la operación comercial de 36. Véase para mayores detalles el documento sobre inversión en el sector eléctrico preparado por Gallardo, García, y Pérez–Reyes (2004).

64

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Camisea. La entrada del gas natural en el sector posibilitará menores tarifas para los usuarios con implicancias positivas sobre la eficiencia y el bienestar. La reducción de las tarifas será consecuencia de la introducción en el parque generador de centrales tecnológicamente más eficientes (como las de ciclo combinado) y el incremento en su participación en el despacho de energía. De esta manera, se desplazaría a las centrales que utilizan combustibles más caros, permitiendo el suministro a menor costo, y se incentivará una mayor competencia entre los principales generadores por ingresar en la programación de la producción del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado (COES). Dados los menores costos de las centrales eléctricas de gas natural, en el futuro cercano no debería esperarse inversiones en capacidad de generación que utilicen otras tecnologías, tales como las centrales hidráulicas (salvo aquellas que están en proceso de construcción, como la de Yuncán de 130 MW programada para julio del 2005) o cuya rentabilidad no dependa directamente del sector eléctrico (proyectos agrícolas). Con la transferencia del contrato Take or Pay de Electroperú a la empresa Etevensa, se cuenta con 250 MW a ciclo simple (deben esperarse 320 MW que tiene a la fecha Etevensa) y en aproximadamente 24 meses con 187.5 MW a ciclo combinado y 125 MW a ciclo simple. En este período, el crecimiento anual de la demanda no permitiría la entrada rentable de capacidad adicional, pero es de esperar que en los siguientes años ingresen, inicialmente de forma bianual y luego anualmente, centrales de ciclo combinado de 250 MW. 6.4. Potenciales Efectos de la Realización del Proyecto de Exportación de LNG El impacto económico de estas inversiones será muy importante. En el corto plazo representará un incremento adicional en el PBI de 0.5%, además se estima que se generarían cerca de 35,000 empleos directos e indirectos adicionales como promedio anual entre el año 2004 y 2006, aunque estos se reducirían a cerca de 3,000 empleos en la etapa de operación. Por su parte, el proyecto añadiría cerca de US$ 5,000 millones en valor presente neto (VPN), de los cuales cerca de una tercera parte constituirían ingresos para el fisco, incluyendo un ingreso adicional cercano a los US$ 100 millones anuales para el Cusco por concepto de Canon. Este valor estaría compuesto por aproximadamente 20% del impacto de la inversión y 80% por el valor bruto de producción actualizado (Macroconsult; 2003). 65

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG De otro lado, la mayor producción como consecuencia del proyecto de exportación de LNG determinará la extracción de una mayor cantidad de líquidos de gas natural que serán procesados en la planta de fraccionamiento de Pisco donde se producirán derivados de alto valor comercial como gasolinas, diesel 2, GLP y naftas. Inicialmente, el contratista PLUSPETROL tenía proyectado procesar aproximadamente 27,000 barriles de líquidos por día, con los cuales sería posible equilibrar la balanza comercial de derivados. Sin embargo, el proyecto de exportación permitiría el procesamiento de aproximadamente 50,000 barriles diarios. La exportación conjunta adicional del gas natural licuefactado y de los derivados obtenidos de los líquidos representaría en promedio US$ 700 millones anuales (lo cual depende del precio internacional del gas y de los líquidos). Respecto al proyecto de exportación, se espera que la producción de gas (inicialmente proyectada en un máximo de 450 MMPCD en los primeros 12 años de operación comercial) se incremente a 1050 MMPCD con el proyecto de exportación al término de los primeros 15 años de su entrada en operación, lo cual determinará que el Perú pase a ser un exportador neto de gas natural licuefactado e incluso de líquidos. Así, según Macroconsult (2003), la balanza comercial de hidrocarburos pasaría a ser superavitaria a partir del año 2008, tal como se aprecia en el Gráfico No 23. Sin embargo, el proyecto de exportación de LNG puede generar incertidumbre en el abastecimiento del gas al mercado interno dada la modificación del artículo No 2 del reglamento de la «Ley de Promoción y Desarrollo de la Industria de Gas Natural» (DS 031-2003-EM) donde se elimina la condición de que para exportar se tenga garantizada la cobertura de la demanda interna 20 años después de iniciado el proyecto37. De acuerdo al informe OSINERG-GART/DGN N° 009-2003 «Fijación de Tarifas de Transporte de Gas Natural», la proyección acumulada de la demanda interna de gas natural a treinta años ascendería a 6.12 TPC. Si se considera un estimado de . «Se considera garantizado el abastecimiento de Gas Natural al mercado nacional, cuando las reservas probadas del Productor alcancen para abastecer la demanda futura, determinada según lo señalado en el literal a) del artículo 4 de la Ley Nº 27133, para un período mínimo definido en el Contrato de otorgamiento de derechos de explotación de las reservas probadas de Gas Natural, el cual será determinado a partir de la fecha de suscripción del respectivo contrato de venta de gas para exportación. El productor podrá incrementar sus reservas adicionando las obtenidas en nuevos yacimientos» (D.S. 031-2003-EM, numeral 2.1). 37

66

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico No 23 Proyección de la Balanza de Hidrocarburos con el Proyecto de LNG 800 600

Inicia Proyecto Camisea

US$ MM

400

Proyecto LNG-Gas

200 Proyecto LNG-Líquidos 2002

2004

2006

2008

-200

2010

2012

2014

Efecto sustitución del gas

-400 Valor líquidos Camisea

-600 -800

Inicia Proyecto LNG

Fuente: Macroconsult (2003), PERU LNG.

recuperación final de aproximadamente 8.24 TPC en el campo de Camisea, el margen para la exportación del gas sin comprometer el abastecimiento interno sería reducido (sólo 2.12 TPC), en un escenario extremo de no incremento de las reservas, ya que el Consorcio PERU LNG estima que el contrato de 18 años con Tractebel demandaría un total 4 TPC38, por lo cual sería necesario que tanto la empresa explotadora del campo y el exportador realicen inversiones suficientes en exploración para el hallazgo de nuevas reservas que aseguren una rentabilidad razonable al proyecto39. En este contexto, la exportación de gas quedaría garantizada, mientras que la provisión al mercado interno podría no estar cubierta debido a la insuficiencia de reservas, dada la información con la que se cuenta a la fecha sobre el potencial de los yacimientos. Así, el abastecimiento de gas a nivel nacional quedaría comprometido en los últimos 5 años del proyecto al hallazgo de nuevas reservas. De no obtenerse estos resultados, se pondría en riesgo el abastecimiento de la demanda interna y los potenciales ahorros de la conversión se reducirían. . Esta demanda habría sido revisada, pero es la única demanda oficial para toda la vida del proyecto. Los 4 TPC son consistentes con un volumen de exportaciones promedio de 600 MMPCD en los 18 años de duración del contrato. 39 . El consorcio de Camisea ha negociado con PERUPETRO para obtener la concesión del Lote 56, donde se encuentra el yacimiento conocido como Pagoreni, que esta cerca a Camisea, el cual posee reservas probables cercanas a 3 TPC. La producción de este yacimiento será destinada exclusivamente a la exportación, lo que reduciría la presión sobre el abastecimiento interno. 38

67

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG De esta forma, la modificación puede tener diferentes impactos sobre los agentes involucrados en el proyecto de Camisea. Así, por un lado permitiría rentabilizar el proyecto y extraer paralelamente mayor cantidad de líquidos evitando una costosa reinyección. Esta mayor producción de gas natural reduciría el pago de la garantía del ducto principal que a la fecha afrontan los usuarios eléctricos al reducir o eliminar la brecha entre la demanda real y la demanda garantizada. Esto último tendría también el efecto de reducir el precio del transporte del gas para los usuarios industriales, lo que posibilitaría la conversión de consumidores adicionales. El análisis costo – beneficio del proyecto de exportación también debería tener en cuenta el potencial incremento de la percepción del riesgo de conversión a gas natural ante la eventual falta de reservas en un período posterior a 20 años y su potencial efecto sobre la demanda y por lo tanto sobre la garantía y el precio del transporte. En el Cuadro No 17 se muestran los efectos del proyecto de exportación sobre una serie de indicadores teniendo en cuenta las estimaciones existentes de demanda, reservas y precios. En este caso existiría el riesgo de desabastecimiento a nivel local a partir del año 27 de no encontrarse mayores reservas, aunque al traer los flujos a valor presente su impacto sobre los beneficios actuales es mínimo40. En este contexto, sería deseable que en el contrato de exportación se comprometiera al operador a realizar un plan de inversiones en exploración, con el objeto de garantizar un margen de reserva de gas natural suficiente para el abastecimiento del mercado local. Por último, una evaluación del beneficio social del proyecto debería analizar otros aspectos como los impactos ambientales (en reservas naturales, alteración de los ecosistemas frágiles, la producción de pasivos ambientales, etc), la alteración del medio social y los mayores costos de supervisión y regulación debido al incremento de la magnitud de las operaciones de los contratistas.

. Sin embargo, habría que tener en cuenta también los costos de conversión y los mayores costos de importación en los que tendría que incurrirse. 40

68

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG 7. Funciones de OSINERG relacionadas al Proyecto de Camisea 7.1. Instituciones Públicas Comprometidas con el Proyecto De acuerdo a la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley No 26221), las instituciones estatales comprometidas con el proyecto son las siguientes: •

•

•

•

Ministerio de Energía y Minas (MEM). Organismo que tiene competencia normativa en la industria del gas natural, así como facultad concedente. La Dirección General de Hidrocarburos (DGH) es la dependencia especializada en temas de hidrocarburos dentro de este ministerio. La Dirección General de Asuntos Ambientales tiene bajo su responsabilidad aprobar la normatividad relacionada al medio ambiente, así como los EIAs, PAMAs, entre otros. PERUPETRO. Institución que tiene a su cargo la suscripción de los contratos de exploración y explotación en el segmento upstream de la industria. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG). La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) tiene la facultad de regular las tarifas de transporte y distribución de gas natural. De otro lado, la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos (GFH), a través de las unidades Proyecto Camisea y de Medio Ambiente, tiene por misión supervisar y fiscalizar las condiciones de calidad y seguridad de las instalaciones y operaciones del proyecto, así como el cumplimiento de las normas de protección del medio ambiente. De otro lado, la Unidad de Post – Privatización (GFH) tiene la responsabilidad de supervisar el permanente y oportuno cumplimiento de los compromisos de inversión y demás obligaciones derivadas del proceso de promoción de la inversión privada en la industria de gas natural, de acuerdo a lo establecido en los respectivos contratos. Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI). Tiene a su cargo la elaboración de las normas técnicas para la construcción, instalación, uso y funcionamiento de las facilidades de distribución de gas natural en baja 69

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro No 17 Potenciales Efectos de la Exportación de LGN Rubro

Proyecto Base

Proyecto Exportación

Valor Bruto de Producción (VAN US$ Millones) Gas Natural Seco Líquidos de Gas Natural

Total

1,254

1,836

1,321 _______ 2,575

2,055 _______ 3,891

467

431

Ingresos del Estado (Regalías US$ Millones) Gas Natural Seco (mercado interno) Gas Natural Seco (exportación)

136

Líquidos de Gas Natural (no efecto exportación)

492

Líquidos de Gas Natural (efecto exportación)

765 _______ 959

_______ 1,332

-100

630

Valor Presente Garantía Usuarios Electricos (US$ Millones)

230

150

Tarifa de Transporte Otros Usuarios (US$/MPC)

1.27

0.89

Total Reducción del Déficit de la Balanza Comercial de Hidrocarburos: 2014 Déficit 2003 = US$ -750 millones

Supuestos: - Reservas Recuperables de 8.24 TPC. Horizonte del Proyecto: 33 años, Tasa de Descuento 12%. - Nivel de regalías para el gas natural seco y los líquidos asociados para el mercado interno de 37.24%. - Precio a boca de pozo generadores eléctricos: 1.8 US$ / MMBTU; para otros usuarios domésticos: 1 US$ / MMBTU. VAN: Valor Actual Neto. - Horizonte Proyecto LNG 18 años por un monto de 3.924 TPC. Precio en Boca para Exportación: 0.6 US$ / MMBTU, nivel de regalía 20%.

Fuente: Macroconsult (2002, 2003), Espinoza (2000), Resoluciones Tarifarias Varias, GART. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

presión, así como el equipamiento que se requiere en la residencias, centros comerciales e industriales. En el Cuadro No 18 se presenta la relación de las instituciones comprometidas en el proyecto, así como las funciones que llevan a cabo.

70

71

1) Reducción del Déficit de la balanza Comercial de Hidrocarburos de US$ 504 MM a 95 MM. 2) Modificación de la Matriz Energética hacia una estructura intensiva en combustibles menos contam inantes. 3) Incremento de la recaudación por concepto de regalías (US$ 150 MM). 4) Generación de ahorros de energía: US$ 1685 MM en el sector industrial, 785 MM en el sector transporte y 2675 MM en el sector eléctrico. 5) Reducción de trabajadores por autom atización de la operación del Proyecto.

Efectos de Largo Plazo

Efectos de Largo Plazo 1) Generación de valor actual neto por US$ 4000 MM. Un tercio significará ingresos fiscales. 2) Eliminación del déficit de la balanza comercial de hidrocarburos.

Efectos de Corto Plazo 1) Inversión adicional: US$ 1900 MM. 2) Incremento en 0.5% del PBI. 3) Generación de 4000 em pleos directos e indirectos entre 2004 y 2006.

1) Reconfiguración del parque de centrales generadoras. Entrada de centrales de ciclo simple y ciclo combinado de acuerdo al crecimiento de la demanda. 2) Reducción de tarifas promedio de US$ 36 MWh a US$ 30 MW h estimado. 3) Mayor competencia en el sector eléctrico.

Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

Proyecto LNG

Proyecto Camisea Base

Influencia en el Sector Eléctrico

Empleo 3000 empleos en el Upstream. 2900 empleos en construcción de ductos. 10000 empleos indirectos en construcción de instalaciones.

Impacto PBI US$ 760 MM Crecimiento 2002 - 2004: 1%

Efectos de Corto Plazo

Impactos del Proyecto Camisea

Gráfico No 24

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro No 18 Instituciones Estatales Comprometidas con el Proyecto Camisea y sus Funciones Facultades

Exploración / Explotación

Transporte

Distribución

OSINERG – GFH* OSINERG – GFH*

Comercialización OSINERG – GFH*

M EM M EM M EM – INDECOPI M EM – INDECOPI Normativo PERUPETRO Contratante M EM M EM M EM M EM Concedente OSINERG - GART OSINERG - GART OSINERG - GART Regulador OSINERG - GFH Fiscalizador OSINERG - GFH OSINERG - GFH OSINERG - GFH

* La Unidad de Post-Privatización se encarga de supervisar los compromisos de inversión y los contratos suscritos con los operadores del proyecto. La intervención del MEM se da a través de la DGH. En temas ambientales, OSINERG lleva a cabo coordinaciones con otros organismos como el CONAM y el INRENA. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

7.2. Regulación Tarifaria Antes de explicar en detalle la función reguladora que posee OSINERG respecto al precio del gas natural, es necesario mencionar qué componentes conforman el precio de este hidrocarburo. El precio del gas natural proveniente de Camisea se define en base a cuatro componentes: 1. 2. 3. 4.

El precio del gas natural en boca de pozo, cuyos precios máximos se han definido en el contrato de licencia de explotación. El precio o la tarifa por el servicio de la Red de Transporte desde Camisea hasta el City Gate (ducto principal). El precio o la tarifa por el servicio de la Red de Distribución de Alta Presión desde el City Gate hasta el terminal de Ventanilla de ETEVENSA. El precio o la tarifa por el servicio de las Otras Redes de Distribución, constituidas por las construcciones adicionales que se requieran para brindar el servicio a los usuarios industriales, comerciales y residenciales. En este rubro se encuentran las obras del plan de crecimiento comprometido, que obliga al concesionario de distribución a una construcción que permita la atención a 70,000 clientes en el sexto año de operación.

72

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG En el Gráfico No 25, se presenta un esquema con los distintos componentes que forman parte del precio final del gas natural para los consumidores finales en el Perú. Gráfico No 25 Componentes del Precio del Gas de Camisea Precios Libres

Precio Final

Marco Legal

=

Pr ecios a Boca de Pozo

Tarifas Máxim as establecidas en el Contrato de Licencia

T arifas Reguladas

+

Peaje de Transporte por Red d e Ductos Principales

+

T arifa d e Distribución en Alta Presió n

Red Principal Ley 27133 Reglamento D.S. 040-99-MEM Contratos BO OT

+

Tarifa d e Distribución en Baja Presión

Reglamento D.S. 042-99-MEM

Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

7.2.1. Fijación de las Tarifas de Transporte y Distribución de Alta Presión De acuerdo al artículo 9 de la Ley No 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG (GART) es la encargada de regular los pliegos tarifarios y el cargo de la Garantía por Red Principal (GRP) de la red de transporte de gas natural de Camisea al City Gate de Lima, tomando en consideración la normatividad aplicable. De otro lado, la GART también regula las tarifas de Distribución de gas natural por Red de Ductos en Alta Presión de la Concesión de Lima y Callao correspondiente a la Red Principal del Proyecto Camisea, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 11 del Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural. Las tarifas de gas natural son diferenciadas dependiendo del tipo de cliente. En particular, las tarifas para generación de electricidad son menores a las que pagan los otros consumidores. Este diseño buscó incentivar el consumo en este segmento. Así, los generadores obtendrían un precio inferior por el gas (2.04 US$/MPC) en relación al obtenido por el resto de clientes (3.27 US$/MPC). En el

73

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro No 19, se presentan las tarifas establecidas según segmento para los diversos tipos de usuario de gas natural. Los precios máximos en boca de pozo se establecieron en el contrato de licencia de explotación de Hidrocarburos en el Lote 8841 y en los contratos de servicio entre el productor y los clientes iniciales, mientras que los procedimientos para la fijación de las tarifas de transporte y distribución se establecieron en el reglamento de promoción y los reglamentos de transporte y distribución por ductos. Cuadro Nº 19 Precios Máximos y Tarifas para el Gas de Camisea US$/MPC Tipo de Cliente

Segmento

Generador Gas Natural Boca de Pozo Transporte AP

42

Distribución AP Precio Final AP

43

Otros

1

1.8

0.89

1.27

0.15 2.04

0.2 3.27

Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – OSINERG. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

En el caso del transporte existe una tarifa base que quedó determinada por la oferta hecha por el concesionario, la cual se constituyó en el costo del servicio (valor presente de la inversión más los costos de operación y mantenimiento). La tarifa base corresponde al cociente entre el valor del costo de servicio y el valor presente de la capacidad garantizada total (demanda garantizada). Esta capacidad fue fijada en 380 MMPCD para los siete primeros años y 450 MMPCD en el período posterior como se observa en el Gráfico No 26. Ambos cálculos toman como referencia al mes de marzo del año 2003 y se calculan con una tasa de descuento de 12%, tasa que no podrá ser modificada en los 10 primeros años de la concesión. Esta tarifa es la relevante en el caso de los contratos con los generadores eléctricos. . http://www.minem.gob.pe/camisea/data/contratogas.pdf. . Las tarifas de transporte han sido fijadas mediante Resolución No 084-2003-OS/CD del 23 de mayo de 2003. 43 . Las tarifas de distribución en alta presión han sido fijadas mediante Resolución No 0822003- OS/CD del 23 de mayo de 2003. 41 42

74

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG La tarifa para el resto de consumidores corresponde al costo medio de brindar el servicio en el largo plazo y se calcula como el cociente entre el valor presente de los ingresos garantizados (por definición igual al costo del servicio) y el valor presente de las proyecciones de las capacidades anuales contratadas (la demanda proyectada de gas natural)44. Esta tarifa no incluye ninguna garantía por lo que correspondería al «costo real del servicio». El costo del servicio para el transporte fue fijado en la subasta por parte del adjudicatario (el consorcio liderado por Techint) en US$ 956.3 millones, en octubre del año 2000. El primer período tarifario ha comenzado el 1 de mayo de 2004 y tendrá una duración de dos años, por lo que se aplicarán las tarifas máximas reguladas desde el inicio de la operación comercial del gasoducto en agosto de 2004. La diferencia entre el ingreso garantizado45 y el valor de la demanda real (eléctrica e industrial) es cubierta por los usuarios eléctricos y viene a ser la garantía del gaseoducto principal de Camisea. Esta garantía se cobra a los usuarios eléctricos finales mediante un peaje similar al existente en el caso de la transmisión eléctrica. El procedimiento consiste en hacer este cálculo en el mes de mayo de cada año y estimar el monto a garantizarse a fin de calcular un peaje en US$ por KW – mes, el cual será trasladado a los usuarios libres y regulados. Los ingresos mensuales recaudados por las empresas transmisoras son transferidos mensualmente TGP mediante una entidad fiduciaria46. La garantía se extingue automáticamente cuando, a partir del quinto año de operación, la garantía por red principal resulte menor o igual a cero por un período de tres años de cálculo consecutivos; o tres años alternados en un período de . En este mecanismo el precio a cobrarse es aquel que iguala el valor presente de los ingresos con el valor presente de los costos de proveer el servicio en el largo plazo, lo que permite una tarifa menor de la que se cobraría al inicio de intentar recuperar el costo total anual con la demanda anual. En general esta tarifa tiene la siguiente forma:

44

N

N

p. q j

∑ (1 + i) j =1

N

j

=∑ i =1

Cme j . q j (1 + i ) j

⇒

p=

∑

Cme j . q j

(1 + i ) j N qj : ∑ j j =1 (1 + i )

j =1

. Ingreso Garantizado = (tarifa base)*(demanda garantizada). . A partir de noviembre de 2002 se procedió a realizar un adelanto de la garantía proyectada.

45 46

75

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG cinco años consecutivos. Luego de este período se establecerá una tarifa regulada por distancia que será calculada por la GART - OSINERG de tal forma que los ingresos esperados resulten iguales a los que se hubieran obtenido con una tarifa regulada única igual a la tarifa base. Gráfico No 26 Evolución de la Demanda Garantizada y de la Demanda Real

MMPCD

Demanda

450 380

7

14

Año

Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

La garantía por red de ducto principal surgió por la necesidad de asegurar un flujo de ingresos estables para el transporte del gas a fin de hacer viable la participación de inversionistas privados en la actividad. Ello debido a que esta actividad tiene segmentos relevantes de monopolio natural y las inversiones constituyen costos hundidos de gran magnitud. La garantía cumple la función de reducir el riesgo comercial sobre los ingresos del transportista, y facilitar el financiamiento del proyecto. Como puede deducirse de las explicaciones anteriores, la garantía viene a ser un pago que se realiza para reconocer el costo total de brindar el servicio de transporte de gas a lo largo de la vida del Proyecto de Camisea. Este costo incluye la inversión, reconociendo el costo de oportunidad del capital, así como de operación y mantenimiento. En este sentido, no podría considerarse como una «renta», ya que su finalidad no es generar ingresos extraordinarios sino amortizar el costo medio anual del proyecto. Dado que el transporte de gas constituye un monopolio 76

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG natural, resulta necesario reconocer el costo medio de la red en las tarifas y no sólo el costo marginal (como podría ser el caso de los servicios competitivos). Si no se reconociera el costo medio del servicio, no se garantizaría el equilibrio financiero del proyecto. Dado que los principales beneficiarios del Proyecto de Camisea son, en principio, los usuarios eléctricos (debido a que el gas usado por centrales térmicas tiene menores costos que otras tecnologías), se planteó que sean aquellos los que cubran la parte de los ingresos garantizados no cubiertos con la demanda real mediante un pago adicional. El beneficio neto estimado para los consumidores eléctricos de cubrir parte de los ingresos garantizados no cubiertos con la demanda real sería positivo. Este resultado se deriva de la forma en que se habrían estructurado las tarifas de gas, las cuales, gracias a la garantía, permitirían una mayor penetración del gas natural en el despacho eléctrico con una consecuente reducción en las tarifas de generación (véase la Sección 5.3). 7.2.2. Regulación de las Tarifas para Otras Redes de Distribución de Lima y Callao Criterios Técnicos y Económicos para la Fijación Tarifaria El Reglamento de Distribución del Gas Natural contiene en su Título V los criterios y procedimientos que deben ser observados en la determinación de las tarifas de distribución del gas natural. En particular, estos criterios establecen en el artículo 104° del Reglamento que el sistema de distribución de gas natural por red de ductos está compuesto por: 1. 2. 3.

La Estación de Regulación en el City Gate. Las Redes de Distribución de Alta y Baja Presión. Las Estaciones Reguladoras.

El conjunto de facilidades de distribución de alta y baja presión de gas natural que se pondrán en funcionamiento en Lima y Callao se presentan en el Gráfico No 27. 77

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Gráfico No 27 Facilidades de Distribución de Alta y Baja Presión de Gas Natural en Lima y Callao

70 km Zona D Vía de Evitamiento Zárate

Zona E Carretera Central Surquillo

Zona C

Distribución de Alta Presión

Panamericana Norte

Ventanilla

Zona B Av. Argentina

Zona F

Zona A

Sur de Lima

Av. Néstor Gambeta

City Gate

Distribución de Baja Presión

Referencia: Stone & Webster

Zona E

Estación de regulación Red troncal Red lateral Acometida (mediana y pequeña industria, comercio y sector residencial)

Referencia: Stone & Webster

Elaboración: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – OSINERG.

78

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Entre las instalaciones previstas se encuentran el gaseoducto de distribución de alta presión que recorre todo Lima desde el City Gate en Lurín hasta la central térmica de ETEVENSA en Ventanilla, y las redes de distribución de baja presión en las zonas donde se ha proyectado un mayor consumo de gas, las cuales están conformadas por estaciones de regulación de presión, ductos de menor espesor que conforman las redes troncales y laterales de los sectores de distribución y las acometidas correspondientes a los usuarios finales. La acometida tiene como componentes el tubo de conexión, el medidor, los equipos de regulación, la caja de protección, accesorios y válvulas de protección. La propiedad de la acometida y de las instalaciones internas será del consumidor. Debe destacarse que según el artículo 106° del Reglamento, la tarifa de distribución es la retribución máxima que recibirá el concesionario, aplicable al consumidor. Dicha tarifa estará compuesta por dos componentes: el margen de distribución y el margen de comercialización. Estos componentes son explicados a continuación. Margen de Distribución El artículo 108º del Reglamento establece que el Margen de Distribución se basa en una empresa eficiente47 y considera el valor presente de los siguientes componentes: •

Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones destinadas a prestar el servicio de distribución.

•

Costo estándar anual de operación y mantenimiento de las redes y estaciones reguladoras.

•

Demanda o consumo de los consumidores, según corresponda.

•

La tasa de actualización establecida por el Reglamento (12% real anual según artículo 115° del Reglamento).

. Para la fijación tarifaria se realizó un comparación internacional (benchmark) con los precios establecidos para otras empresas distribuidoras a nivel latinoamericano. Aquellas son: Distribuidora METROGAS (Chile), Distribuidora de Gas Bogotá (Colombia), Distribuidora COMGAS (Brasil), y Distribuidora METROGAS (Argentina).

47

79

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones representa la retribución anual que garantiza la recuperación y la rentabilidad de las inversiones destinadas a prestar el servicio de distribución. Dicha anualidad es calculada tomando en consideración la tasa de actualización y un periodo de recuperación de hasta 30 años. Estas inversiones están conformadas por los costos asociados a las instalaciones que son necesarias para la prestación del servicio, entre las cuales destacan las redes de acero y polietileno, así como las estaciones de regulación. Los costos de operación y mantenimiento corresponden a costos eficientes de la distribución, comparables con valores estándares internacionales aplicables al medio, los cuales son necesarios para el sostenimiento de las otras redes de distribución, y el mantenimiento de las redes de acero, las redes de polietileno y las estaciones de regulación. Estos también incluyen a los costos variables de odorización. En detalle, los gastos de mantenimiento incluyen los gastos de protección catódica, gastos en pintura y cambio de elementos, accesorios y filtros, señalizaciones de seguridad, entre otros. Asimismo, se consideran los sueldos del personal mínimo requerido para llevar a cabo el control de las actividades de distribución, el monitoreo del sistema de despacho, el recorrido de redes y el control de fugas. La demanda de los consumidores es calculada a partir de la proyección de los consumos de gas natural de las distintas categorías de consumidores para un horizonte de 30 años. Por su parte, las pérdidas estándares a considerar comprenderán las pérdidas físicas y las comerciales, las mismas que no podrán superar el 2%. Al igual que las tarifas de transporte en alta presión, las tarifas de distribución en baja presión buscan reconocer el costo de largo plazo de brindar el servicio de forma tal que se incentive el consumo en un contexto donde la demanda inicial es bastante pequeña. En el caso específico del margen de distribución (MD) de baja presión, éste vendría dado por:

80

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

 aVNR  30 n + COyM n + aVNR COyM  i ∑1  ∑ (1 + i )n i  i (1 + r )  MD =  1 MD = n  30D  ∑1  (1∑+ ni )n D i i  1 (1 + r ) n

Σ

Σ

Donde: aVNRi COyMi Di r i

Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo en el año «i». Costo estándar anual de operación y mantenimiento en el año «i». Demanda o consumo de los consumidores en el año «i». Tasa de actualización (12% real anual). Periodo de recuperación de hasta 30 años.

Margen de Comercialización El artículo 116º del Reglamento establece que el Margen de Comercialización se basa en una gestión comercial eficiente y comprende: • • •

La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de la inversión que se requiere para el desarrollo de la actividad comercial. Los costos de operación y mantenimiento asociados a la atención del consumidor. Los costos de facturación y cobranza (lectura, procesamiento, emisión de recibos, reparto y cobranza).

Los costos de operación y mantenimiento en comercialización corresponden a los costos necesarios para el sostenimiento de las actividades de marketing, facturación y cobranza y del servicio post-venta a los clientes. Además, consideran los sueldos del personal mínimo requerido para llevar a cabo las actividades de comercialización, promoción del servicio, manejo informático de las ventas y nuevas conexiones de clientes, entre otros. Según el artículo 117º del Reglamento, la actividad de comercialización podrá ser efectuada por empresas comercializadoras en forma independiente a partir del décimo segundo año de suscrito el contrato de concesión. En tanto ello no suceda, 81

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG el Margen de Comercialización deberá ser facturado de la siguiente forma: •

Los costos de atención al consumidor son añadidos al Margen de Distribución.

•

Los costos de facturación y cobranza son añadidos a través de un cargo fijo mensual por cliente.

Existen criterios adicionales de carácter general al diseño tarifario que el OSINERG debe observar en salvaguarda de los intereses de los consumidores así como de la inversión privada en el sector. Se debe buscar que estos criterios: 1.

Remuneren correctamente los costos de la empresa y permitan una recuperación de las inversiones a la tasa establecida.

2.

Reflejen los costos de desarrollo de la red.

3.

Reflejen un grado de competitividad del gas natural que permita la conversión de los clientes objetivos.

4.

Eviten la discrecionalidad en la asignación tarifaria y se acerquen lo más posible a un funcionamiento de mercado.

Cabe mencionar que la concepción del diseño de la tarifa de distribución considera un criterio de tipo roll-in. El modelo roll-in consiste en determinar el costo total de las redes tanto existentes como nuevas y asignarlas a todos los clientes con un criterio de uniformidad, con lo que este costo se convierte en un costo medio de largo plazo. Además de este criterio para el diseño de tarifas existe el modelo «incremental» que a diferencia del modelo roll-in tiene un enfoque marginalista para la asignación de los costos. Sin embargo, este último criterio es el de mayor aceptación en la mayoría de diseños tarifarios. Categoría de consumidores La Resolución N° 097-2004-OS/CD aprueba la categoría de los consumidores para la Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao, de acuerdo al siguiente cuadro: 82

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro No 20 Categoría de Consumidores en Lima y Callao Categoría A B C D

Rango de Consumo (m3/mes) Hasta 300 301-17,500 17,501-300,000 Más de 300,000

Fuente: Resolución N° 097-2004-OS/CD.

La categorización del consumo es importante porque permite contar con un criterio para la asignación de los costos asociados a la actividad de distribución. De este modo, se garantiza que el gas natural sea accesible en cada categoría de la demanda, teniendo en consideración las particularidades de consumo que existen al interior de cada una de ellas. Así, las categorías contempladas están vinculadas a los siguientes tipos de demanda: A (Residencial), B (Comercial), C (Industrial Menor) y D (Industrial Mayor). Criterios de Competitividad La competitividad ha sido evaluada a partir del margen que existe entre los costos de los energéticos sustitutos al gas natural más representativos y el pass-through, que es el precio del gas de Camisea más los costos de la Red Principal. Este margen es diferente para cada categoría de consumo determinando de este modo que se lleve a cabo una adecuada asignación de los costos de distribución en función del tipo de consumo. Es claro que este criterio no sólo busca incentivar la competitividad en el consumo (ofrecer alternativas de consumo más baratas) sino también lograr la universalidad en el acceso del gas natural al interior de cada categoría de consumo. Con el objeto de evaluar la competitividad de los combustibles, se ha estimado el ahorro que supondría el consumo del gas natural en comparación con los energéticos sustitutos (véase el Cuadro No 21). En el caso de la categoría A y B el combustible sustituto considerado es el GLP, mientras que para la categoría C, el precio del sustituto corresponde al diesel N° 2. En la categoría D se ha tomado al residual como combustible sustituto, aunque parte de la demanda lo constituye el parque vehicular. 83

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro No 21 Competitividad del Gas Natural en Lima US$ / MMBTU Categorías A B C D Promedio

Pass-through 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4

Tarifa 4.2 1.9 0.7 0.4 0.9

Total 8.6 6.2 5.0 4.8 5.2

Sustituto 17.2 15.0 8.2 5.9 7.8

Ahorro 50% 59% 39% 19% 33%

Fuente: Informe OSINERG-GART/GDN N° 015-2004. Se ha considerado un Factor de Actualización de 1.5 de los precios en boca de pozo incluidos en el Pass-through, de acuerdo a las fórmulas de actualización establecidas en el Contrato de Concesión del Lote 88 de Camisea. El Pass-through original es de 3.14 US$ / MMBTU. Elaboración: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – OSINERG.

Resultados del Cálculo Tarifario En base a los criterios mencionados, el OSINERG ha calculado las tarifas para las «Otras Redes» de Distribución de Lima y Callao considerando los márgenes de distribución y comercialización calculados para cada categoría de consumo. En el Cuadro No 22 se muestran los resultados del cálculo tarifario. 7.3. Supervisión y Fiscalización De acuerdo a la Ley General de Hidrocarburos (N° 26221) y a la Ley Marco de Organismos Reguladores (Ley N° 27332), el OSINERG posee la función normativa, así como la de supervisión, fiscalización y sanción de las empresas concesionarias en el sector hidrocarburos. La función supervisora permite a OSINERG verificar el cumplimiento de las obligaciones legales, técnicas, la calidad y eficiencia del servicio brindado al usuario y aquellas derivadas de los contratos de concesión, por parte de las entidades y demás empresas o personas que realizan actividades sujetas a su competencia. Asimismo, la función supervisora permite verificar el cumplimiento de cualquier mandato o resolución emitida por el OSINERG o de cualquier otra obligación que se encuentre a cargo de las entidades supervisadas. Además, el OSINERG tiene la potestad de verificar el cumplimiento de las disposiciones técnicas y legales relacionadas con la protección y conservación del ambiente en las actividades desarrolladas en la industria de hidrocarburos. 84

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro No 22 Estructura Tarifaria al Consumidor Final para las Otras Redes de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao* Tarifa de distribu ción Parámetros Consumo por usuar io C argo variable M argen de distribución C argo fij o M argen de comercialización Tarif a regu lada Costo promedio mensual Tarifa promedio

O SIN ER G

Un idad

A

B

C

D

28

800

125,379

610,556

119.70

52.67

19.98

11.50

0.85

10.67 0.14

0.09

m 3/mes U S$/mil m

3

U S$/cl-mes US $/m 3 /día-mes U S$/mes

4

53

2,981

8,797

U S$/mil m 3

150

66

24

14

* Un m3 equivale a 35.31 pies cúbicos. Fuente: Resolución No 097-2004-OS/CD, Resolución N o 183-2004-OS/CD. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

La función fiscalizadora permite a OSINERG imponer sanciones a las entidades que realizan actividades sujetas a su competencia por el incumplimiento de las obligaciones legales, técnicas y aquellas derivadas de los contratos de concesión, así como de las disposiciones reguladoras y/o normativas dictadas por el OSINERG. La función normativa comprende la facultad exclusiva de dictar, en el ámbito y en materia de su respectiva competencia, los reglamentos, normas de carácter general y mandatos u otras normas de carácter particular referidas a intereses, obligaciones o derechos de las entidades o actividades supervisadas o de sus usuarios. En la industria del gas natural el OSINERG ha venido cumpliendo estas funciones desde el mes de junio del año 200148, fecha en la que se iniciaron las actividades del proyecto Camisea. En particular, el OSINERG ha venido realizando la supervisión del avance de las obras, del cumplimiento de los compromisos contractuales y de los compromisos de inversión establecidos en los contratos BOOT (Build, Operate, Own and Transfer), así como la supervisión y fiscalización del impacto de las obras sobre el medio ambiente y al medio social. Además, supervisa el cumplimiento de los estudios de impacto ambiental e impacto social aprobados por el MEM. 48

. No obstante, las obras del proyecto comenzaron en abril del año 2002.

85

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG De otro lado, supervisa y fiscaliza el cumplimiento de la normativa técnica y de seguridad en las facilidades que comprometen las actividades de exploración y explotación, las plantas de fraccionamiento y criogénica, y la construcción de los ductos de transporte y distribución. Para efectuar estas labores se ha creado un equipo especial de profesionales y técnicos encargado de llevar a cabo estas funciones dentro de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos. En el Cuadro No 23, se detallan las funciones del OSINERG en el proceso de supervisión y fiscalización del Proyecto Camisea en temas de medio ambiente, medio social, normatividad técnica y seguridad. Estas actividades se encuentran a cargo de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos. Cuadro No 23 Funciones del OSINERG respecto a la Supervisión y Fiscalización del Proyecto Camisea Supervisora Fiscalizadora – Sancionadora Medio ambiente Daños al Medio ambiente Medio Social Incumplimiento de compromisos Medio Social Normativa Técnica Incumplimientos a la Normativa Técnica Seguridad

Accidentes Seguridad

Año

Planes de Acción Supervisión la culminación de la etapa constructiva. Supervisión de la fase inicial de Operación Comercial. Verificar la remediación y recomposición del Medio Ambiente. Verificar la Protección al Medio Ambiente y Medio Social. Supervisión de la fase de Operación Comercial. Supervisión de la construcción de otras facilidades relacionadas al Proyecto Base.

2004 • • En adelante • • • •

Fuente: Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos, Proyecto Camisea – OSINERG.

7.3.1. Supervisión del Proyecto En el proceso de supervisión del proyecto, OSINERG ha realizado una serie de observaciones sobre temas de manejo ambiental, sobre el medio social y las condiciones de seguridad. En la actividad de explotación, las observaciones han estado referidas a temas tales como el trazo del derecho de vía, uso del terreno, impacto social de las actividades de sísmica y perforación de pozos, entre otros. En el transporte, las observaciones han estado enfocadas sobre impactos por 86

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG tramos desbrozados en exceso y tramos desbrozados abandonados, pérdida de la biodiversidad, creación de taludes inestables y problemas de erosión. En el caso de la distribución del gas natural en Lima y Callao, se han realizado observaciones sobre el manejo adecuado de los desechos, la afectación de áreas verdes y el uso de canteras de arena sin autorización. Como resultado de este proceso se ha logrado que los concesionarios reconozcan la pertinencia de una serie de observaciones y se comprometan a levantarlas, así como una mejor especificación de los procedimientos de los planes de manejo ambiental, la regularización de una serie de actividades ejecutadas sin autorización de la DGAA - MEM, la entrega de información actualizada sobre el proyecto, y un mayor grado de cumplimiento de los compromisos con las comunidades49. En el Cuadro No 24 se presenta los resultados de las actividades de fiscalización del Proyecto Camisea en el año 2003. Sin embargo, a pesar de estos avances, los concesionarios todavía no han levantado la totalidad de las observaciones, mayormente sobre medio ambiente, las cuales serán subsanadas conforme avance el desarrollo del Proyecto.50

. En este proceso, OSINERG ha establecido una primera sanción importante, publicada en el diario oficial El Peruano el 1 de noviembre del 2002, donde se impuso una multa de 1,100 UIT, (aproximadamente US$ 970 mil) a TGP por las siguientes infracciones: 1) intervenir las vías del Alto Shimaa sin contar con la resolución de aprobación del EIA correspondiente, provocando un impacto de carácter social y ambiental en esta comunidad, 2) desplazar maquinaria en la quebrada Chiregoroato y desbrozar 600 metros lineales de bosque en el Área Natural protegida de la Reserva de Apurímac sin contar con la autorización del INRENA ni tener aprobación de la DGAA, 3) deforestar en exceso durante la apertura de derecho de vía, sobrepasando lo indicado en la norma, y 4) no aplicar el manejo ambiental preventivo, sobrepasando los límites otorgados para el derecho de vía, excediendo en algunos casos en 100 por ciento lo indicado en el EIA. 50 . En agosto de 2003, se suscitó una controversia respecto a la localización de la planta de fraccionamiento de líquidos de gas natural que se está construyendo en la playa Lobería, adyacente a la Reserva Nacional de Paracas en Pisco. Diversos grupos ambientalistas de Estados Unidos y del Perú han realizado observaciones serias al Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la planta aprobado por el MEM señalando los efectos perniciosos que la afluencia masiva de buques tanque y los posibles derrames de hidrocarburos podrían tener sobre los ecosistemas marinos y continentales de naturaleza frágil, los cuales ya se encuentran sometidos a la presión de las descargas de efluentes de las plantas productoras de conservas y harina de pescado en la bahía de Paracas. Respecto a este tipo de problemas, debe recordarse que la revisión y la aprobación del EIA son responsabilidad del MEM, por lo cual es esta institución la que debe dirimir una solución a este problema. El OSINERG sólo tiene la función de supervisar el cumplimiento de los compromisos asumidos por lo que no le compete resolver este tipo de controversias. 49

87

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro No 24 Resultados de las Actividades de Fiscalización en el Proyecto Camisea Total Total Verificando Evaluación Con Proceso Detectadas Levantadas Descargos inicio Proceso Administrativo Acciones Administrativo Correctivas 2,716 1,274 1,147 295 54 Fuente: Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos, Proyecto Camisea – OSINERG.

La Supervisión y Fiscalización de Camisea se realiza verificando el cumplimiento de la información suministrada por los concesionarios y el cumplimiento de la normatividad vigente tanto en la etapa de fiscalización pre – operativa como operativa (véase el Cuadro No 25). Cuadro No 25 Esquema de la Supervisión y Fiscalización del Proyecto Información suministrada p or los Concesionarios

Fiscalización Pre-Op erativa M anual de Diseño M anual de Construcción M anual de Seguridad de Construcción EIA - EIS Plan de Cierre - Plan de Abandono EIS – Plan de Relaciones Comunitarias y PDL

Fiscalización Op erativa M anual de O&M Plan de Contingencias M anual de Seguridad de Op eración EIA – EIS Plan de Cierre - Plan de Abandono EIS – Plan de Relaciones Comunitarias y PDL

Procedimientos de Sup ervisión Guías de Sup ervisión y Fiscalización Disp ositivos de Sup ervisión OSINERG Ley es, Reglamentos y Normas

Fuente: Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos, Proyecto Camisea – OSINERG.

En la práctica, el trabajo de fiscalización que viene realizando el OSINERG referente al Proyecto Camisea consta de las siguientes actividades: •

Visitas de supervisión y fiscalización mensual a las instalaciones de campo y seguimiento a las empresas concesionarias para constatar el levantamiento de las observaciones detectadas. 88

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG • • •

• •

• •

Elaboración de informes mensuales sobre la actividad de supervisión y fiscalización realizada. Notificación a los concesionarios de las observaciones detectadas. Realización de reuniones mensuales de coordinación con los representantes de las empresas concesionarias para tratar sobre la problemática verificada en las visitas de fiscalización y evaluación de la información proporcionada por las empresas concesionarias, respecto al levantamiento de las observaciones. Evaluación de descargos sobre el levantamiento de observaciones. Realización de inspecciones especiales de investigación de los accidentes ambientales, seguridad y derrames que se reportan, así como verificación de denuncias y reclamos recibidos de terceros sobre incumplimientos por parte de concesionarios. Revisión y actualización de las Guías de Fiscalización de cada una de las instalaciones. Apertura de Procesos Administrativos cuando sea el caso.

7.3.2. Supervisión de la Operación Comercial Para la fase de operación comercial del proyecto, el OSINERG ha programado una serie de actividades dentro del Plan de Acción de Supervisión y Fiscalización que se detallan en los cuadros No 26 y 27 referidas al plan de cierre de la etapa de construcción y el inicio de las operaciones comerciales. Para la ejecución de las actividades previstas en el Plan de Acción, el OSINERG cuenta con un plantel de 21 profesionales en las diferentes especialidades que requiere la Supervisión Ambiental y Social, de Normativa Técnica y Seguridad del Proyecto Camisea tales como ingenieros geólogos, forestales, petroleros, químicos, civiles, metalúrgicos y mecánicos, así como biólogos y sociólogos, quienes están asignados a las diferentes actividades que comprende el proyecto. Respecto a la supervisión del cumplimiento de la normatividad ambiental, se vienen cumpliendo diversas actividades planteadas en la agenda entre las cuales destacan: 89

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG •

Supervisión de Plataformas de Explotación, construcción de las líneas de conducción y Planta Criogénica en el Lote 88.

•

Supervisión y fiscalización de los impactos al Medio Ambiente a lo largo del Derecho de Vía en los frentes de Selva, Sierra y Costa.

•

Supervisión de los impactos al Medio Ambiente de las obras que se realizan en Playa Lobería en Pisco.

•

Supervisión de los impactos al Medio Ambiente de las obras que se realizan en la Red de Distribución de Lima y Callao.

•

Supervisión de los impactos al Medio Social en las Comunidades Nativas y Pueblos Indígenas en Selva, Sierra y Costa.

Para la ejecución de estos procedimientos, se han llevado a cabo los siguientes estudios: •

Estudio sobre la supervisión de operaciones de gasoductos por el Instituto Canadiense de Petróleo y la empresa Stantec51.

•

Servicio de Laboratorio para Monitoreo de Verificación de estándares ambientales en las etapas Constructiva y de inicio de Operación.

•

Evaluación Geotécnica del Derecho de Vía del Gasoducto.

•

Estudio de la Línea Base Marina en Playa Lobería.

•

Sistema de Información Geográfica - SIG - sector Selva y Sierra.

•

Estudio sobre Reforestación del Derecho de Vía del Gasoducto.

•

Monitoreo de Impacto Ambiental Marino de las Instalaciones de Carga y Línea Submarina en Playa Lobería.

Por otro lado, las funciones que viene asumiendo el OSINERG en la etapa de operación del Proyecto de Camisea están relacionadas con la emisión de Informes 51 . El OSINERG contrató a la empresa consultora Stantec Consulting International Limited de Canadá, la cual realizó un estudio para identificar los riesgos mayores de interés nacional que se podían encontrar en el proceso de construcción del ducto de transporte, identificar cualquier debilidad en el proceso de fiscalización y proporcionar las recomendaciones con respecto a las políticas, prácticas y herramientas para aumentar la eficacia del proceso de fiscalización.

90

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Cuadro No 26 Actividades Supervisadas y Fiscalizadas para el Cierre de la Construcción del Proyecto 1. 2. 3. 4. 5. Explotación – Lote 88 1. 2. 3. 4. 1. Bahía de Paracas Playa 1. Lobería 2.

Transporte de Gas Natural S eco y Líquidos de Gas Natural

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 1. 2. 3. 1. 2. 1.

Distribución

1. 2. 3. 1. 2. 3. 4. 5.

Medio ambiente Control de erosión y estabilización de taludes. Proceso de Recomposición. Revegetación y Reforestación. Plan de Abandono, Sísmica 3D. Servicio de M onitoreo de Comprobación. Medio S ocial Protección de la Reserva Nahua Kugapacori. Plan de Relaciones Comunitarias. Compensaciones e Indemnizaciones. Plan de desarrollo Regional. Normativa Técnica y S eguridad Evaluación de Pozos. Medio Ambiente Estudio de Línea de Base M arina. Estudio sobre fondo marino. Medio Ambiente Control de erosión y estabilización de taludes. Proceso de Recomposición. Revegetación y Reforestación. Planes de Abandono. Estudios en geotecnia. Estudios de Reforestación. Servicio de M onitoreo de Comprobación. Medio S ocial Plan de Relaciones Comunitarias. Compensaciones e Indemnizaciones. Plan de Desarrollo Local. Normativa Técnica y S eguridad Inspección de soldadura. Pruebas Hidrostáticas. Medio Ambiente Proceso de Restauración. Medio S ocial Plan de Relaciones Comunitarias. Compensaciones e Indenminizaciones. Plan de desarrollo Local. Normativa Técnica y S eguridad Apoyo en el desarrollo de normas. Apoyo en la calificación y certificación de instalaciones. Supervisión de la operación del City Gate. Cruces especiales. Ramales Secundarios.

Fuente: Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos, Proyecto Camisea – OSINERG.

91

92

Limpieza de Flow Lines. Pruebas del Sistema de Reinyección. Pruebas en Planta Criogénica. Pruebas de Planta de Fraccionamiento. Pruebas de Terminal de Carga y Líneas Submarina. Prueba de plantas con producto. Pre-commissioning de Estaciones de Bombas y Reductoras de Presión. Protocolos de pruebas. Pre-commissioning y Commissioning de Estaciones terminales de Lurín y Pisco. Limpieza de los ductos con biocidas y nitrógeno. Llenado de los ductos de gas natural seco y líquidos de gas natural. Simulación del Sistema Scada. Puesta en marcha con productos. Estudio sobre la Operación de gasoductos. Pruebas del City Gate y la Estación Terminal Limpieza de troncal y ramales. Simulación del Sistema SCADA. Llenado del ducto principal. Abastecimiento a ramales.

Fuente: Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos, Proyecto Camisea – OSINERG.

Distribución

Transporte de Gas Natural S eco y Líquidos de Gas Natural

Explotación – Lote 88

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19.

Cuadro No 27 Actividades Supervisadas y Fiscalizadas en la fase de Operación Comercial

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG Técnicos Favorables para la instalación y uso o funcionamiento de las conexiones de abastecimiento a los usuarios, y las instalaciones comprometidas con la distribución del gas natural. Asimismo, tiene a su cargo la ejecución de medidas de supervisión respecto a las condiciones de seguridad y calidad del servicio. El ámbito de fiscalización del OSINERG respecto al abastecimiento del servicio a nivel industrial, residencial y comercial comprende desde las instalaciones de la empresa distribuidora local, los ductos de baja presión hasta la conexión domiciliaria en la fachada de los establecimientos abastecidos. Este nuevo tipo de fiscalización ha demandado que se cree una Unidad de Gas Natural dentro de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos, la cual cuenta con fiscalizadores especializados en la supervisión de las instalaciones comprometidas con la provisión de gas natural (fases de explotación, transporte, distribución y comercialización). Asimismo, se están llevando a cabo modificaciones en los sistemas de información de esta gerencia para captar los datos relevantes para llevar a cabo una fiscalización efectiva (como volúmenes de venta, agentes operadores, etc). Las labores de supervisión y fiscalización del OSINERG no sólo se incrementarán por los aspectos antes mencionados, sino también por las siguientes razones: •

El Plan de Supervisión contempla la verificación del mantenimiento de las obras ya realizadas, el cumplimiento de los compromisos de inversión, así como el cumplimiento de los estudios de impacto ambiental y social, etc.

•

Se están incorporando al ámbito de la supervisión la exploración y explotación de nuevos lotes gasíferos como el lote 56 denominado Pagoreni, así como las plantas de procesamiento de gas natural (como la planta de gas natural licuefactado de PERU LNG).

•

Se fiscalizarán las posibles construcciones y obras que se lleven a cabo como consecuencia del aumento de la demanda de gas natural que puede generar una expansión de la cobertura de la red de transporte a través de ramales que se dirigirán a plazas como el Cusco, Ayacucho, Ica y el 93

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

•

centro del país52. En estos espacios regionales, la construcción y uso de conexiones domiciliarias, comerciales e industriales, así como de estaciones de servicio de GNV constituyen un desafío para la supervisión de la industria. La construcción de las obras para las conexiones domiciliarias en Lima y Callao demandará la selección por parte del concesionario (GNLC) de contratistas calificados para la habilitación de las conexiones de tipo residencial, comercial e industrial. El OSINERG interviene en la supervisión de estos operadores con el propósito de garantizar las condiciones de seguridad y calidad del servicio para los usuarios.

De otra parte, un tema relevante para la supervisión del Proyecto Camisea es el concerniente a la elaboración de normas técnicas para la realización de conexiones de gas domiciliarias y/o industriales, e implementación de mecanismos para la emisión de Informes Técnicos Favorables (ITFs) de instalación y funcionamiento para todas aquellas facilidades comprometidas con la distribución y comercialización del gas natural, como por ejemplo gasocentros, facilidades para el consumo de gas dentro de fábricas, etc. Respecto a este particular, el OSINERG ha trabajado en el diseño de éstas normas dentro del marco del Comité Técnico Permanente de Gas Natural Seco53 del cual es miembro. Este comité ha elaborado los proyectos de normas técnicas sobre el manejo de gas natural seco en las estaciones de servicio (gasocentros) y sobre lo relacionado a los sistemas de tuberías y conexiones a nivel residencial, comercial e industrial. En este contexto, el OSINERG está desarrollando medidas para incrementar la capacidad operativa de las unidades de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos vinculadas al Proyecto con la finalidad de mejorar los sistemas de . Como se ha mencionado anteriormente, la demanda industrial de gas natural en el centro del país puede provenir de las empresas mineras y las fundiciones de minerales que se localizan en esa zona. Por el lado residencial, la demanda puede generarse para satisfacer requerimientos de calefacción o fuentes caloríficas para uso de cocina. 53 . Este comité está conformado principalmente por las siguientes instituciones: INDECOPI, Instituto de Petróleo y Gas de la Universidad Nacional de Ingeniería (IPEGA) y OSINERG. 52

94

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG información sobre hidrocarburos, así como para emitir los dispositivos legales correspondientes para viabilizar la supervisión de las nuevas instalaciones y establecimientos comprometidos en la industria del gas natural.

8. Conclusiones La industria del gas natural en el Perú ha mostrado un desarrollo notable en los últimos años debido a la entrada del Proyecto Camisea, el cual constituye el megaproyecto energético más importante del país debido al gran tamaño relativo de las reservas de gas natural seco y líquidos asociados de alto valor comercial, en comparación con otros yacimientos de menor escala y desarrollo como Aguaytía y los de la Costa Norte. El diseño de la estructura de la industria en el Perú a partir de Camisea ha sido concebido en cuatro fases: la producción (que abarca la explotación del gas natural, la exploración de nuevos yacimientos y la operación de la planta de fraccionamiento en Pisco), el transporte (que comprende la operación del gasoducto principal de líquidos asociados y gas metano hasta el City Gate en Lurín) y la distribución (referida a la operación de la red de ductos de distribución en alta, media y baja presión en Lima y Callao). Las inversiones ejecutadas por los operadores para la construcción y puesta en operación de las facilidades en las diferentes fases del proyecto ascienden en total a US$ 1,500 millones, cifra que no tiene parangón con otros proyectos energéticos en el sector hidrocarburos y señala la gran magnitud de este Proyecto como generador de inversión extranjera directa. La característica más relevante de la industria del gas natural definida a partir del Proyecto Camisea es la provisión del servicio mediante redes de suministro, cuya construcción requiere la realización de inversiones en activos altamente específicos (como los ductos de transporte y distribución), los cuales constituyen costos hundidos irrecuperables, los cuales provocan una asimetría natural entre los operadores establecidos y los potenciales entrantes en cuanto al poder de mercado 95

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG que pueden ejercer dentro de la industria. Otra particularidad es la existencia de significativas economías de escala y de densidad respecto al tamaño de la demanda asociadas al uso de las redes de suministro. Esto determina que existan segmentos relevantes de monopolio natural principalmente en las fases de transporte y distribución. Los diversos estudios que han proyectado la demanda de gas natural a largo plazo señalan que el consumo de este combustible tenderá a incrementarse y abarcar nuevos segmentos con el correr de los años, a medida que la red de transporte y distribución crezca, no sólo en el ámbito geográfico de Lima Metropolitana, sino también en otras regiones donde existen proyectos para la extensión del ducto de trasporte (Ayacucho, Cusco – Quillabamba, Pisco-Ica, y La Oroya – Tarma). Se espera que en 10 años la demanda total ascienda a 383 MMPCD, mientras que en 30 años esta habrá crecido a 1,143 MMPCD. Este crecimiento sería explicado por el mayor consumo residencial y comercial a medida que se masifique el uso del gas en estos sectores, por la mayor demanda industrial a medida que más empresas se interconecten a la red, por la demanda generada por las plantas de procesamiento de gas natural que se construirán a lo largo de la red de transporte principal (como las plantas de GTL y de LNG), y el mayor consumo vehicular de GNV. El uso masivo del gas natural al interior del Perú repercutirá de manera positiva en varios aspectos. En primer término, a nivel industrial, las empresas manufactureras y de procesamiento primario contarán con un combustible más limpio para utilizarlo como fuente generadora de calor en sus procesos productivos a precios menores respecto a otros combustibles sustitutos como el GLP, diesel 2 y residuales. Por otra parte, el gas natural permitirá el surgimiento de la industria de procesamiento del gas a través de plantas especiales como las de gas a líquidos (GTL), gas natural licuefactado (LNG) para exportación, y las de amoniaco y metanol. En segundo lugar, a nivel residencial y comercial el uso del gas natural permitirá la sustitución de combustibles como el kerosene y el GLP que son menos competitivos y eficientes en la generación de energía para calefacción interna de ambientes, cocina, refrigeración, entre otros usos. Finalmente, el gas natural 96

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG también será utilizado en el transporte urbano bajo la modalidad de gas natural vehicular (GNV), lo cual provocará que en los próximos años se desarrolle una red de estaciones de servicio que abastecerá a una creciente cantidad de vehículos convertidos al sistema dual y los buses de transporte público, debido al reducido costo del GNV y al menor mantenimiento que se le debe hacer a los vehículos que utilizan este combustible. Sin embargo, se espera que la mayor demanda de gas natural provenga de las centrales eléctricas que actualmente usan combustibles derivados del petróleo que se conviertan a gas natural y las nuevas centrales de ciclo simple y ciclo combinado que se instalen y que utilicen gas natural. La disponibilidad de gas natural en el sector eléctrico permitirá contar con una tecnología eficiente y competitiva en costos para abastecer la demanda de electricidad, por lo que se espera que en el mediano plazo las nuevas centrales que se instalen usen este combustible hasta que el gas natural llegue a tener una participación importante en el parque generador peruano. Esta entrada de centrales a gas natural se realizará conforme el incremento de la demanda de electricidad lo permita y tendrá su correlato en una paulatina reducción de las tarifas de generación hasta un nivel aproximado de US$ 30 MWh. Cabe destacar que esta reducción ya se ha venido experimentando dado que la proyección de las tarifas en barra considera un horizonte de proyección de la oferta y la demanda de 4 años. Por otro lado, el desarrollo de la industria del gas natural generará una serie de efectos positivos significativos a corto y largo plazo en la economía peruana. Los estudios realizados sobre la materia estiman que en el corto plazo la construcción del proyecto ha generado un incremento aproximado de 1% en el crecimiento del PBI, un valor descontado de US$ 760 millones y la generación aproximada de 20,000 empleos directos e indirectos. En el largo plazo los estudios estiman, en primer lugar, que el déficit de la balanza de hidrocarburos será eliminado debido a la mayor exportación de derivados de alto valor comercial (como GLP y naftas), así como del LNG. En segundo lugar, se producirá un cambio drástico en la matriz energética hacia una estructura intensiva en combustibles menos contaminantes. De otra parte, se generará una mayor recaudación fiscal por concepto de regalías e impuesto a la renta, la cual permitirá aliviar las presiones 97

Oficina de Estudios Económicos - OSINERG sobre el déficit fiscal. Finalmente, se producirán importantes ahorros de energía sectoriales al utilizarse combustibles más eficientes y menos contaminantes tanto en el sector industrial como en el eléctrico. Por su parte, el OSINERG viene realizando las funciones de regulación y supervisión en la industria del gas natural de acuerdo al marco institucional vigente en el sector hidrocarburos, las cuales están referidas principalmente al proceso de fijación de tarifas y a la supervisión de las condiciones técnicas y de seguridad, así como de los compromisos asumidos por los concesionarios en aspectos ambientales y de seguridad, previamente aprobados por el Ministerio de Energía y Minas. Sin embargo, el OSINERG en el futuro no restringirá su labor en la industria del gas natural a las funciones que le han sido encargadas, sino que se involucrará aún más en el proceso de desarrollo y promoción del gas natural junto con entidades como el Ministerio de Energía y Minas. Sobre el particular, se han realizado algunos avances como la publicación periódica de los costos relativos del gas natural respecto a otros combustibles y sus ventajas en términos de la preservación del medio ambiente y el ahorro de energía. Sin embargo, será necesario llevar a cabo otras actividades que fomenten el consumo de gas en segmentos como el residencial, el comercial y el automotriz, con el objeto de promover el desarrollo de la industria. El desarrollo futuro de la industria de gas natural exigirá un esfuerzo de las entidades involucradas para crear la normatividad adecuada que permita aprovechar todo su potencial con las condiciones de seguridad y calidad requeridas. En este sentido, es necesario que se formen grupos de trabajo en los aspectos referidos a la supervisión del proyecto. Estos grupos de trabajo, que incluirían a otros agentes como las municipalidades, deberían analizar experiencias como la colombiana y argentina a fin de incorporar los avances logrados en estos países y realizar un seguimiento permanente del proceso de regulación, de supervisión y de promoción de la industria del gas natural en el Perú.

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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG 9. Referencias Bibliográficas Banco Mundial (1999). Perú: Reforma y Privatización en el Sector Hidrocarburos. Mimeo Campodónico, H. (1999). La Industria de Gas Natural y su Regulación en América Latina. Documento de Trabajo No 68. Santiago de Chile: CEPAL Campodónico, H. (1998). Las Reformas Energéticas y el uso eficiente de la energía en el Perú. CEPAL. Espinoza, L. (2000). Camisea: Impacto en el Sector Energético. Mimeo. Gallardo, J.; García, R. y R. Pérez-Reyes (2004). Problemática de la Inversión en el Sector Eléctrico Peruano. Documento de Trabajo No 3. Oficina de Estudios Económicos – OSINERG. Mimeo. Golder Associates (2003). Proyecto de Exportación de GNL. Informe preparado para PERU LNG S.R.L. Macroconsult (2003). Impacto Económico del Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado. Mimeo. Macroconsult (2002). Perspectivas del Sector Eléctrico e Impacto del Gas de Camisea. Informativo Mineroenergético de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía. Macroconsult (2001). Impacto Macroeconómico del Proyecto Camisea. Mimeo. Ministerio de Energía y Minas (2001). Plan Referencial de Hidrocarburos. Mimeo. Ministerio de Energía y Minas (2002). Usos y Ventajas del Gas Natural en el Sector Residencial y Comercial. Dirección General de Hidrocarburos. Ministerio de Energía y Minas (2002). Ventajas del uso del Gas Natural en la Industria. Dirección General de Hidrocarburos. OSINERG (2003). Estudio para la Fijación de Tarifas de la Red de Transporte del Gas Natural de Camisea al City Gate. Informe OSINERG-GART/DGN No 0192003. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria. OSINERG (2004). Tarifas Finales para las «Otras Redes» de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao. Informe OSINERG-GART/DGN No 015-2004. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria. 99

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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG Oficina de Estudios Económicos - 2004 Equipo de Trabajo José Gallardo Ku Especialistas: Raúl Pérez-Reyes Espejo Raúl García Carpio Arturo Vásquez Cordano Luis Bendezú Medina Lennin Quiso Córdova

Gerente de Estudios Económicos.

Economista Principal. Especialista en Regulación Económica. Sector Eléctrico. Especialista en Organización Industrial. Sector Hidrocarburos. Especialista en Econometría. Especialista en Supervisión. Sector Eléctrico.

Asistente Administrativo: Clelia Bandini Malpartida Practicantes: Emerson Barahona Urbano Gustavo Leyva Jiménez

Sector Eléctrico. Sector Hidrocarburos.

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