boletin estadistico de la industria del gas natural febrero 2013

GERENCIA DE FISCALIZACION
DE GAS NATURAL
BOLETIN ESTADISTICO DE LA
INDUSTRIA DEL GAS NATURAL
FEBRERO 2013
INDICE
1.
INTRODUCCION _________________________________________________________ 5
2.
DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ____________________________ 5
3.
INDICADORES __________________________________________________________ 5
3.1.
MATRIZ ENERGETICA _____________________________________________________ 5
3.2.
INFRAESTRUCTURA ______________________________________________________ 6
3.3.
RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL ______________________ 8
3.4.
PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 10
3.5.
PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA ____ 13
3.6.
TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 14
3.7.
DISTRIBUCION DE GAS NATURAL __________________________________________ 16
3.8.
GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL___________________________________ 17
3.1.1.
3.1.2.
3.2.1.
3.2.2.
3.3.1.
3.3.2.
3.4.1.
3.4.2.
3.6.1.
3.6.2.
3.7.1.
3.8.1.
Matriz Energética en el mundo ___________________________________________________ 5
Matriz Energética en el Perú _____________________________________________________ 5
Infraestructura de producción en Camisea __________________________________________ 6
Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución ___________________________ 7
Reservas de gas natural _________________________________________________________ 8
Reservas de líquidos de gas natural ________________________________________________ 9
Producción de gas natural ______________________________________________________ 10
Producción de líquidos de gas natural _____________________________________________ 12
Transporte gas natural _________________________________________________________ 14
Transporte líquidos de gas natural________________________________________________ 15
Consumo de gas natural de Camisea por sectores ___________________________________ 16
Sistema de distribución de gas natural ____________________________________________ 17
Redes de distribución en Lima y Callao __________________________________________ 17
Redes de distribución en Ica __________________________________________________ 17
3.8.2.
Registro de instaladores ________________________________________________________ 18
3.8.3.
Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias ____________________________________ 18
a.
Sistema de Distribución de Lima y Callao _______________________________________ 18
c.
Sistema de Distribución de Ica _________________________________________________ 19
3.8.4.
Consumo de gas natural residencial y comercial ____________________________________ 19
a.
b.
3.9.
GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL _________________________________ 20
3.10.
GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELECTRICO __________________________________ 20
3.10.1.
3.10.2.
a.
b.
Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica ________________________________ 20
Centrales eléctricas _________________________________________________________ 20
Generación eléctrica ________________________________________________________ 22
Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica_________________________ 23
3.11.
MERCADO DE GNV Y GNC ________________________________________________ 23
3.12.
EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO __________________________________ 27
3.11.1.
3.11.2.
3.11.3.
3.11.4.
3.11.5.
3.11.6.
3.12.1.
3.12.2.
3.12.3.
ITF para instalaciones de GNV ___________________________________________________ 23
Estaciones de GNV con ITF ______________________________________________________ 24
Demanda de GNV _____________________________________________________________ 24
Número de vehículos a GNV_____________________________________________________ 25
Estaciones de gas natural comprimido (GNC) _______________________________________ 25
Unidades de transporte de GNC _________________________________________________ 26
Suministro de gas natural a la Planta Melchorita ____________________________________ 27
Embarques de gas natural licuado ________________________________________________ 27
Volumen de gas natural exportado _______________________________________________ 28
3.13.
INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO__________________ 29
3.14.
INVERSIONES Y PROYECTOS ______________________________________________ 32
3.13.1.
3.13.2.
3.13.3.
3.13.4.
3.13.5.
3.14.1.
3.14.2.
4.
Producto Bruto Interno ________________________________________________________ 29
Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos ________________________________ 29
Principales marcadores del precio de los hidrocarburos ______________________________ 30
Precio Henry Hub _____________________________________________________________ 30
Precios del gas natural vehicular y residencial ______________________________________ 31
a.
Comparación de precios de combustibles para uso vehicular ________________________ 31
b.
Precio gas natural residencial _________________________________________________ 32
Inversiones programadas para los próximos años ___________________________________ 32
Proyectos futuros _____________________________________________________________ 33
FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS ___________________ 34
4.1.
VOLUMEN _____________________________________________________________ 34
4.2.
ENERGIA ______________________________________________________________ 35
4.3.
PRESION ______________________________________________________________ 35
4.4.
EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL __________________________________ 36
4.5.
GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA ___________________________________ 37
ABREVIATURAS Y SIMBOLOGIA UTILIZADA
ABREVIATURA
DESCRIPCION
API
American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo)
ASME
American Society Mechanical Engineer (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos)
BEP
Barriles equivalentes de petróleo
MMBEP
Millones de barriles equivalentes de petróleo
BCF
Billones de pies cúbicos (EEUU: 10 pies cúbicos / España: 10 pies cúbicos)
BCFD
Billones americanos de pies cúbicos por día
BLS
Barriles
MBLS
Miles de barriles (10 barriles)
MMBLS
Millones de barriles (10 barriles)
BPD
Barriles por día
MBPD
Miles de barriles por día
MMBPD
Millones de barriles por día
BTU
British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica)
MMBTU
Millones de BTU
°C
Grados centígrados
C3
Propano
C 3+
Propano y más pesados
C4
Butanos
C 4+
Butanos y más pesados
C5
Pentanos
C 5+
Pentanos y más pesados
Coma (,)
Para separar miles
°F
Grados Fahrenheit
Gl
Galón: equivale a 3,78533 litros (Galón de los EEUU)
GLP
Gas licuado de petróleo
GN
Gas natural
GNC
Gas natural comprimido, gas natural que ha sido comprimido a una presión máxima de
25MPa (250 bar)
GNV
Gas natural vehicular
ITF
Informe técnico favorable
KW-Hr
Unidad de energía: 1,000 Watt-Hora
MW-Hr
10 Watts-Hr
9
12
3
6
6
ABREVIATURA
DESCRIPCION
LNG
Gas natural licuado: gas natural en estado líquido a temperatura a –160°C, lo que
permite reducir su volumen 600 veces para facilitar su almacenamiento y transporte.
LGN
Líquidos del gas natural
3
m
Metro cúbico
m STD
Metro cúbico estándar: un metro cúbico (m3) a 15ºC y a una presión absoluta de
1.013 mbar
MW
Mega Watts
NTP
Norma Técnica Peruana
PC
Pie cúbico
MPC
Miles de pies cubico
MPCD
Miles de pies cubico por día
MMPC
Millones de pies cúbico
MMPCD
Millones de pies cúbico por día
3
BCF
TCF
9
Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 10 pies cúbicos / Sistema Internacional:
12
10 pies cúbicos)
12
Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 10 pies cúbicos / Sistema
18
Internacional: 10 pies cúbicos)
TCFD
Trillones de pies cúbico por día
PSIA
Libras por pulgada cuadrada absoluta, Presión Absoluta (psia) = Presión manométrica
(psig) + Presión Atmosférica (14.7 psi)
Punto (.)
Para separar decimales
TEP
Tonelada equivalente de petróleo
MTEP
Miles de toneladas equivalentes de petróleo
MMTEP
Millones de Toneladas equivalentes de petróleo
TM
Toneladas métricas
Watts
Unidad de potencia
KW
1,000 Watts
MW
10 Watts
GW
10 Watts
6
9
1. INTRODUCCION
Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la Gerencia de
Fiscalización de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma mensual los indicadores más
relevantes de la industria de gas natural, los cuales serán presentados en el Boletín de
Indicadores del Gas Natural, cuya publicación presentamos en formato digital y está disponible
en la página web de OSINERGMIN.
2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL
El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998 se concentró en la zonas
de Talara donde básicamente el gas natural era usado para la generación eléctrica en las
operaciones petroleras y para uso residencial en los campamentos de explotación de la costa
norte. A partir de ese año se extendió a la selva central con el inicio de las operaciones del
proyecto Aguaytía, y por el lado de las labores de supervisión, estas eran desarrolladas por
OSINERGMIN a través de la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos.
Posteriormente en agosto del 2004 se inician las operaciones comerciales del Proyecto Camisea,
dando lugar a un creciente desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país, lo cual
impulsó a OSINERGMIN a replantear su organización, creando así en agosto del 2007 la Gerencia
de Fiscalización de Gas Natural, con la finalidad de atender la demanda de regulación y
supervisión de las actividades del gas natural en el país.
El desarrollo alcanzado por esta industria se ve reflejado en el costo de la explotación del gas
natural valorizada en 1,311.7 MMUS$ en el año 2012, 91 veces mayor que los 14.4 MMUS$ del
año 2002, además es importante mencionar que el Proyecto Camisea tiene una participación en
dicho costo con 95 %. Con satisfacción podemos afirmar que el rol supervisor ejercido por
OSINERGMIN ha contribuido a darle sostenibilidad al desarrollo de esta industria.
3. INDICADORES
3.1. MATRIZ ENERGETICA
3.1.1. Matriz Energética en el mundo
Durante las últimas cinco décadas, el petróleo viene comportándose como el mayor
proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente
pasando de una participación del 46.4% en el año 1971 al 33.1% correspondiente al año
2011. Con respecto al gas natural y la energía nuclear presentan una tendencia creciente
en la participación de la energía primaria tal como se muestra en el gráfico Nº 1. Sin
embargo el consumo del carbón se ha mantenido constante a lo largo de las cinco
décadas, manteniéndose como el segundo proveedor significativo de la energía primaria
con una participación aproximada del 28%.
5
100%
Hidroenergía
90%
80%
Gas Natural
Petróleo
Nuclear
Renovables
Carbón
5.4%
6.0%
6.2%
6.2%
6.5%
18.7%
19.9%
22.2%
23.4%
23.7%
46.4%
43.6%
38.7%
38.0%
33.1%
0.5%
2.9%
5.8%
0.4%
6.3%
0.6%
29.0%
27.7%
27.0%
25.5%
1971
1981
1991
2001
70%
60%
50%
40%
30%
4.9%
1.5%
20%
10%
0%
30.4%
2011
GRAFICO Nº 1. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO – ULTIMAS CINCO DECADAS
FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA
La evolución de la matriz energética mundial en la última década se muestra en el gráfico
Nº 2, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria;
sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 38.0%
en el año 2001 al 33.1% correspondiente al 2011. Con respecto a los otros sectores se
observa una tendencia estable a excepción del consumo del carbón, que presenta un
tendencia creciente, pasando de un participación del 25.5% en al año 2001 al 30.4% en el
año 2011.
100%
Hidroenergía
Gas Natural
Petróleo
Nuclear
Renovables
Carbón
6.2%
6.2%
6.0%
6.0%
6.1%
6.2%
6.1%
6.3%
6.5%
6.5%
6.5%
23.4%
23.6%
23.5%
23.2%
23.2%
23.1%
23.3%
23.7%
23.4%
23.8%
23.7%
38.0%
37.6%
37.1%
36.8%
36.2%
35.6%
35.2%
34.6%
34.4%
33.6%
33.1%
6.3%
6.3%
6.0%
5.8%
5.7%
5.5%
5.4%
5.4%
5.2%
4.9%
0.6%
0.7%
6.0%
25.5%
25.7%
26.8%
27.3%
27.9%
28.5%
29.0%
29.0%
29.1%
29.6%
30.4%
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
0.6%
0.7%
0.8%
0.8%
0.9%
1.1%
1.2%
1.3%
1.5%
20%
10%
0%
GRAFICO Nº 2. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO 2001 - 2011
FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA
El año 2011, de acuerdo a lo mostrado en el gráfico Nº 3, en Asia Pacífico el mayor
consumo se concentró en el carbón (2,553.2), en Europa y Eurasia en el gas natural (991.0
MMTEP), en Norte América en el petróleo (1,026.47 MMTEP), en Medio Oriente en el
petróleo (371.0 MMTEP) en Sur y Centro América en el petróleo (289.1MMTEP) y en
África también lo fue el petróleo (158.3 MMTEP).
6
GRAFICO Nº 3. CONSUMO DE ENERGIA EN EL MUNDO - AÑO 2011
FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA
5
3.1.2. Matriz Energética en el Perú
En nuestro país, el consumo de gas natural durante los años 71, 81 y 91 sólo representó
entre el 1.3% y 1.4% de la matriz energética. En las dos últimas décadas según se muestra
en el gráfico Nº 4, el gas natural creció del 3.2% al 29.8%, el primer crecimiento explicado
por el desarrollo de los proyectos Aguaytía el año 1997, y Camisea el año 2004.
MBEPD
Hidroenergía
100%
11.0%
1.3%
11.2%
1.3%
90%
Gas Natural
80%
Petróleo
16.6%
15.7%
1.4%
3.2%
Carbón
10.3%
29.8%
70%
60%
50%
83.2%
85.2%
40%
78.6%
76.8%
58.2%
30%
20%
10%
0%
4.3%
2.5%
3.4%
4.3%
1.7%
1971
1981
1991
2001
2011
GRAFICO Nº 4. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU – ULTIMAS CINCO DECADAS
FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA
En el gráfico Nº 5 se muestra como la participación del gas natural en la matriz energética
durante los últimos 10 años, ha pasado del 3% en el año 2001 al 30% en el 2011, se espera
que en los próximos años se mantenga esta tendencia, y que su participación sea tan alta
como 33%, al igual que el petróleo y las energías renovables.
Hidroenergía
MBEPD
100%
90%
80%
Gas Natural
16%
16%
17%
14%
14%
3%
4%
5%
7%
12%
Petróleo
Carbón
15%
14%
12%
12%
14%
18%
21%
21%
67%
63%
63%
63%
70%
11%
10%
28%
30%
58%
58%
60%
50%
40%
77%
75%
73%
73%
69%
30%
20%
10%
0%
4%
5%
6%
5%
5%
4%
5%
4%
4%
3%
2%
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
GRAFICO Nº 5. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU - 2001 AL 2011
FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA
5
Durante el 2011, el consumo de energía primaria en el Perú ascendió a 349.1 MBEPD, 9.3%
mayor al resultado del año 2010, donde el consumo de energía era de 319.5 MBEPD. La
participación del gas natural alcanzó el 30% del total de la demanda de energía nacional.
Gas Natural,
104.1, 30%
Petróleo, 203.1,
58%
Hidroenergía,
35.83, 10%
Carbón, 6.0, 2%
MBEPD
GRAFICO Nº 6. CONSUMO DE ENERGIA PRIMARIA - AÑO 2011
FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA
3.2. INFRAESTRUCTURA
El crecimiento de la infraestructura de producción, procesamiento, transporte y
distribución de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004
con el proyecto Camisea, al haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento
de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfactoriamente el rápido
desarrollo de la demanda.
3.2.1. Infraestructura de producción en Camisea
Pozos en el Lote 88: 14 Productores, 1 Productor – Reinyector, 3 Reinyectores.
LOCACIÓN
SAN MARTÍN 1
SAN MARTÍN 3
CASHIRIARI 1
CASHIRIARI 3
POZO
ESTADO
SAN MARTIN 1
Productor
SAN MARTIN 1001D
Productor
SAN MARTIN 1002D
Productor - Reinyector
SAN MARTIN 1003D-ST1
Productor
SAN MARTIN 1004D-ST1
Productor
SAN MARTIN 3-ST1
Reinyector
SAN MARTIN 1005
Reinyector
SAN MARTIN 1006
Reinyector
CR1-1R
Productor
CR1-1001D
Productor
CR1-1002D
Productor
CR1-1003D
Productor
CR1-1004D
Productor
CR3-ST2
Productor
CR3-1005D-ST1
Productor
CR3-1006D
Productor
CR3-1007D
Productor
CR3-1008D
Productor
CUADRO Nº 1. POZOS DEL LOTE 88
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
6
Pozos en el Lote 56: 5 Productores, 2 Productor – Reinyector.
LOCACIÓN
PAGORENI A
PAGORENI B
MIPAYA
POZO
ESTADO
PAG 1004D
Productor - Reinyector
PAG 1005D
Productor - Reinyector
PAG 1006D
Productor
PAG 1007D
Productor
PAG 1001D
Productor
PAG 1002D-ST1
Productor
PAG 1003D-ST1
Productor
MIP-1002-XD
Productor ( en construcción)
CUADRO Nº 2. POZOS DEL LOTE 56
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución
En el Cuadro Nº 3 se puede apreciar el continuo crecimiento de la infraestructura de
procesamiento, transporte y distribución de gas natural durante el periodo 2004-2013, lo
cual ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda tanto de
gas natural como de los líquidos de gas natural.
INFRAESTRUCTURA
2004 2005 2006 2007 2008
2009
2010
2011
2012
2103
PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL (MMPCD)
MALVINAS
440
440
440
440 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160
AGUAYTIA
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
GMP
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
314
314
380
450
530
610
610
DUCTO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (MMPCD)
TGP
314
314
314
DUCTO DE TRANSPORTE DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL (MBPD)
TGP
50
50
50
50
70
85
88
88
110
110
255
255
255
255
255
255
255
255
DUCTO DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL (MMPCD)
GNLC
255
255
PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE LGN (MBPD)
PISCO - CAMISEA
50
50
50
50
85
85
85
85
85
120
PUCALLPA - AGUAYTIA
4.4
4.4
4.4
4.4
4.4
4.4
4.4
4.4
4.4
4.4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
2
2
2
2
2
2
VERDUN-GRAÑA Y MONTERO
PROCESADORA DE GAS PARIÑAS
-
CUADRO Nº 3. INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL
FUENTE: PROPIA - MINEM. ELABORACION PROPIA
En el Cuadro Nº 4 se muestra la infraestructura de las refinerías de petróleos para el
periodo 2004 - 2013, donde se observa que el crecimiento de la infraestructura de
procesamiento y almacenamiento de crudo y derivados, prácticamente ha permanecido
constantes durante el periodo ocasionando que las refinerías mantengan un nivel de
configuración de procesamiento por debajo de los estándares internacionales, con alto
volumen de procesamiento de fondos (residuales) de bajo valor. En contra parte esta falta
de crecimiento de la capacidad de refinación se ha visto compensada por el incremento
de la capacidad de fraccionamiento de LGN, que desde el 2004 al 2013 ha pasado de 57.4
a 124.4 MBPD.
7
INFRAESTRUCTURA
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
REFINERIA DE PETROLEO (MBPD)
SHIVIYACU - PLUSPETROL
5.2
5.2
5.2
5.2
5.2
5.2
5.2
5.2
5.2
5.2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
3.25
3.25
3.25
3.25
3.25
3.25
3.25
3.25
3.25
3.25
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
PAMPILLA - REPSOL
102
102
102
102
102
110
110
110
110
110
TOTAL REFINERIAS PETROLEO
205
205
205
205
205
213
213
213
213
213
TOTAL PLANTAS FRACCIONAMIENTO
57.4
59.4
59.4
59.4
94.4
94.4
94.4
94.4
94.4 129.4
EL MILAGRO - PETROPERU
PUCALLPA - MAPLE
IQUITOS - PETROPERU
CONCHAN - PETROPERU
TALARA - PETROPERU
CUADRO Nº 4. INFRAESTRUCTURA DE REFINERIAS DE PETROLEO
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
3.3. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL
3.3.1. Reservas de gas natural
La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden a 12.70 TCF, de las cuales, las
reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 89%, ver cuadro Nº 5 y
gráfico Nº 7.
AREA
Costa Norte
2001
0.17
2002
0.16
2003
0.19
2004
0.20
2005
0.21
2006
0.21
2007
0.20
2008
0.33
2009
0.25
2010
0.24
2011
0.91
Zócalo
0.17
0.18
0.18
0.18
0.29
0.29
0.28
0.66
0.35
0.29
0.29
Selva Central
0.28
0.27
0.25
0.24
0.22
0.21
0.19
0.17
0.22
0.21
0.21
Selva Sur
8.11
8.11
8.11
10.87
11.20
11.15
11.15
11.04
11.18
11.72
11.29
Total
8.73
8.72 8.72 11.49 11.93 11.84 11.82 12.20 12.00
CUADRO Nº 5. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL – TCF
12.46
12.70
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
TCF
14
12
10
8.7
8.7
8.7
2001
2002
2003
11.5
11.9
11.8
11.8
12.2
12.0
12.5
12.7
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
8
6
4
2
0
GRAFICO Nº 7. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL NIVEL PAIS
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
La reservas probadas de gas natural en el país, actualmente representan el 44% de las
suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 8.
8
RESERVAS POSIBLES
100%
RESERVAS PROBABLES
RESERVAS PROBADAS
90%
80%
37% 40%
44%
44%
44%
44%
44%
26%
38%
38%
38%
41%
22%
23%
23%
20%
43%
47%
70%
60%
50% 25%
27%
40%
26%
26%
26%
26%
30%
30%
30%
30%
17%
30%
31%
24%
30%
20% 38%
33%
10%
39%
39%
40%
39%
44%
39%
29%
27%
0%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
2009 2010 2011
GRAFICO Nº 8. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
3.3.2. Reservas de líquidos de gas natural
La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden en la actualidad a 627 MMBLS,
de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 98%, ver
cuadro Nº 6 y gráfico Nº 9.
AREA
Zócalo
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
-
-
-
-
-
-
-
-
13.3
6.6
6.7
Selva Central
13.3
12.3
10.5
9.1
7.7
6.5
5.4
4.4
6.8
6.5
8.2
Selva Sur
566.5 566.5 566.5 708.9 687.7 675.0 668.7 653.8 611.6 644.9 612.1
Total
579.8 578.8 577.0 718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0
CUADRO Nº 6. FUENTE MINEM: RESERVAS PROBADAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL – MMBLS
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
MMBLS
800
600
718.0
579.8
578.8
695.4
681.5
674.1
658.2
577.0
631.7
658.0
627.0
2009
2010
2011
400
200
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
GRAFICO Nº 9. RESERVAS PROBADASDE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL A NIVEL PAIS
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
Actualmente las reservas probadas de líquidos de gas natural en el país, representan el 40%
de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 10.
9
RESERVAS POSIBLES
100%
90%
80%
32%
RESERVAS PROBABLES
34%
34%
33%
33%
33%
25%
25%
25%
25%
25%
34%
28%
15%
21%
RESERVAS PROBADAS
28%
28%
29%
38%
70%
60%
50%
23%
22%
22%
22%
20%
33%
34%
40%
30%
45% 42%
42%
42%
42%
42%
2000
2001
2002
2003
51%
51%
50%
50%
1999
2004
2005
2006
2007
25%
49%
10%
0%
1998
27%
48%
2008
40%
28%
28%
2009
2010 2011
GRAFICO Nº 10. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
3.4. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL
3.4.1. Producción de gas natural
En el gráfico Nº 11 se muestra la evolución de la producción de gas natural en el país.
Durante el año 2012, la producción del proyecto Camisea (Lotes 56 y 88) representó el
94.7 % del total producido, tal como se puede observar las cifras mostradas en el cuadro
Nº 7.
MMPC
450,000
COSTA NORTE Y ZOCALO
400,000
PLUSPETROL CORP. 88
PLUSPETROL CORP. 56
350,000
AGUAYTIA 31C
300,000
250,000
200,000
COSTA NORTE Y
ZOCALO
150,000
100,000
PLUSPETROL CORP.
88
50,000
PLUSPETROL CORP.
56
AGUAYTIA 31C
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción del mes de enero
GRAFICO Nº 11. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE GAS NATURAL
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
10
2011
2012
2013
COMPAÑIA
ZONA
COSTA
NORTE
LOTE
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
GMP
I
120.6
181.1
217.8
788.4
941.1
1,024.5
1,449.9
1,750.7
1,709.3
1,648.8
1,671.1
1,750.5
PET. MONTERRICO
II
0.0
62.3
329.1
347.5
SAPET
PEREZ COMPANC /
PETROBRAS
OLIMPIC
VI/VII
1,210.0
1,232.1
1,436.3
1,513.6
1,176.6
969.0
751.2
719.8
457.9
787.4
930.4
1,100.7
X
2,953.2
2,322.0
2,570.9
3,070.5
3,664.0
3,701.0
3,689.5
3,983.0
3,885.8
4,452.7
4,948.6
3,876.3
225.6
860.2
645.0
417.9
438.8
440.9
346.4
206.0
229.5
342.1
1,077.0
4,283.8
3,960.8
5,085.2
6,017.5
6,199.8
6,133.4
6,331.6
6,799.8
6,258.9
7,180.7
8,221.4
8,151.9
3,344.4
2,786.0
3,473.0
4,082.1
3,720.9
5,155.1
5,133.2
5,159.4
4,015.2
4,126.5
4,038.8
3,043.9
3,344.4
2,786.0
3,473.0
4,082.1
3,720.9
5,155.1
5,133.2
5,159.4
4,015.2
4,126.5
4,038.8
3,043.9
7,628.2
6,746.8
8,558.2
10,099.6
9,920.7
11,288.5
11,464.8
11,959.2
10,274.1
11,307.2
12,260.2
11,195.8
7,032.8 28,440.8
37,583.9
69,006.0
93,090.3
99,722.9
135,672.8 167,131.4 182,113.3
93,090.3
99,722.9
98,642.3 215,210.7 214,298.0
XIII
TOTAL COSTA
ZOCALO
PETROTECH
Z-2B
TOTAL ZOCALO
TOTAL COSTA NORTE Y ZOCALO
SELVA
SUR
SELVA
CENTRO
PLUSPETROL CORP.
88
PLUSPETROL CORP.
56
AGUAYTIA
31 C
TOTAL ZONA SELVA
TOTAL
MMPCD
5,448.4
8,851.8
9,924.8
13,223.2 15,205.5
13,818.7
14,014.7
14,906.2
12,684.0
5,448.4
8,851.8
9,924.8
20,256.0 43,646.3
51,402.6
83,020.7
107,996.5
112,406.9
244,302.0 388,909.3 407,598.9
13,076.5
15,598.6
18,483.0
30,355.7 53,567.1
62,691.1
94,485.5
119,955.7
122,681.0
255,609.2 401,169.4 418,794.7
35.8
42.7
50.6
83.2
146.8
171.8
258.9
CUADRO Nº 7. PRODUCCION DE GAS NATURAL A NIVEL PAIS - MMPC
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
11
328.6
336.1
9,987.0
700.3
6,567.2
1,099.1
11,187.6
1,144.2
Respecto a los volúmenes de gas exportado, podemos indicar que en febrero del 2013 se
alcanzó en promedio 618 MMPCD de los 1,073 MMPCD producidos en Camisea. Por otro
lado el volumen acumulado de gas natural exportado al presente mes es equivalente a
0.55 TCF, lo cual representa el 65.2 % del total producido por Camisea, ver gráfico Nº 12.
Volumen acumulado de GN para el mercado interno
TCF
Volumen acumulado de GN exportado
1
0.84
0.82
0.8
0.64
0.6
0.34
0.4
0.55
0.51
0.48
0.30
0.24
0.15
0.2
0.04
0.01
0
2004
2005
0.09
0.08
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
feb-13
GRAFICO Nº 12. GAS NATURAL PARA CONSUMO INTERNO Y EXPORTACION – PROYECTO CAMISEA
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.4.2. Producción de líquidos de gas natural
En el cuadro Nº 8 y gráfico Nº 13, se muestra la evolución de la producción de LGN en el
país desde el año 2001 al 2012, las cuales pasaron de 3.89 a 83.33 MBPD.
EMPRESA
LOTE
2001 2002 2003 2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
AGUAYTIA
31 C
3.96
4.09
4.03
3.90
3.70
3.33
3.00
2.67
2.67
2.50
2.46
2.67
88
---
---
---
10.32 32.14 34.68 33.76 30.77 36.59 47.38 44.51 45.82
56
---
---
---
---
---
---
---
Z-2B
---
---
---
---
---
---
---
MBPD 3.96
4.09
4.03 14.22 35.84 38.01 36.76 43.45 74.25 84.47 83.16 86.33
PLUSPETROL
PETROTECH
TOTAL
10.02 34.44 33.39 35.00 36.56
---
0.56
1.20
CUADRO Nº 8. PRODUCCION DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL - MBPD
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
12
1.19
1.27
MBPD
45000
SAVIA Z-2B
AGUAYTIA 31 C
PLUSPETROL CORP. 88
PLUSPETROL CORP. 56
40000
35000
SAVIA Z-2B
30000
25000
20000
15000
AGUAYTIA 31 C
10000
PLUSPETROL CORP.
88
5000
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
PLUSPETROL CORP.
56
2010
2011
2012
2013
Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción del mes de enero
GRAFICO Nº 13. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL DE
CAMISEA
En el mes de febrero del 2013 el factor de procesamiento de la Planta Malvinas fue de
105 %, habiendo procesado un volumen promedio de gas natural de 1,094 MMPCD para
el Lote 88 y un volumen de 671 MMPCD para el Lote 56, lo cual representa un incremento
en el consumo de gas natural del 71 % para el Lote 88 y una disminución del 3 % en el
consumo del Lote 56 respecto del mismo mes del año 2012.
MMPCD
1,800
1.07
1,600
1.07
1.05
0.97
0.72
436.2
800
560.3
635.0
416.7
362.1
600
1045.5
400
0
1.02
670.5
0.85
1,000
200
1.02
0.92
1,400
1,200
1.12
315.9
2004
426.7
472.7
472.2
445.8
2005
2006
2007
2008
LOTE 56
LOTE 88
785.9
735.0
748.0
2010
2011
2012
564.6
2009
Indice de Producción Planta Malvinas
(*)Volumen promedio de GN procesado enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 14. GAS PROCESADO EN PLANTA MALVINAS
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
13
2013 (*)
Por otro lado, la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco en febrero 2013, alcanzó un
factor de procesamiento de 87 %, llegando a procesar en promedio 104.9 MBPD, cuyo
valor representa un incremento del 35 % respecto al mismo mes del año 2012.
MBPD
0.99
0.92
100
80
0.95
0.96
0.94
0.83
0.83
0.85
0.87
37.95
0.66
34.83
36.78
47.3
44.62
46.08
2010
2011
2012
33.4
60
34.4
29.8
40
64.25
20
23.0
0
2004
32.3
34.8
33.7
30.6
2005
2006
2007
2008
LOTE 56
36.5
2009
LOTE 88
2013 (*)
Indice de Producción
(*)Volumen promedio de LGN procesado enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 15. LGN PROCESADO EN LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL
3.6.1. Transporte gas natural
El volumen promedio diario de gas natural transportado por TGP durante febrero del
2013 para el mercado interno fue de 451 MMPCD y para la exportación 618 MMPCD.
Asimismo tal como se muestra en el gráfico Nº 16, el indicador de utilización del ducto
promedio del mes es 0.94 % de la capacidad del sistema de transporte.
MMPCD
1,600
1.00
1.00
0.91
0.85
0.74
618
451
571.0
0.69
387.3
575.8
800
600
0.87
0.74
0.94
621
1,200
1,000
0.89
422
1,400
484.3
448.5
200
368.1
400
0
2010
2011
Volumen Transportado para Planta Melchorita
Máximo Volumen Transportado en el mes
2012
ene-13
feb-13
Volumen Transportado Sistema Malvinas - Lurín
Indicador de Uso del ducto TGP - Contrato BOOT
GRAFICO Nº 16. VOLUMENES PROMEDIO TRANSPORTADOS GAS NATURAL
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
14
En el gráfico Nº 17, se muestra la evolución del volumen de gas natural transportado por
TGP tanto para el mercado interno (Contrato BOOT) como para la exportación (Planta
Melchorita).
MMPCD
1,200
Volumen Entregado Total
Planta Melchorita
B.O.O.T
1,000
800
600
400
200
feb-13
sep-12
abr-12
nov-11
jun-11
feb-11
sep-10
abr-10
nov-09
jun-09
ene-09
sep-08
abr-08
nov-07
jun-07
ene-07
ago-06
abr-06
nov-05
jun-05
ene-05
ago-04
-
GRAFICO Nº 17. VOLUMEN DIARIO DE GAS NATURAL ENTREGADO POR TGP
FUENTE: TGP. ELABORACION PROPIA
3.6.2. Transporte líquidos de gas natural
En febrero del 2013, el promedio transportado alcanzó los 105.6 MBPD, presentando un
incremento del 36 % en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo
mes del año 2012, tal como se muestra en el gráfico Nº 18.
MBPD
120
0.94
0.65
80
60
0.82
0.84
100
0.69
0.93
0.90
0.67
0.48
0.46
102.4
40
71.0
20
22.9
0
2004
32.3
34.7
33.7
2005
2006
2007
80.7
79.5
82.3
2010
2011
2012
40.5
2008
Volumen de LGN Transportado (MBPD)
2009
(*)Volumen promedio transportado de LGN enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 18. VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
15
2013 (*)
Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG)
3.7. DISTRIBUCION DE GAS NATURAL
3.7.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores
En el gráfico Nº 19, se presenta la evolución del consumo de gas natural de Camisea por
sectores, desde el inicio de la operación en agosto de 2004 al mes de febrero de 2013. En
este mes el consumo fue de 450 MMPCD, presentando una disminución en el consumo
del 4 % con respecto al mismo mes del año 2012, ver gráfico N° 20, distribuido por
sectores.
MMPCD
Generadores Eléctricos
Industriales
GNV
Residenciales y Comerciales
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
ago-04
nov-04
feb-05
may-05
ago-05
nov-05
feb-06
may-06
ago-06
nov-06
feb-07
may-07
ago-07
nov-07
feb-08
may-08
ago-08
nov-08
feb-09
may-09
ago-09
nov-09
feb-10
may-10
ago-10
nov-10
feb-11
may-11
ago-11
nov-11
feb-12
may-12
ago-12
nov-12
feb-13
0
GRAFICO Nº 19. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL PROVENIENTE DE CAMISEA
FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA
Generadores
Eléctricos
272.83
60.6%
Industriales
116.05
25.8%
Residenciales y
Comerciales
3.11
0.7%
GNV
58.36
13.0%
MMPCD
GRAFICO Nº 20. DEMANDA PROMEDIO DE GAS NATURAL DE CAMISEA EN EL MES DE FEBRERO 2013
FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA
16
3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL
3.8.1. Sistema de distribución de gas natural
a. Redes de distribución en Lima y Callao
En febrero de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de gas
natural en Lima y Callao es de 2,555 km, mostrando un crecimiento del 38 % respecto
al mismo mes del año 2012, de los cuales 360 km corresponden a redes de acero y
2,195 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según se
muestra en el gráfico Nº 21.
Km
2800
Polietileno
Acero
2,468
2,555
2400
2000
1,741
1600
1,273
1200
400
0
433
963
655
541
357
446
2,195
1,403
906
800
2,109
639
220
78
142
275
158
184
209
267
310
338
359
360
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
feb-13
GRAFICO Nº 21. REDES DE GAS NATURAL EN LIMA Y CALLAO
FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
b. Redes de distribución en Ica
En febrero de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de Ica es de
233.7 km, de los cuales 88.6 km corresponden a redes de acero y 145.1 km
corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según el gráfico Nº 22.
Km
360
320
Polietileno
340.4
Acero
281.9
280
128.8
200
94.1
120
40
0
151.8
110.4
160
80
170.1
145.1
240
74.5
74.5
jun-12
74.7
74.7
3.2
jul-12
145.1
110.4
83.0
83
128.8
94.1
18.7
37.0
ago-12
sep-12
60.8
76.7
88.6
oct-12
nov-12
dic-12
GRAFICO Nº 22. REDES DE GAS NATURAL EN ICA
FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA
17
130.1
ene-13
170.3
feb-13
3.8.2. Registro de instaladores
El registro de instaladores de gas natural, al mes de febrero de 2013 cuenta con 357
instaladores registrados, de los cuales 264 son personas naturales y 93 son personas
jurídicas según lo mostrado en el gráfico Nº 23.
141
121
Persona Natural
Persona Jurídica
4
2
IG1
88
1
IG2
IG3
GRAFICO Nº 23. INSTALADORES CERTIFICADOS
FUENTE: PROPIA
3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias
a. Sistema de Distribución de Lima y Callao
El número de instalaciones internas habilitadas de gas natural en Lima y Callao,
asciende al mes de febrero a 96,970 usuarios, presentando un crecimiento del 74 %
respecto al mismo mes del año 2012, de los cuales 443 son usuarios con instalaciones
industriales y 96,527 son usuarios con instalaciones residenciales y comerciales, la
evolución del número de usuarios del Sistema de Distribución de Lima y Callao se
muestra en el gráfico Nº 24.
N° Consumidores Conectados
100,000
90,000
91,232
437
Industriales
Residenciales y Comerciales
96,970
443
80,000
70,000
55,528
395
60,000
50,000
90,795
40,000
28,580
354
30,000
20,000
10,000
0
1,788
71
1,717
5,270
155
5,115
6,982
218
6,764
10,102
266
9,836
16,868
324
96,527
55,133
28,226
16,544
GRAFICO Nº 24. CONSUMIDORES HABILITADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION LIMA Y CALLAO
FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
18
c. Sistema de Distribución de Ica
Para febrero del 2013 se tiene 1,845 instalaciones internas habilitadas como se
muestra en el gráfico Nº 25.
N° Instalaciones
2,000
1,746
1,800
1,845
1,600
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
4
2011
2012
ene-13
feb-13
GRAFICO Nº 25. CONEXIONES DOMICILIARIAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION ICA
FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA
3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial
El consumo promedio de gas natural, para el sector Residencial y Comercial, proveniente
de Camisea, se presenta en el gráfico Nº 26, en febrero de 2013 llegó a los 3.1 MMPCD, lo
cual representa el 0.7 % del consumo total, representando además un aumento del 24 %
respecto al mismo mes del año 2012.
MMMPCD
3.25
3.5
2.97
3.0
2.5
2.02
2.0
1.5
1.170
1.0
0.5
0.0
1.305
1.325
2009
2010
0.577
0.003
0.020
2004
2005
0.235
2006
2007
2008
2011
(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 26. DEMANDA DE GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL
FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
19
2012
2013 (*)
3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL
En el gráfico Nº 27, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para
el sector industrial, proveniente de Camisea, en febrero de 2013 fue de 116 MMPCD, lo
cual representa el 26 % del consumo total, representando un aumento del 2 % respecto
al mismo mes del año 2012.
MMPCD
120
75.2
80
112.9
2011
2012
2013 (*)
80.4
60.4
60
40.3
40
0
111.5
92.5
100
20
108.8
15.1
2004
20.0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 27. DEMANDA DE GAS NATURAL INDUSTRIAL
FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
3.10.
GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELECTRICO
3.10.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica
a. Centrales eléctricas
En los cuadros del Nº 9 al 13 se presenta el listado de las centrales eléctricas
integradas al COES. Según lo mostrado en el gráfico Nº 28, la producción total de
energía eléctrica por parte de la unidades asociadas al COES-SINAC, según la
participación del recurso energético, se observa que el 55.4 % es con fuente hídrica y
el 41.6 % se generó con gas natural.
CUADRO Nº 9. CENTRALES TERMICAS A DIESEL
Empresa
EGASA
EGENOR
Central
Potencia Efectiva (MW)
C.T. CHILINA
15.8
C.T. CHIMBOTE
20.2
C.T. PIURA
3
ELECTROPERÚ C.T. EMERGENCIA TRUJILLO
62.1
ENERSUR
SAN GABÁN
SHOUGESA
C.T. ILO1
68.9
C.T. BELLAVISTA
3.5
C.T. TAPARACHI
4.3
C.T. SAN NICOLÁS
1.2
TOTAL
20
179.1
CUADRO Nº 10. CENTRALES HIDRAULICAS
Empresa
Central
Potencia Efectiva (MW)
AYEPSA
C.H. PÍAS
CELEPSA
C.H. PLATANAL
217.4
C.H. CHIMAY
150.9
CHINANGO
CORONA
EDEGEL
EGASA
EGEMSA
C.H. YANANGO
42.6
C.H. HUANCHOR
19.7
C.H. CALLAHUANCA
80.4
C.H. HUAMPANI
30.2
C.H. HUINCO
247.3
C.H. MATUCANA
128.5
C.H. MOYOPAMPA
66.1
C.H. CHARCANI I
1.8
C.H. CHARCANI II
0.6
C.H. CHARCANI III
4.5
C.H. CHARCANI IV
15.3
C.H. CHARCANI V
144.6
C.H. CHARCANI VI
8.9
C.H. MACHUPICCHU
88.9
C.H. CAÑA BRAVA
EGENOR
ELECTROPERÚ
5.7
C.H. CAÑON DEL PATO
263.6
C.H. CARHUAQUERO
95.1
C.H. CARHUAQUERO IV
EGESUR
6.3
C.H. ARICOTA I
10
22.5
C.H. ARICOTA II
12.4
C.H. MANTARO
670.6
C.H. RESTITUCION
215.4
ENERSUR
C.H. YUNCAN
136.8
GEPSA
C.H. LA JOYA
MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR
SAN GABÁN
SANTA CRUZ
SANTA ROSA
SINERSA
SN POWER
C.H. SAN GABAN II
C.H. SANTA CRUZ
9.6
3.5
113.1
7
C.H. SANTA CRUZ II
7.4
C.H. PURMACANA
1.8
C.H. POECHOS II
10
C.H. CAHUA
43.1
C.H. GALLITO CIEGO
38.1
C.H. MALPASO
48
C.H. OROYA
9.5
C.H. PACHACHACA
9.7
C.H. PARIAC
5
C.H. YAUPI
112.8
C.H. HUAYLLACHO
0.2
C.H. MISAPUQUIO
3.8
C.H. SAN ANTONIO
0.6
C.H. SAN IGNACIO
TOTAL
0.4
3,109.50
CUADRO Nº 11. CENTRALES TERMICAS A CARBON, BAGAZO Y BIOCOMBUSTIBLES
Recurso Energético
Bagazo
Carbón
Biogás
Empresa
AIPSAA
ENERSUR
PETRAMAS
TOTAL
21
Central
C.T. PARAMONGA
C.T. ILO2
C.TB. HUAYCOLORO
Potencia Efectiva (MW)
20.0
140.6
3.2
163.8
CUADRO Nº 12. CENTRALES TERMICAS A RESIDUAL
Empresa
Central
C.T. CHILINA
EGASA
EGENOR
29.8
C.T. CHICLAYO OESTE
19.6
C.T. PIURA
C.T. ILO1
SHOUGESA
26.5
C.T. MOLLENDO
ELECTROPERÚ C.T. TUMBES
ENERSUR
Potencia Efectiva (MW)
C.T. SAN NICOLÁS
TOTAL
24.8
16.3
151.8
61.7
330.6
CUADRO Nº 13. CENTRALES TERMICAS A GAS NATURAL
Empresa
Central
Potencia Efectiva (MW)
C.T. SANTA ROSA
428.8
C.T. VENTANILLA
492.7
EEPSA
C.T. MALACAS
130.8
EGASA
C.T. PISCO
68.9
C.T. LAS FLORES
198.4
22.9
EDEGEL
EGENOR
EGESUR
C.T. INDEPENDENCIA
ENERSUR
C.T. CHILCA
536
KALLPA
C.T. KALLPA
577.7
SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO
TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA
TOTAL
Hidráulica
18,821
55.4%
29.4
175.4
2,661.30
Gas Natural
14,109
41.6%
Solar
42
0.1%
Biogás
58
0.2%
Bagazo
85
0.3%
Diesel
185
0.5%
Carbón
492
1.4%
Residual
165
0.5%
GW.h
GRAFICO Nº 28. PRODUCCION ELECTRICA POR FUENTE DE ENERGIA - 2012
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
b. Generación eléctrica
En el gráfico Nº 29, se muestra la evolución de la generación eléctrica, donde
podemos apreciar que la generación térmica ha crecido sostenidamente desde 3.2
miles de GW.h el año 2001 hasta 19 miles GW.h en el 2012. La producción de energía
eléctrica del 2012 ha crecido en un 5.3 % en comparación con el año anterior.
22
Miles GW.H
45
Térmica
Hidráulica
40
35
30
25
20
25.5
24.3
20.8
22.0
22.9
3.2
3.9
4.4
6.7
7.5
17.6
18.0
18.5
17.5
18.0
2001
2002
2003
2004
2005
27.4
29.9
32.5
32.9
41.0
38.9
35.9
15.9
17.0
18.9
10.4
13.4
13.0
19.6
19.5
19.1
19.9
20.1
21.9
22.0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
7.8
15
10
5
0
GRAFICO Nº 29. PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA
FUENTE: MINEM – DGE. ELABORACION PROPIA
3.10.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica
En el gráfico Nº 30, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para
el sector eléctrico proveniente de Camisea, en febrero de 2013 fue de 273 MMPCD, lo
cual representa el 60.6 % del consumo total, representando una disminución del 9 %
respecto al mismo mes del año 2012.
MMPCD
280.7
300
200
150
167.8
173.4
2008
2009
125.3
100
0
261.6
240.5
250
50
296.8
60.4
64.9
2005
2006
31.5
2004
2007
2010
2011
2012
2013 (*)
(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 30. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELECTRICO
3.11.
FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
MERCADO DE GNV Y GNC
3.11.1. ITF para instalaciones de GNV
A febrero del 2013 el Tiempo de Atención promedio para la emisión de documentos de
autorización de instalación de Estaciones de GNV ha sido de 9.91 días hábiles (ver
gráfico Nº 31), presentando una mejora en el tiempo de atención al usuario del 2 % en
23
relación al número de días de atención respecto al año 2012, encontrándose por debajo
del límite de los 15 días hábiles.
Días Hábiles/ Intervención
15
13.66
12.99
12.47
12
11.36
10.84
10.08
9.91
2012
2013 (*)
9
6
3
0
2007
2008
2009
2010
2011
(*)Tiempo de Atención promedio enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 31. DIAS DE ATENCION DE SOLICITUDES DE ITF PARA GASOCENTROS
FUENTE: PROPIA
3.11.2. Estaciones de GNV con ITF
De acuerdo con el gráfico Nº 32, a febrero del 2013 se cuenta con 209 estaciones de
GNV en operación, mostrando un crecimiento del 15 % respecto al mismo mes del año
2012; 22 estaciones con ITF aprobado que se encuentran en construcción, 84 proyectos
de estaciones con ITF aprobados y habilitadas para inicio de obras, y 16 proyectos de
estaciones en proceso de trámite para la obtención del ITF.
N° Estaciones de GNV
250
200
EE.SS. operativos
EE.SS. con ITF (no inicia construcción)
EE.SS. con ITF (en construcción)
Total Pendientes en Trámite ITF
209
205
178
139
150
100
50
0
73
55
4 13 3 25 22402215
2528
Dic 06
Dic 07
95
84
95
3724
3329
Dic 08
Dic 09
Dic 10
92
84
25
23
27 10
Dic 11
Dic 12
84
16
22
feb-13
GRAFICO Nº 32. NUMERO DE ESTACIONES DE GNV CON ITF
3.11.3. Demanda de GNV
FUENTE: PROPIA
En febrero de 2013 se alcanzó un consumo promedio diario de 58 MMPCD, que
representa un 13 % del consumo total, representando además un aumento en el
consumo del 7 % respecto al mismo mes del año 2012. Ver el gráfico Nº 33.
24
MMPCD
60
59.63
55.66
50
44.18
40
33.58
30
24.06
20
15.22
10
5.09
0.68
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013 (*)
(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 33. DEMANDA DE GAS NATURAL VEHICULAR – MMPCD
FUENTE: COFIDE. ELABORACION PROPIA
3.11.4. Número de vehículos a GNV
El registro de vehículos a GNV según las cifras mostradas en el gráfico Nº 34 a febrero
2013, asciende a 154,672 unidades activas, mostrando un crecimiento del 19% en
comparación con el mismo mes del año 2012, las cuales son abastecidas por las 209
estaciones de GNV, además se cuenta con 202 talleres de conversión a GNV.
N° de Vehículos a GNV
160,000
140,000
151,781
154,672
2012
feb-13
126,519
120,000
103,712
100,000
81,029
80,000
54,829
60,000
40,000
20,000
0
23,958
5,489
2006
2007
2008
2009
2010
2011
GRAFICO Nº 34. VEHICULOS A GNV
FUENTE: CAMARA PERUANA DE GNV. ELABORACION PROPIA
3.11.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC)
Desde el año 2010, se viene desarrollando el concepto de gasoductos virtuales mediante
el transporte y comercialización de Gas Natural Comprimido (GNC) en zonas donde aún
no es posible llegar con los ductos de transporte y distribución de gas natural.
Actualmente esta actividad se ha expandido al norte del país, en Chiclayo y Piura donde
25
ya se ha iniciado el abastecimiento de GNC a estaciones de GNV y plantas industriales.
En el gráfico Nº 35 se muestra que a diciembre 2012 se cuenta con 43 Estaciones de
GNC, de las cuales 12 son de descompresión, 17 de Trasvase, 3 de Carga y 3 de
Compresión.
N° de Estaciones
Estación de Compresión
Estación de Carga de GNC
Estación de Trasvase
Estación de Descompresión
45
40
35
3
5
6
30
5
25
19
2
20
15
15
5
0
10
1
5
6
6
1
9
ITF en Trámite
Con ITF
0
16
6
En Construcción
En Operación
GRAFICO Nº 35. ESTRUCTURA DEL GASODUCTO – DICIEMBRE 2012
FUENTE: PROPIA
3.11.6. Unidades de transporte de GNC
En lo que respecta a las unidades de transporte de GNC, a diciembre del presente año, el
mercado nacional cuenta con 108 semirremolques de GNC autorizados, siendo 842 el
número de las posibles combinaciones entre tractos y semi-remolques autorizados. En el
gráfico Nº 36 se muestra en número de semirremolques autorizados por empresa.
Semi-remolques autorizados
44
45
40
35
30
29
25
20
16
15
9
10
5
0
2
ENERGY GAS NEOGAS PERU
DEL PERU SAC
SA
GNC ENERGIA
PERU SAC
2
SERVOSA
LOGISTICA
(GASCOP)
TRANSPORTES
GUAPO LINDO
SRL
1
GRIFOS
ESPINOZA SA
INVERSIONES
SATELITE SAC
GRAFICO Nº 36. SEMI-REMOLQUES AUTORIZADOS – DICIEMBRE 2012
FUENTE: PROPIA
26
5
GTM DEL
PERU
3.12.
EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO
3.12.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita
En el gráfico Nº 37, se muestra los volúmenes de gas natural suministrado a la Planta
Melchorita para la producción de gas natural licuado, teniendo un volumen promedio de
618 MMPCD para febrero 2013.
MMPCD
700
576
571
2011
2012
600
500
621
618
ene-13
feb-13
439
400
300
200
100
0
2010
GRAFICO Nº 37. GAS NATURAL PARA PLANTA MELCHORITA
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.12.2. Embarques de gas natural licuado
A febrero del 2013, se han realizado 141 embarques para exportación del GNL, en el
gráfico Nº 38 se muestra el número de embarques realizados por mes, en promedio en
el último año se tiene 4.5 embarques por mes.
Nº de Embarques
60
55
54
50
40
30
23
20
10
0
2010
2011
2012
5
4
ene-13
feb-13
GRAFICO Nº 38. NUMERO DE EMBARQUES PARA EXPORTACION
FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA
Respecto a los puntos de destino debemos indicar que 25 embarques, es decir el 18 % del
total de los 141 embarques, han tenido como destino México. En el gráfico Nº 39
27
podemos apreciar los otros destinos para el GNL exportado de la Planta Melchorita: Asia,
Europa, Norteamérica y América del Sur.
Asia
46
33%
Europa
57
40%
Norte América
11
8%
México
25
18%
América del Sur
2
1%
GRAFICO Nº 39. NUMERO DE EMBARQUES SEGUN REGION DE DESTINO – FEBRERO 2013
FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA
3.12.3. Volumen de gas natural exportado
En el gráfico Nº 40, se muestra volumen de gas natural exportado en forma mensual y el
volumen acumulado, habiéndose registrado para este año al mes de febrero del 2013 un
volumen acumulado de 35.3 MMMPC.
MMPC (*)
600
Volumen Acumulado
Volumen por mes
500
400
Miles
324
343
358
378
392
416
431
450
469
477
19.4
7.9
oct-12
nov-12
500
520
535
300
200
100
15.9
19.2
15.1
19.3
14.7
23.4
15.0
19.3
22.9
19.4
15.9
dic-12
ene-13
feb-13
0
feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12
jul-12
ago-12 sep-12
(*) Se ha considerado un poder calorífico de 1,000 BTU/PC
GRAFICO Nº 40. GAS NATURAL EXPORTADO DESDE PLANTA MELCHORITA
FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA
28
3.13.
INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO
3.13.1. Producto Bruto Interno
En el gráfico siguiente, se muestra la evolución del PBI desde el año 2000 al año 2011,
donde se observa para el 2012 un crecimiento del 16 % respecto del año 2011, así
mismo se muestra una ligera disminución del 0.4% que hubo para el año 2009 respecto
al año anterior, debido a la crisis financiera mundial.
MMMUS$
250
200.8
200
173.8
153.9
150
127.6 127.2
100
57
54
53
61
79
70
92.4
107.3
50
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Nota: El PBI del 2012 es preliminar.
GRAFICO Nº 41. EVOLUCION DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO 2000 - 2012
FUENTE: PROPIA
3.13.2. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos
En el gráfico Nº 42 se muestra la evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos
(BCH) desde el año 2000 hasta el año 2012. Se observa que la exportación se
incrementa notoriamente a partir del año 2010, esto debido a que en el país se dio
inicio a la exportación gas natural licuado. Por otro lado el saldo de la BCH ha
disminuido significativamente a partir del año 2009 en un 60% respecto al año 2008.
MMUS$
6,000
Exportación de Hidrocarburos
Exportación LNG
Importación de Hidrocarburos
Saldo Balanza Comercial Hidrocarburos
4,000
2,000
0
-2,000
-713
-504
-492
-724
-1,029 -780 -1,182
-1,465
-955
-845
-996
2009
2010
2011
-487
-2,472
-4,000
-6,000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2012
GRAFICO Nº 42. EVOLUCION DE LA BALANZA COMERCIAL Y VOLUMETRICA DE HIDROCARBUROS
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
29
3.13.3. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos
En el gráfico Nº 43 se observa el comportamiento del Henry Hub para el precio del gas
natural, el WTI y Brent para el precio del petróleo, desde el periodo enero 1986 a
febrero 2013, observando que para el presente mes, el precio promedio ha alcanzado
un valor de 3.33 US$/MMBTU para el Henry Hub, US$/BL 95.31 para el WTI y US$/BL
116.07 para el Brent. Así mismo el precio del marcador Brent supera al precio del
marcador WTI en US$/BL 20.76.
$/MMBTU
US$/BL
160
20
WTI
Brent
Henry Hub
140
120
15
100
80
10
60
40
5
20
0
feb-13
ene-12
dic-10
nov-09
oct-08
sep-07
ago-06
jul-05
jun-04
may-03
abr-02
feb-00
mar-01
dic-97
ene-99
nov-96
oct-95
sep-94
ago-93
jul-92
jun-91
may-90
abr-89
mar-88
feb-87
ene-86
0
GRAFICO Nº 43. EVOLUCION DE LOS MARCADORES DEL PRECIO DE COMBUSTIBLES
FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA
3.13.4. Precio Henry Hub
En el gráfico Nº 44 se muestra el comportamiento del precio Henry Hub para el gas
natural en el periodo enero 1995 a febrero 2013, del gráfico podemos resaltar los picos
alcanzados en los meses de diciembre y diciembre 2005 en los que el precio Henry Hub
llegó a 13.54 y 13.14 US$/MMBTU respectivamente. En promedio para el presente mes,
el precio se ha mantenido con algunas oscilaciones alrededor de 3.33 US$/MMBTU.
US$/MMBTU
14
12
10
8
6
4
GRAFICO Nº 44. PRECIOS MAXIMOS DEL HENRY HUB
30
feb-13
jul-12
dic-11
may-11
oct-10
ago-09
FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA
mar-10
ene-09
jun-08
nov-07
abr-07
sep-06
jul-05
feb-06
dic-04
oct-03
may-04
mar-03
ago-02
ene-02
jun-01
nov-00
abr-00
sep-99
jul-98
feb-99
dic-97
may-97
oct-96
mar-96
ago-95
0
ene-95
2
En el gráfico Nº 45 se muestra el precio promedio anual del Henry Hub para el gas
natural en el periodo 1989 y 2012, podemos resaltar los picos presentados el año 2005 y
el año 2008 en los que el precio Henry Hub llegó a 8.79 y 8.85 US$/MMBTU
respectivamente, los cuales fueron influidos por el Huracán Katrina en EEUU el año 2005
y la crisis económica mundial desatada el 2008.
US$/MMBTU
Crisis Financiera Asiática
Crisis de California
Huracán
Invasión de EEUU
Katrina
a Afganistán
Invasión de
Irak a Kwait
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Crisis Económica
Mundial
Tormenta Ida
GRAFICO Nº 45. EVOLUCION DE PRECIO ANUALES HENRY HUB
FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA
3.13.5. Precios del gas natural vehicular y residencial
a. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular
El Precio promedio del GNV en las estaciones de GNV de Lima y Callao, para febrero
2013 fue de 1.23 S/. /m3. El GNV es el combustible que representa una mejor
alternativa económica frente a otros combustibles de uso vehicular, así tenemos que
a febrero 2013, el precio del GNV fue: 37.9 % más barato que el GLP, 61.1 % que el
Diesel y 67.1 % que la Gasolina de 90 octanos.
S/.MMBTU
24.51
156
63.04
69.13
81.83
143
105.01
Gas 95
145.22
130
117
104
Diesel B5
103.25
91
Gas 84
109.34
111.34 Ahorro
Gas 97
151.55
Gas 90
122.04
78
65
GLP
64.72
52
39
26
GNV
40.21
62.1%
38.9%
36.8%
32.9%
27.7%
26.5%
13
0
GRAFICO Nº 46. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO VEHICULAR A FEBRERO 2013
FUENTE: PROPIA
31
b. Precio gas natural residencial
El gas natural para uso residencial es el combustible doméstico que representa una
mejor alternativa económica frente a GLP residencial, así tenemos que en febrero
2013, el precio del gas natural residencial fue 63% más barato que el GLP.
S/.MMBTU
80
70
GLP
75.9
60
50
40
30
20
10
GN
23.4
37 %
0
GRAFICO Nº 47. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO RESIDENCIAL A FEBRERO 2013
FUENTE: PROPIA
3.14.
INVERSIONES Y PROYECTOS
3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años
CUADRO Nº 14. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2011-2013
EMPRESA
DESCRIPCION
INVERSION
• 2da ampliación de la Planta Malvinas (separación GN), ampliación de
capacidad de 1,160 a 1,680 MMPCD.
PLUSPETROL • Con Resolución N° 001-2013-OS-GFGN/DPTN de fecha 10/01/2013,
OSINERGMIN aprobó el ITF de Uso y Funcionamiento del Turbo
Compresor N° 7
MMUS$ 224
según
programa
• 2da ampliación de la Capacidad de la Planta Pisco de 85 a 120 MBPD.
Esto permitirá una producción de 60 MBPD de GLP.
PLUSPETROL
• Primera Etapa: Aprobado con Resolución N°4110-2012-OS-GFGN/DPTN
del 05 de octubre del 2012.
MMUS$ 156
según
programa
Desarrollo del Lote 56
• Perforación de las locaciones Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y Pagoreni
Norte. Se aprobó el EIA el 16 de agosto de 2010.
• Construcción de una Línea de Conducción en el Tramo Mipaya – Nuevo
Mundo – Pagoreni B -Pagoreni A. A Febrero 2013, se están culminando
PLUSPETROL
las actividades de comisionado de las instalaciones de superficie, se
realiza la recomposición del Derecho de Vía.
Exploración y Desarrollo del Lote 88
• Desarrollo de una locación denominada San Martín Este (SME),
perforación de tres pozos. Se estima que para el mes de mayo del 2013
se iniciaría la prueba de Testing.
MMUS$ 300
según
programado
• Proyecto Prospección Sísmica 2D-3D y Perforación de 22 Pozos
Exploratorios de las Locaciones Kinteroni, Mapi y Mashira.
MMUS$ 150
según EIA
REPSOL
32
MMUS$ 100
según EIA
MMUS$ 70
• Desarrollo de Kinteroni Lote 57: Construcción de flowlines.
• El 21 de diciembre se finalizó la perforación de los pozos, se estima que
para marzo del 2013 se culminarían las pruebas de Testing.
• Proyecto Loop Sur y Planta Compresora KP 127, ampliación de capacidad
de ducto de transporte de gas natural 530 hasta un máximo de 920
MMPCD y del ducto de transporte de LGN de 85 a 120 MBPD.
• Estudio de Riesgos de la modificación del Sistema de Transporte de GN:
Aprobado con fecha 12 de junio de 2012.
TGP
MMUS$ 134
según EIA
MMUS$ 850
CUADRO Nº 15. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2013 – 2014
EMPRESA
DESCRIPCION
INVERSION
GNLC
• Ampliación de la capacidad de distribución de gas natural, de 255 a 420
MMPCD, expansión de redes – 45,000 nuevos consumidores entre 2011
y 2013.
MMUS$ 75
Gasoducto
Andino del
Sur
KUNTUR
• Construcción de un Gasoducto Andino del Sur del Perú de aprox. 1,077
km. y 30“Ø.
• EIA aprobado el 07 de junio de 2011.
• El MINEM continúa con la evaluación para la elaboración de la
modificación del contrato de concesión.
MMUS$
1,300
Sistema de
Distribución
Ica
CONTUGAS
• Sistema de Distribución Ica – 50 000 conexiones. Construcción del
sistema de distribución en Ica de aprox. 40 Km a Pisco, 240 Km hacia Ica,
Nazca y Marcona. Con capacidad mínima y 50,000 conexiones
residenciales. Capacidad Mínima de 400 MMPCD.
• Inicio de Construcción:14 de Mayo de 2010
MMUS$ 280
3.14.2. Proyectos futuros
CUADRO Nº 16. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2015 – 2016
EMPRESA
DESCRIPCION
INVERSION
Nitratos del Perú
S.A.
• Construcción del Complejo Petroquímico para la producción de
Amoniaco, acido Nítrico y Nitrato de Amonio en Paracas-Pisco.
• EIA aprobado por la DGAAE en enero 2011.
• Las empresas Technip y Técnica Reunidas se encuentran a cargo
de la Ingeniería Inicial.
• Se encuentra a la espera de la suscripción del contrato de
suministro de GN.
MMUS$
1000
CF Industries Inc.
• Construcción y operación de un Complejo Petroquímico en el
distrito de San Juan de Marcona-Ica. Esta planta producirá
amoníaco y úrea.
• EIA pendiente de aprobación por la DGAAE.
• Cuenta con un contrato de suministro de gas natural con
Pluspetrol por 99 MMPCD, el cual vence en mayo de 2013.
MMUS$
2000
Braskem
• Construcción de un Complejo Petroquímico de polietilenos y
fertilizantes en los Puertos de Ilo.
• El etano que se procesará en ésta Planta, será abastecido desde la
planta de separación del GN.
• Fecha estimada para entrar en operación Dic. 2018.
MMUS$
3000
33
Gasoducto Andino
del Sur
• Proyectos:
 Exploración y producción de Lotes 57 y 58
 Plantas de procesamiento de GN y de fraccionamiento de LGN
 Poliducto para transporte de LGN, Planta de GNL
 Centrales Termoeléctricas y Complejo Petroquímico
• Fecha estimada de operación de la primera etapa: 2016.
• Actualmente en etapa de estudios
Sistema de
Abastecimiento de
GLP para Lima y
Callao
• Concesión de un sistema de transporte de GLP desde el productor
(Pisco) hasta Lima
MMUS$ 90
Masificación del Uso
de Gas Natural a
Nivel Nacional
• Transporte terrestre o marítimo de GN, en estado líquido o
comprimido, desde la Planta de licuefacción de Pampa Melchorita
a las ciudades por abastecer.
MMUS$
300
Sistema de
Abastecimiento LGN
para el Mercado
Nacional
• Concesión de un sistema de abastecimiento que permitirá contar
con una reserva de LGN producido en la planta de licuefacción de
gas de Pampa Melchorita .
MMUS$
400
PETROPERU y
REPSOL
• Gasoducto virtuales al sur del Perú
MMUS$
100
MMUS$
13,000
4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS
4.1. VOLUMEN
Para convertir de
a
Multiplicar por
Barril (bbl)
metro cúbico (m³)
0.158988
Barril (bbl)
pie cúbico (ft³)
5.61146
Galones (gal)
metro cúbico (m³)
0.00378541
Galones (gal)
litros (L)
3.78541
Galones (gal)
pie cúbico (ft³)
0.13376
Litros (L)
metro cúbico (m³)
0.001
Litros (L)
galones (gal)
0.26417
Metro cúbico (m³)
pie cúbico (ft³)
35.3147
Metro cúbico (m³)
barril US (bbl)
6.28981
Pie cúbico (ft³)
metro cúbico (m³)
0.028317
Pie cúbico (ft³)
barril US (bbl)
0.178107
Pie cúbico (ft³)
galones (gal)
7.4760
CUADRO Nº 17. UNIDADES DE CONVERSION DE VOLUMEN
EJEMPLO
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
Si se desea convertir 200m³ a ft³, según la tabla se debe multiplicar por 35.3147
entonces:
200m³ = 200 * 35.3147 = 7062.94 ft³
34
4.2. ENERGIA
Para convertir de
a
Multiplicar por
BTU
Calorías (cal)
252.164
BTU
Joule (J)
1.055056*10
3
-4
BTU
Kilowatt hora (KW.h)
2.9307*10
MMBTU
Gigajoule (GJ)
1.055
MMBTU
Kilocalorías (Kcal)
2.5191*10
Calorías (cal)
BTU
3.96567*10
Calorías (cal)
Joule (J)
4.1840
Calorías (cal)
Kilowatt hora (KW.h)
1.16222*10
Gigajoule (GJ)
MMBTU
0.947817
Gigajoule (GJ)
Kilocalorías (Kcal)
2.39006*10
Joule (J)
BTU
9.47817*10
Joule (J)
Calorías (cal)
0.239006
Joule (J)
Kilowatt hora (KW.h)
2.77778*10
Kilocalorías (Kcal)
Gigajoule (GJ)
4.184*10
Kilocalorías (Kcal)
MMBTU
3.96567*10
Kilowatt hora (KW.h)
BTU
3,412.14
Kilowatt hora (KW.h)
Calorías (cal)
8.60421*10
5
-3
-6
5
-4
-7
-6
-6
5
6
Kilowatt hora (KW.h)
Joule (J)
3.6*10
CUADRO Nº 18. UNIDADES DE CONVERSION DE ENERGIA
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
EJEMPLO
Si se desea convertir 30J a calorías, según la tabla se debe multiplicar por 0.239006 entonces:
30J = 30*0.239006 = 7.17cal.
4.3. PRESION
Para convertir de
a
Multiplicar por
Atmósferas (atm)
bar (bar)
1.013
Atmósferas (atm)
pascal (Pa)
1.013*10
Atmósferas (atm)
PSI (lb/pulg )
Bar (bar)
atmósferas (atm)
0.987
Bar (bar)
pascal (Pa)
10
Bar (bar)
PSI (lb/pulg )
14.5
Pascal (Pa)
bar (bar)
10
Pascal (Pa)
atmósferas (atm)
0.987*10
Pascal (Pa)
PSI (lb/pulg )
14.5*10
2
bar (bar)
0.0689
2
atmósferas (atm)
0.0680
5
2
5
2
-5
2
PSI (lb/pulg )
PSI (lb/pulg )
2
14.7
-5
-5
3
PSI (lb/pulg )
pascal (Pa)
6.894*10
CUADRO Nº 19. UNIDADES DE CONVERSION DE PRESION
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
35
EJEMPLO
Si se desea convertir 5 atm a psi, según la tabla se debe multiplicar por 14.7;
entonces:
5atm = 5 * 14.7 = 73.5 psi.
4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL
Para convertir de
a
Multiplicar por
Barril equivalente de petróleo (BEP)
MMBTU
5.80
Barril equivalente de petróleo (BEP)
Tonelada equivalente de petróleo (TEP)
0.136
Barril equivalente de petróleo (BEP)
ft³ Gas Natural (GN)
5,800
Barril equivalente de petróleo (BEP)
m³ Gas Natural (GN)
164.2
Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU
42.5
Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP)
7.33
Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN)
42,500
Tonelada equivalente de petróleo (TEP) m³ Gas Natural (GN)
1,200
ft³ Gas Natural (GN)
MMBTU
0.001
ft³ Gas Natural (GN)
BTU
1,000
ft³ Gas Natural (GN)
Barril equivalente de petróleo (BEP)
0.000172
ft³ Gas Natural (GN)
Tonelada equivalente de petróleo (TEP)
0.0000235
m³ Gas Natural (GN)
MMBTU
0.0353
m³ Gas Natural (GN)
Barril equivalente de petróleo (BEP)
0.000608
m³ Gas Natural (GN)
Tonelada equivalente de petróleo (TEP)
0.000830
MMBTU
Barril equivalente de petróleo (BEP)
0.172
MMBTU
Tonelada equivalente de petróleo (TEP)
0.0235
MMBTU
ft³ Gas Natural (GN)
1,000
MMBTU
m³ Gas Natural (GN)
28.3
CUADRO Nº 20. EQUIVALENCIAS PRACTICAS USADAS DE GAS NATURAL
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
36
4.5. GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA
GRAFICO Nº 48. GRAFICO DE EQUIVALNCIAS DE ENERGIA
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS - PROPIA. ELABORACION PROPIA
37