boletin de indicadores de la industria del gas natural marzo 2012

 GERENCIA
DE FISCALIZACION DE
GAS NATURAL
BOLETIN DE
INDICADORES DE LA
INDUSTRIA DEL GAS
NATURAL
MARZO 2012
INDICE 1. INTRODUCCION _________________________________________________________________ 5 2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL _____________________________________ 5 3. INDICADORES ___________________________________________________________________ 5 3.1. MATRIZ ENERGÉTICA _________________________________________________________ 5 3.1.1. Matriz Energética en el Mundo __________________________________________ 5 3.1.2. Matriz Energética en el Perú ____________________________________________ 7 3.2. INFRAESTRUCTURA __________________________________________________________ 9 3.2.1. Infraestructura de Producción en Camisea _________________________________ 9 3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución __________________ 10 3.3. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL _________________________ 11 3.3.1. Reservas de gas natural _______________________________________________ 11 3.3.2. Reservas de líquidos de gas natural ______________________________________ 12 3.4. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL ______________________ 13 3.4.1. Producción de gas natural _____________________________________________ 13 3.4.2. Producción de líquidos de gas natural ____________________________________ 15 3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA ________ 16 3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL _______________________ 17 3.6.1. Transporte Gas Natural _______________________________________________ 17 3.6.2. Transporte Líquidos de Gas Natural ______________________________________ 19 3.7. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ______________________________________________ 19 3.7.1. Consumo de Gas Natural de Camisea por Sectores __________________________ 19 3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL _______________________________________ 20 3.8.1. Sistema de Distribución de gas natural ___________________________________ 20 a. Redes de Distribución en Lima _______________________________________ 20 b. Redes de Distribución en Ica _________________________________________ 21 3.8.2. Registro de Instaladores _______________________________________________ 21 3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias ___________________________ 21 a. Sistema de distribución Lima ________________________________________ 21 b. Sistema de distribución Ica __________________________________________ 22 3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial ___________________________ 22 3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL _____________________________________ 23 3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELÉCTRICO _____________________________________ 23 3.10.1. Centrales Eléctricas y Producción de Energía Eléctrica _______________________ 23 a. Centrales Eléctricas ________________________________________________ 23 b. Generación Eléctrica _______________________________________________ 26 3.10.2. Consumo de Gas Natural de Camisea para generación eléctrica _______________ 26 3.11. MERCADO DE GNV Y GNC ___________________________________________________ 27 3.11.1. ITF para instalaciones de GNV __________________________________________ 27 3.11.2. Estaciones de GNV con ITF _____________________________________________ 27 3.11.3. Demanda de GNV ____________________________________________________ 28 3.11.4. Número de vehículos a GNV ____________________________________________ 28 3.11.5. Estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC) _____________________________ 29 3.11.6. Unidades de transporte de GNC _________________________________________ 29 3.12. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO ______________________________________ 30 3.12.1. Suministro de Gas Natural para Planta Melchorita __________________________ 30 3.12.2. Embarques de gas natural licuado _______________________________________ 30 3.12.3. Volumen de gas natural exportado ______________________________________ 31 3.13. PRECIOS DEL GAS NATURAL __________________________________________________ 31 3.13.1. Precios Henry Hub ___________________________________________________ 31 3.13.2. Precios del gas natural vehicular y residencial ______________________________ 33 a. Precio del gas natural vehicular ______________________________________ 33 b. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular _______________ 33 c. Precio gas natural residencial ________________________________________ 33 3.14. INVERSIONES Y PROYECTOS _________________________________________________ 34 3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años ___________________________ 34 3.14.2. Proyectos Futuros ____________________________________________________ 35 4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS ___________________________ 35 4.1. Volumen __________________________________________________________________ 35 4.2. Energía ___________________________________________________________________ 36 4.3. Presión ___________________________________________________________________ 36 4.4. Equivalencias usadas en gas natural ____________________________________________ 37 ABREVIATURAS Y SIMBOLOGIA UTILIZADA ABREVIATURA DESCRIPCIÓN API American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo) ASME American Society Mechanical Engineer (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos) BEP Barriles equivalentes de petróleo BCF MMBEP Billones de pies cúbicos (EEUU: 109 pies cúbicos / España: 1012 pies cúbicos) BCFD BLS BPD BTU °C C5 Coma (,) Billones americanos de pies cúbicos por día Barriles MBLS Miles de barriles (103 barriles) MMBLS Millones de barriles (106 barriles) Barriles por día MBPD Miles de barriles por día MMBPD Millones de barriles por día British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica) MMBTU Millones de BTU Grados centígrados C 3 C4 Millones de barriles equivalentes de petróleo Propano C3+ Propano y más pesados Butanos C4+ Butanos y más pesados Pentanos C5+ Pentanos y más pesados 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 Wattt‐Hora MW‐Hr 106 Watts‐Hr ABREVIATURA DESCRIPCIÓN 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 m3 Metro cúbico m3 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 BCF TCF TCFD Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos) Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 pies cúbicos) 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 TM MTEP Miles de toneladas equivalentes de petróleo MMTEP Millones de Toneladas equivalentes de petróleo Toneladas métricas Watts Unidad de potencia KW 1,000 Watts MW 106 Watts GW 109 Watts 1. INTRODUCCION Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural del OSINERGMIN, a partir del mes de julio del 2011 se viene publicando 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 primera 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, lo que hizo que OSINERGMIN replanteara su organización y en agosto del 2007 cree 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 su actual producción (gas natural y líquidos de gas natural) valorizada en 2,900 MMUS$ en el año 2011, 50 veces mayor que los 57 MMUS$ del año 2001. 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 ENERGÉTICA 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 45.8% en la década del 70 al 33.6% correspondiente a la década 2010. 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 Hidroenergía
100%
Gas Natural
Petróleo
Nuclear
Renovables
Carbón
5.4%
5.8%
6.0%
6.4%
6.5%
18.2%
19.6%
21.8%
23.2%
23.8%
44.9%
38.8%
38.1%
33.6%
2.4%
5.6%
0.3%
6.2%
0.5%
30.3%
27.3%
27.4%
25.6%
1970
1980
1990
2000
90%
80%
70%
60%
45.8%
50%
40%
0.4%
30%
5.2%
1.3%
20%
10%
29.6%
0%
2010
GRAFICO Nº 1. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO – ÚLTIMAS CINCO DECADAS FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2011. 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 38.1% en el año 2000 al 33.6% correspondiente al 2010. 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 25.6% en al año 2000 al 29.6% en el año 2010. Hidroenergía
100%
Gas Natural
Petróleo
Nuclear
Renovables
Carbón
6.4%
6.2%
6.2%
6.0%
6.0%
6.1%
6.2%
6.1%
6.3%
6.5%
6.5%
23.2%
23.4%
23.6%
23.5%
23.2%
23.2%
23.1%
23.3%
23.7%
23.4%
23.8%
38.1%
38.0%
37.6%
37.1%
36.8%
36.2%
35.6%
35.2%
34.6%
34.4%
33.6%
6.2%
0.5%
6.3%
0.6%
6.3%
0.6%
6.0%
0.7%
6.0%
0.7%
5.8%
0.8%
5.7%
0.8%
5.5%
0.9%
5.4%
1.1%
5.4%
1.2%
5.2%
1.3%
25.6%
25.5%
25.7%
26.8%
27.3%
27.9%
28.5%
29.0%
29.0%
29.1%
29.6%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
GRAFICO Nº 2. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO 2000 ‐ 2010 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2011. ELABORACION PROPIA 6 El año 2010, de acuerdo a lo mostrado en el gráfico Nº 3, en Asia Pacífico el mayor consumo se concentró en el carbón (2,384.7), en Europa y Eurasia en el gas natural (1,023.5 MMTEP), en Norte América en el petróleo (1,039.7 MMTEP), en Medio Oriente en el petróleo (360.2 MMTEP) en Sur y Centro América en el petróleo (282 MMTEP) y en África también lo fue el petróleo (155.5 MMTEP). MMTEP
5000
4500
5000
4573.8
32.6
Renovable
Hidroeléctrica
246.4
Nuclear
Carbón
131.6
Gas Natural
Petróleo
4000
4500
4000
Total
3500
3500
2971.5
3000
2384.7
69.6
195.9
272.8
2500
486.8
2000
1500
510.8
1023.5
3000
2771.5
44.2
149.9
2500
213.8
556.3
2000
1500
767.4
1000
500
701.1
1267.8
922.9
329.0
157.2
372.6
500
360.2
132.9
282.0
95.3
94.5
155.5
0
Medio Oriente
Sur y C. America
Africa
1039.7
0
Asia Pacifico
Europa y Eurasia
Norte America
1000
611.9
GRAFICO Nº 3. CONSUMO DE ENERGIA EN EL MUNDO ‐ AÑO 2010 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2011. ELABORACION PROPIA 3.1.2.
Matriz Energética en el Perú En nuestro país, el consumo de gas natural durante las décadas del 70, 80 y 90 sólo representó entre el 0.7% y 1.1% 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 25.1%, el primer crecimiento explicado por el desarrollo de los proyectos Aguaytía el año 1997, y Camisea el año 2004. 7 MBEPD
Hidroenergía
Gas Natural
Petróleo
Carbón
100%
8.6%
0.7%
90%
8.7%
0.6%
13.1%
12.2%
15.5%
1.1%
3.2%
80%
25.1%
70%
60%
50%
86.2%
88.5%
83.8%
40%
76.1%
59.5%
30%
20%
10%
0%
4.5%
2.2%
2.0%
5.2%
3.2%
1970
1980
1990
2000
2010
GRAFICO Nº 4. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU – ÚLTIMAS 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 2000 al 25% en el 2010, se espera que en los próximos años se mantenga esta tendencia, y que su participación sea alta como 33%, al igual que el petróleo. Hidroenergía
MBEPD
100%
90%
80%
16%
3%
Gas Natural
18%
18%
18%
16%
4%
4%
5%
7%
16%
13%
Petróleo
Carbón
17%
15%
14%
13%
12%
15%
20%
23%
22%
25%
63%
58%
58%
59%
60%
70%
60%
50%
40%
76%
74%
73%
71%
71%
64%
30%
20%
10%
0%
5%
5%
6%
6%
6%
6%
5%
6%
5%
5%
3%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
GRAFICO Nº 5. EVOLUCIÓN DE LA MATRIZ ENERGÉTICA EN EL PERÚ ‐ 2000 AL 2010 FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA Durante el 2010, el consumo de energía primaria en el Perú ascendió a 279.5 MBEPD, 10% mayor al resultado del año 2009, donde el consumo de energía era de 253.2 MBEPD. La participación del gas natural alcanzó el 25% del total de la demanda de energía nacional. 8 Petróleo
166.4
60%
Gas Natural, 70.1
25%
Carbón
9.0
3%
Hidroenergía
34.06
12%
MBEPD
GRAFICO Nº 6. CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA ‐ AÑO 2010 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: 15 Productores, 3 Reinyectores y 2 Reinyectores de cortes de perforación LOCACIÓN POZO ESTADO SAN MARTIN 1X Productor SAN MARTIN 1001 Productor SAN MARTÍN 1 SAN MARTIN 1002 Productor SAN MARTIN 1003 Productor SAN MARTIN 1004 Productor SAN MARTIN 3X Reinyector de gas SAN MARTÍN 3 SAN MARTIN 1005 Reinyector de gas SAN MARTIN 1006 Reinyector de gas CR‐1CRI. Reinyector de cortes de perforación, cerrado CR1‐1R Productor CR1‐1001D Productor CASHIRIARI 1 CR1‐1002D Productor CR1‐1003D Productor CR1‐1004D Productor CR‐3CRI Reinyector de cortes de perforación, cerrado CR3‐ST2 Productor CR3‐1006D Productor CASHIRIARI 3 CR3‐1005D Productor CR3‐1007D Productor CR3‐1008D Productor CUADRO Nº 1. POZOS DEL LOTE 88 FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA 9 Pozos en el Lote 56: 9 Productores, 1 productor en perforación y 2 Reinyector de cortes de perforación LOCACIÓN POZO PAG 1004D PAG 1005D PAG 1006D PAG 1007D PAG 1001D PAG 1002D PAG 1003D MIP‐CRI MIP‐1001‐XD MIP‐1002 PAGW‐CRI PAGW‐1001X Pagoreni A Pagoreni B Mipaya Pagoreni Oeste ESTADO Productor (pueden convertirse a inyector cuando la operación lo requiera) Productor (pueden convertirse a inyector cuando la operación lo requiera) Productor Productor Productor Productor Productor Reinyector de cortes de perforación Productor Productor Reinyector de cortes de perforación Productor (en perforación) 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 2002‐2012, lo cual ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda tanto de gas natural como de los líquidos de gas natural. INFRAESTRUCTURA 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
2012 PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL (MMPCD) MALVINAS ‐ ‐ 440
440
440
AGUAYTIA 70
GMP 80
440 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160
70
70
70
70
70
70 70 70 70
70
80
80
80
80
80
80 80 80 80
80
314
314
314
314 380 450 530
530
255
255
255
255
255 255 255 255
255
DUCTO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (MMPCD) TGP ‐ ‐ 314
DUCTO DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL (MMPCD) GNLC ‐ ‐ PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE LGN (MBPD) PISCO ‐ CAMISEA ‐ ‐ 50.0
50.0
50.0
50.0
85.0 85.0 85.0 85.0
85.0
PUCALLPA ‐ AGUAYTIA 4.4
4.4
4.4
4.4
4.4
4.4
4.4 4.4 4.4 4.4
4.4
VERDUN‐GRAÑA Y MONTERO 3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0 3.0 3.0 3.0
3.0
PROCESADORA DE GAS PARIÑAS ‐ ‐ ‐ 2.0
2.0
2.0
2.0 2.0 2.0 2.0
2.0
CUADRO Nº3. INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA En el Cuadro Nº 4 se muestra la infraestructura de las refinerías de petróleos para el periodo 2002‐2012, donde se observa que el crecimiento de la infraestructura de procesamiento y almacenamiento de crudo y derivados, las cuales prácticamente han 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 10 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 2002 al 2012 ha pasado de 7.4 a 94.4 MBPD. INFRAESTRUCTURA 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 REFINERIA DE PETROLEO (MBPD) SHIVIYACU ‐ PLUSPETROL EL MILAGRO ‐ PETROPERU PUCALLPA ‐ MAPLE IQUITOS ‐ PETROPERU CONCHAN ‐ PETROPERU TALARA ‐ PETROPERU 5.2 2.0 3.25 12.0 15.5 65.0 5.2
2.0
3.25
12.0
15.5
65.0
5.2
2.0
3.25
12.0
15.5
65.0
5.2
2.0
3.25
12.0
15.5
65.0
5.2
2.0
3.25
12.0
15.5
65.0
5.2
2.0
3.25
12.0
15.5
65.0
5.2
2.0
3.25
12.0
15.5
65.0
5.2 2.0 3.25 12.0 15.5 65.0 5.2 2.0 3.25 12.0 15.5 65.0 5.2
2.0
3.25
12.0
15.5
65.0
5.2
2.0
3.25
12.0
15.5
65.0
PAMPILLA ‐ REPSOL 102.0 102.0 102.0 102.0 102.0 102.0 102.0 110.0 110.0 110.0 110.0
TOTAL REFINERIAS 205 205
205
205
205
205
205
213 213 213
213
PETROLEO TOTAL PLANTAS 7.4 7.4 57.4 59.4 59.4 59.4 94.4 94.4 94.4 94.4 94.4
FRACCIONAMIENTO CUADRO Nº4. 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 12.46 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 94%, ver cuadro Nº 5 y gráfico Nº 7. AREA Costa Norte 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 0.15 0.17 0.16
0.19
0.20
0.21
0.21
0.20 0.33 0.25 0.24
Zócalo 0.11 0.17 0.18
0.18
0.18
0.29
0.29
0.28 0.66 0.35 0.29
Selva Central 0.28 0.28 0.27
0.25
0.24
0.22
0.21
0.19 0.17 0.22 0.21
Selva Sur 8.11 8.11 8.11
8.11
10.87
11.20
11.15
Total 11.15 11.04 11.18 11.72
8.66 8.73 8.72 8.72 11.49 11.93 11.84 11.82 12.20 12.00 12.46
CUADRO Nº5. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL – TCF FUENTE MINEM. ELABORACION PROPIA TCF
14
12.0
12.5
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
2010
12
10
11.9
11.5
8.7
8.7
8.7
11.8
11.8
12.2
8.7
8
6
4
2
0
GRAFICO Nº 7. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL NIVEL PAIS FUENTE MINEM. ELABORACION PROPIA 11 La reservas probadas de gas natural en el país, actualmente representan el 24% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 8. RESERVAS POSIBLES
100%
RESERVAS PROBABLES
RESERVAS PROBADAS
90%
80%
37% 40%
44%
44%
44%
44%
26%
26%
26%
26%
30%
30%
30%
30%
44%
38%
38%
38%
41%
22%
23%
23%
20%
43% 47%
70%
60%
50%
25%
27%
40%
17%
31% 24%
30%
20%
38% 33%
10%
39%
39%
39%
40%
39%
27% 29%
0%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
2010
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 658 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 2002
2003
2004
2005
2006
‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 13.3 6.6 Selva Central 15.7 13.3 12.3 10.5 9.1 7.7 6.5 5.4 4.4 6.8 6.5 Selva Sur 566.5 566.5 566.5 566.5 708.9 687.7 675.0 668.7 653.8 611.6 644.9
Zócalo 2000 2001
2007 2008 2009 2010
Total 582.2 579.8 578.8 577.0 718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0
CUADRO Nº 6. FUENTE MINEM: RESERVAS PROBADAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL – MMBLS FUENTE MINEM. ELABORACION PROPIA MMBLS
800
718
582
600
580
579
695
682
674
658
577
632
658
2009
2010
400
200
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 GRAFICO Nº 9. RESERVAS PROBADASDE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL A NIVEL PAIS FUENTE MINEM. ELABORACION PROPIA 12 Actualmente las reservas probadas de líquidos de gas natural en el país, representan el 25% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 10. RESERVAS POSIBLES
120%
RESERVAS PROBABLES
RESERVAS PROBADAS
100%
80%
60%
32% 34%
34%
33%
23% 25%
25%
25%
33%
33%
25%
25%
34%
28%
15%
21%
28%
22%
28%
22%
29%
38%
22%
34%
40%
20% 45% 42%
42%
42%
42%
42%
51%
51%
50%
50%
48%
25%
49%
28% 28%
0%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
2010
GRAFICO Nº 10. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL FUENTE MINEM. ELABORACION PROPIA 3.4. PRODUCCIÓN 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 en el país. Durante el año 2011, la producción de gas natural del proyecto Camisea (Lotes 56 y 88) representó el 95.3% de la producción total, tal como se puede deducir de las cifras mostradas en el cuadro Nº 7. MMPC
450,000
400,000
350,000
GMP I
SAPET VI/VII
OLYMPIC XIII
PLUSPETROL CORP. 88
AGUAYTIA 31C
PET. MONTERRICO II
PETROBRAS ENERGIA PER X
PETROTECH Z‐2B
PLUSPETROL CORP. 56
300,000
250,000
200,000
150,000
100,000
PLUSPETROL CORP. 56
50,000
0
2000
PLUSPETROL CORP. 88
AGUAYTIA 31C
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
GRAFICO Nº 11. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL 2000 – 2011 FUENTE MINEM. ELABORACION PROPIA 13 2010
2011
COMPAÑIA ZONA COSTA NORTE LOTE 2001
2002
2003
2004
2005 2006
2007
2008
2009
2010
2011 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 PET. MONTERRICO II 0.0
62.3
329.1 SAPET 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 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
4,948.6 225.6
860.2
645.0
417.9 438.8
440.9
346.4
206.0
229.5
342.1 TOTAL COSTA XIII 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 PETROTECH Z‐2B 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 TOTAL ZOCALO 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 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 7,032.8
28,440.8 37,583.9
69,006.0
93,090.3
99,722.9
135,672.8
167,131.4 93,090.3
99,722.9
98,642.3
215,210.7 TOTAL COSTA NORTE Y ZOCALO SELVA SUR PLUSPETROL CORP. 88 PLUSPETROL CORP. 56 SELVA CENTRO AGUAYTIA 31 C TOTAL ZONA SELVA TOTAL VI/VII
PEREZ COMPANC / PETROBRAS OLIMPIC ZOCALO 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
9,987.0
6,567.2 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 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 42.7
50.6
83.2
146.8 171.8
258.9
328.6
336.1
700.3
1,099.1 35.8
CUADRO Nº7. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL A NIVEL PAIS ‐ MMPC FUENTE MINEM. ELABORACION PROPIA 14 Respecto a los volúmenes de gas exportado, podemos indicar que en marzo del 2012 se alcanzó los 604.1 MMPCD de los 1,098.2 MMPCD producidos en Camisea. Por otro lado el volumen acumulado de gas natural exportado al presente mes es equivalente a 0.36 TCF, lo cual representa el 35% del total producido por Camisea, ver gráfico Nº 12. Volumen acumulado de GN consumido por el mercado interno
Volumen acumulado de GN exportado
TCF
0.68
0.64
0.7
0.6
0.48
0.5
0.36 0.34
0.4
0.30 0.24
0.3
0.15
0.2
0.1
0.04
0.01
0.09
0.08
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Mar‐12
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 2000 al 2011, las cuales pasaron de 3.9 a 90.5 MBPD. EMPRESA LOTE 2000 2001 2002
2003
2004
2005 2006 2007 AGUAYTIA 31 C 1,422 1,447 1,493 1,470 1,428
1,351
1,214
1,095
2008 976 2009 973 2010 2011 914
897
88 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 3,776 11,731 12,659 12,321 11,260 13,355 17,292 16,227
56 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 3,667 12,569 12,187 12,687
Z‐2B ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ PLUPETROL PETROTECH TOTAL MBPD 438
432
1,422 1,447 1,493 1,470 5,205 13,082 13,873 13,416 15,903 27,100 30,832 30,244
3.88 3.96 4.09
4.03 14.22
35.84
38.01
36.76
43.45 CUADRO Nº8. PRODUCCIÓN DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL ‐ MBLS FUENTE MINEM. ELABORACION PROPIA 15 4,274 74.25 84.47
90.55
MBPD
30,000
SAVIA Z‐2B
27,500
AGUAYTIA 31 C
SAVIA Z‐2B
PLUPETROL CORP. 88
25,000
PLUPETROL CORP. 56
22,500
20,000
17,500
15,000
AGUAYTIA 31 C
12,500
10,000
7,500
PLUPETROL CORP. 88
5,000
PLUPETROL CORP. 56
2,500
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
GRAFICO Nº 13: EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL 2000 – 2011 FUENTE MINEM. ELABORACION PROPIA 3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA Al mes de marzo del 2012 el factor de procesamiento de la Planta Malvinas fue de 112%, habiendo procesado un volumen promedio de gas natural del Lote 88 de 648 MMPCD, presentando una disminución del 21% respecto al mismo mes del año 2011 y del Lote 56 de 656 MMPCD, presentando un aumento del 48% respecto al mismo mes del año 2011. MMPCD
Indice
1,600
1.07
1,400
1.12
1.07
0.97
1.05
1.0
0.92
1,200
1,000
1.2
1.06
0.85
0.72
436.2
0.8
560.3
626.0
800
416.7
0.6
362.1
600
0.4
400
200
785.9
315.9
426.7
472.7
472.2
445.8
2005
2006
2007
2008
735.0
564.6
607.3
0
2004
LOTE 56
LOTE 88
2009
2010
FUENTE PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA 16 2012
Indice de Producción Planta Malvinas
* Volumen promedio de gas procesado enero ‐ marzo 2012 GRAFICO Nº 14. GAS PROCESADO EN PLANTA MALVINAS 2011
0.2
*
0.0
Por otro lado, al mismo mes, la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco alcanzó un factor de procesamiento de 92%, llegando a procesar en promedio 78.2 MBPD, cuyo valor representa una disminución del 3% respecto al mismo mes del año 2011. MBPD
Indice
100
0.99
90
0.92
0.96
0.83
80
70
0.95
0.94
1.0
0.86
0.83
0.8
0.66
33.4
60
34.83
0.6
36.97
34.4
50
29.8
40
0.4
30
47.3
20
10
32.3
34.8
33.7
30.6
2005
2006
2007
2008
23.0
36.5
44.62
0
2004
LOTE 56
LOTE 88
2009
2010
2011
0.2
36.23
2012
(*)
Indice de Producción Planta Malvinas
*Volumen promedio de LGN procesado enero ‐marzo 2012 0.0
GRAFICO Nº 15. LGN PROCESADO EN LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO FUENTE PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA 3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL 3.6.1.
Transporte Gas Natural El volumen promedio diario de gas natural transportado por TGP durante marzo del 2012 para el mercado interno fue de 494 MMPCD y para la exportación 604 MMPCD. Asimismo tal como se muestra en el gráfico Nº 16, el volumen total máximo transportado por día alcanzó un 103% de la capacidad total del sistema de transporte (1,150 MMPCD). 17 MMPCD
1,600
0.97
0.96
0.98
1,400
1.01
0.88
1.02
0.91
1.03
1.02
1.02
1.02
0.96
0.96
0.95
0.95
1.01
Indicador de Uso
1.04
1.03
0.92
0.93
0.81
0.8
0.73
0.72
1.0
0.87
0.79
1,200
0.99
604
593
621.0
610.0
605.0
587.4
623.0
603.0
532.0
507.0
341.0
600
576.7
800
624.7
1,000
0.6
0.4
381.3
389.3
416.6
466.0
480.0
511.0
510.2
502.0
501.0
462.0
428.0
487
494
400
Mar‐11
Abr‐11
May‐11
Jun‐11
Jul‐11
Ago‐11
Sep‐11
Oct‐11
Nov‐11
Dic‐11
Ene‐12
Feb‐12
Mar‐12
200
0
0.2
0.0
Volumen Transportado Sistema Malvinas ‐ Lurín
Volumen Transportado para Planta Melchorita
Máximo Volumen Transportado en el mes
Indicador de Utilizacion del ducto TGP ‐ Contrato BOOT
GRAFICO Nº 16. VOLUMENES PROMEDIO TRANSPORTADOS GAS NATURAL FUENTE PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA 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). MMSCFD
1,200 1,000 Volumen Entregado Total
Planta Melchorita
B.O.O.T
800 600 400 200 Ago‐04
Nov‐04
Feb‐05
Abr‐05
Jul‐05
Oct‐05
Dic‐05
Mar‐06
Jun‐06
Ago‐06
Nov‐06
Feb‐07
Abr‐07
Jul‐07
Oct‐07
Dic‐07
Mar‐08
Jun‐08
Ago‐08
Nov‐08
Ene‐09
Abr‐09
Jul‐09
Oct‐09
Dic‐09
Mar‐10
May‐10
Ago‐10
Nov‐10
Ene‐11
Abr‐11
Jul‐11
Sep‐11
Dic‐11
Mar‐12
‐
GRAFICO Nº 17. VOLUMEN DIARIO DE GAS NATURAL ENTREGADO POR TGP FUENTE: TGP. ELABORACION PROPIA 18 3.6.2.
Transporte Líquidos de Gas Natural En marzo del 2012, el promedio transportado alcanzó los 78.1 MBPD, presentando una disminución del 3% en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 2011, tal como se muestra en el gráfico Nº 18. Indicador de Uso
MBPD
90
0.94
80
1.0
0.90
0.9
0.83
0.84
0.8
70
0.65
60
0.69
0.67
0.7
0.6
50
0.48
0.46
0.5
80.70
40
79.46
71.00
73.33
0.4
30
0.3
20
32.30
34.70
40.50
33.70
0.2
22.90
10
0.1
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Volumen de LGN Transportado (MBPD)
2010
2011
2012
0.0
(*)
Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG)
* Volumen promedio de LGN transportado enero ‐ marzo 2012 GRAFICO Nº 18. VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA FUENTE PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA 3.7. DISTRIBUCIÓN 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 marzo de 2012. En marzo de 2012 el consumo fue de 479.49 MMPCD, presentando un aumento en el consumo del 27% con respecto al mismo mes del año 2011, distribuido por sectores (ver gráfico Nº 20). MMPCD
500
Residenciales y Comerciales
GNV
Industriales
Generadores Eléctricos
450
400
350
Generadores Eléctricos
300
250
200
150
Industriales
Jun‐10
Nov‐09
Abr‐09
Sep‐08
Feb‐08
Jul‐07
Dic‐06
May‐06
Oct‐05
Mar‐05
Ago‐04
0
Residenciales y Comerciales
Mar‐12
GNV
Ago‐11
50
Ene‐11
100
GRAFICO Nº 19. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL PROVENIENTE DE CAMISEA FUENTE: GNLC, TGP ‐ ELABORACION PROPIA 19 Generadores Eléctricos
302.07
63.0%
Industriales
118.04
24.6%
GNV
56.75
11.8%
Residenciales y Comerciales
2.63
0.5%
MMPCD
GRAFICO Nº 20. DEMANDA PROMEDIO DE GAS NATURAL DE CAMISEA EN EL MES DE MARZO 2012 FUENTE: GNLC ‐ ELABORACION PROPIA 3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL 3.8.1.
Sistema de Distribución de gas natural a. Redes de Distribución en Lima En marzo de 2012 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de gas natural en Lima y Callao es de 1,913 km, mostrando un crecimiento del 41% respecto al mismo mes del año 2011, de los cuales 341 km corresponden a redes de acero y 1,572 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según se muestra en el gráfico Nº 21. Km
1,913
1,741
Kilómetros (polietileno)
1600
1,273
Kilómetros (acero)
1200
906
800
1,403
1572
963
655
541
433
400
0
275
357
639
446
220
78
142
158
184
209
267
2005
2006
2007
2008
2009
310
2010
338
2011
341
Mar‐12
GRAFICO Nº 21. REDES DE GAS NATURAL EN LIMA FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA 20 b. Redes de Distribución en Ica Para marzo de 2012, las redes que forma parte del Sistema de Distribución de Ica, se mantiene en 69.6 km, mostrando un crecimiento del 49% respecto al mismo mes del año 2011, según se muestra en el gráfico Nº 22. Km
Kilómetros (polietileno)
70
50
61.3
60.5
60
46.8
48.8
52.5
61.3
63.4
67.4
69.6
69.6
69.6
69.6
55.1
40
30
20
10
0
GRAFICO Nº 22.REDES DE GAS NATURAL EN ICA– PISCO FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA 3.8.2.
Registro de Instaladores El registro de instaladores de gas natural, al mes de marzo de 2012 cuenta con 366 instaladores registrados, de los cuales 301 son personas naturales y 65 son personas jurídicas según lo mostrado en el gráfico Nº 23. 166
Persona Natural
Persona Jurídica
134
63
2
1
IG1
IG2
IG3
GRAFICO Nº 23. INSTALADORES CERTIFICADOS FUENTE PROPIA 3.8.3.
Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias a.
Sistema de distribución Lima El número de instalaciones internas de gas natural en Lima y Callao, asciende a 63,001 usuarios, presentando un crecimiento del 88% respecto al mismo mes del año 2011, de los cuales 403 son usuarios con instalaciones industriales y 62,598 son usuarios con 21 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
70,000
Industriales
Residenciales y Comerciales
60,000
63,001
403
55,528
395
50,000
40,000
28,580
354
30,000
20,000
10,000
1,788
0
71
1,717
5,270
155
5,115
6,982
218
6,764
10,102
266
62,598
55,133
16,868
324
28,226
16,544
9,836
GRAFICO Nº 24. CONSUMIDORES CONECTADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION LIMA FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA b.
Sistema de distribución Ica Para marzo del 2012 se tiene 2,137 conexiones domiciliarias, mostrando un crecimiento del 2% respecto al mismo mes del año anterior. Ver el gráfico Nº 25. 2,150
2,103
2,136
2,136
2,136
2,136
2,136
2,137
Dic‐11
Ene‐12
Feb‐12 Mar‐12
2,100
2,050
2,000
1,959
1,950
1,900
1,850
1,845
1,800
1,750
1,700
1,650
Ene‐11
Feb‐11 Mar‐11 Abr‐11 Nov‐11
GRAFICO Nº 25. CONEXIONES DOMICILIARIAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION ICA – PISCO 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 marzo de 2012 llegó a los 2.63 MMPCD, lo cual representa el 0.5% del consumo total, representando además un aumento del 63% respecto al mismo mes del año 2011. 22 MMMPCD
3.0
2.52
2.5
2.02
2.0
1.5
1.170
1.0
1.305
1.325
2009
2010
0.577
0.235
0.5
0.003
0.020
2004
2005
0.0
2006
2007
2008
2011
2012 (*)
* Volumen promedio enero ‐ marzo 2012 GRAFICO Nº 26. DEMANDA DE GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL FUENTE: GNLC ‐ ELABORACION PROPIA 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 marzo de 2012 fue de 118.04 MMPCD, lo cual representa el 24.6% del consumo total, representando además un aumento del 16% respecto al mismo mes del año 2011. MMPCD
120
108.76
113.06
92.50
100
75.23
80
80.41
60.40
60
40.27
40
20
15.10
19.95
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012 (*)
* Volumen promedio enero ‐ marzo 2012 GRAFICO Nº 27. DEMANDA DE GAS NATURAL INDUSTRIAL FUENTE: GNLC ‐ ELABORACION PROPIA 3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELÉCTRICO 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 existentes en el país. Según lo mostrado en el gráfico Nº 28, la capacidad de generación térmica representa el 51.5% del total país, y el 41.4% corresponde al gas natural, lo cual indica la 23 importancia de la generación térmica a gas natural para la atención de la demanda eléctrica en el país. CUADRO Nº 9 ‐ CENTRALES TÉRMICAS A DIESEL Empresa Central Potencia Efectiva (MW) EGENOR CHIMBOTE 19.32 ELECTROPERU EMERGENCIA TRUJILLO 62.13 SHOUGESA SAN NICOLAS 1.24 EGASA CHILINA 16.70 BELLAVISTA/MAN 1 1.74 BELLAVISTA/ALCO 1.77 TAPARACHI/SKODA 0.43 TAPARACHI/MAN 1 0.62 TAPARACHI/MAN 2 1.60 TAPARACHI/MAN 3 1.60 ILO 1/TG‐1 34.93 ILO 1/TG‐2 30.72 ILO 1/CATKATO 3.28 SAN GABAN ENERSUR CUADRO Nº 10. CENTRALES TÉRMICAS A GAS NATURAL Empresa Central
Potencia Efectiva (MW) AGUAYTIA/TG‐1
88.44 TERMOSELVA AGUAYTIA/TG‐2
86.96 SANTA ROSA/UTI‐5
53.06 SANTA ROSA/UTI‐6
52.59 EDEGEL SANTA ROSA/WTG‐7
123.91 SANTA ROSA/TG8
199.83 VENTANILLA/ TG3+TG4+C.COMB
492.75 13.14 MALACAS/TG‐1
EEPSA MALACAS/TG‐2
15.04 MALACAS/TG‐4
102.74 PISCO/TG1
34.40 EGASA PISCO/TG‐2
34.49 INDEPENDENCIA/WARTSILA‐1
5.73 INDEPENDENCIA/WARTSILA‐2
5.73 EGESUR INDEPENDENCIA/WARTSILA‐3
5.73 INDEPENDENCIA/WARTSILA‐4
5.73 EGENOR LAS FLORES
198.44 CHILCA/TG‐1
171.46 ENERSUR CHILCA/TG‐2
170.28 CHILCA/TG‐3
194.19 KALLPA/TG‐1
174.41 KALLPA GENERACION S.A. KALLPA/TG‐2
193.52 KALLPA/TG‐3
197.84 SDF ENERGÍA OQUENDO
29.38 CUADRO Nº 11 ‐ CENTRALES TÉRMICAS A RESIDUAL Empresa Central Potencia Efectiva (MW) CHICLAYO OESTE/SULZER‐1 CHICLAYO OESTE/SULZER‐2 CHICLAYO OESTE/GMT‐3 CHICLAYO OESTE/GMT‐1 CHICLAYO OESTE/GMT‐2 EGENOR PIURA/GMT‐1 PIURA/GMT‐2 PIURA/TG PIURA/MIRLEES‐1 PIURA/MILESS‐4 TUMBES/MAK‐1 ELECTROPERU TUMBES/MAK‐2 24 3.69 4.48 2.53 4.19 3.17 3.12 3.11 16.82 1.24 1.82 8.04 8.31 SHOUGESA EGASA ENERSUR SAN NICOLAS/TV‐1 SAN NICOLAS/TV‐2 SAN NICOLAS/TV‐3 MOLLENDO/MIRLEES‐1 MOLLENDO/MIRLEES‐2 MOLLENDO/MIRLEES‐3 CHILINA/TV‐2 CHILINA/TV‐3 CHILINA/SULZER‐1 CHILINA/SULZER‐2 ILO 1/TV‐2 ILO 1/TV‐3 ILO 1/TV‐4 18.71 17.08 25.92 8.91 10.68 10.69 6.20 9.91 5.13 4.98 0.00 67.64 61.43 CUADRO Nº 12 ‐ CENTRALES TÉRMICAS A CARBÓN Y BAGAZO Empresa Central Potencia Efectiva (MW) ENERSUR ILO 2 141.87 AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA PARAMONGA 20.00 CUADRO Nº 13. CENTRALES HIDRÁULICAS Empresa Central
Potencia Efectiva (MW) CAHUA
43.11 PARIAC
4.95 GALLITO CIEGO
38.15 SN POWER SAN ANTONIO 0.58 SAN IGNACIO
0.42 HUAYLLACHO
0.19 MISAPUQUIO
3.87 HUINCO
247.34 MATUCANA
128.58 EDEGEL CALLAHUANCA
80.43 MOYOPAMPA
66.13 HUAMPANI
30.18 CARHUAQUERO
95.11 CARHUAQUERO IV
9.98 EGENOR CAÑA BRAVA
5.71 CAÑON DEL PATO
263.49 MALPASO
48.02 OROYA
9.48 SN POWER PACHACHACA
9.65 YAUPI
110.21 COMPLEJO MANTARO
670.66 ELECTROPERU COMPLEJO MANTARO RESTITUCION
215.36 CHARCANI 1
1.73 CHARCANI 2
0.60 CHARCANI 3
4.58 EGASA CHARCANI 4
15.30 CHARCANI 5
144.62 CHARCANI 6
8.95 EGEMSA MACHUPICCHU
88.80 SAN GABAN SAN GABAN II
113.10 ARICOTA 1
22.50 EGESUR ARICOTA 2
12.40 ENERSUR YUNCAN
136.76 SOC.MIN.CORONA HUANCHOR
19.63 SANTA CRUZ I
6.96 SANTA CRUZ SANTA CRUZ II
6.70 YANANGO
42.61 CHINANGO CHIMAY
150.90 GEPSA LA JOYA
9.60 CELEPSA PLATANAL
217.38 MAJA ENERGÍA RONCADOR
3.48 SINERSA POECHOS II
10.00 ELÉCTRICA SANTA ROSA PURMACANA
1.79 25 Hidraulicas
3100
48.5%
A Gas Natural
2650
41.4%
A Residual
308
A Carbon
A Diesel
4.8%
142
176
2.2%
2.8%
A Bagazo
20
0.3%
GRAFICO Nº 28. CENTRALES ELECTRICAS POR TIPO DE COMBUSTIBLES ‐ MW FUENTE: SEIN ‐ COES. 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‐
Hr el año 2001 hasta 17 Miles GW‐Hr en el 2011. La producción de energía eléctrica ha crecido en un 8% en comparación con el año 2010. Miles GW.H
40
38.9
35.9
Térmica
Hidráulica
35
32.5
30
25
20
24.3
25.5
22.0
22.9
3.9
4.4
6.7
7.5
3.2
17.6
18.0
18.5
17.5
18.0
2001
2002
2003
2004
2005
20.8
32.9
29.9
17.0
27.4
15.9
10.4
13.4
13.0
19.6
19.5
19.1
19.9
20.1
21.9
2006
2007
2008
2009
2010
2011
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 marzo de 2012 fue de 302.07 MMPCD, lo cual representa el 63% del consumo total, representando además un aumento del 30% respecto al mismo mes del año 2011. 26 MMPCD
280.67
300
240.53
250
200
150
167.79
173.38
2008
2009
125.34
100
50
285.14
60.41
64.91
2005
2006
31.53
0
2004
2007
2010
2012 (*)
2011
* Volumen promedio enero ‐ marzo 2012 GRAFICO Nº 30. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELECTRICO FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA 3.11. MERCADO DE GNV Y GNC 3.11.1. ITF para instalaciones de GNV En marzo del 2012 el Tiempo de Atención promedio para la emisión de documentos de autorización de instalación de Estaciones de GNV ha sido de 11.16 días hábiles (ver gráfico Nº 31), presentando una disminución del 2 % respecto al mismo mes del año 2011, encontrándose por debajo del límite de los 15 días hábiles. DÍAS HÁBILES / INTERVENCIÓN 15
15 días hábiles / Intervención
13.66
12.47
12.99
12
11.36
10.84
11.16
2010
2011
2012 (*)
9
6
3
0
2007
2008
2009
* Tiempo de Atención promedio enero ‐ marzo 2012 GRAFICO Nº 31. DÍAS DE ATENCIÓN DE SOLICITUDES DE ITF PARA GASOCENTROS FUENTE PROPIA 3.11.2. Estaciones de GNV con ITF De acuerdo con el gráfico Nº 32, a marzo del 2012 se cuenta con 185 estaciones de GNV en operación, mostrando un crecimiento del 24% respecto al mismo mes del año 2011; 27 estaciones con ITF aprobado que se encuentran en construcción, 89 proyectos de 27 estaciones con ITF aprobados y habilitadas para inicio de obras, y 20 proyectos de estaciones en proceso de trámite para la obtención del ITF. N° Estaciones de GNV
200
160
140
185
178
EE.SS. operativos
EE.SS. con ITF (no inicia construcción)
EE.SS. con ITF (en construcción)
Total Pendientes en Trámite ITF
180
139
120
95
100
95
80
55
60
40
22
20
4
0
13 3 25
Dic 06
89
73
40
33 29
25 28
22 15
Dic 07
92
84
Dic 08
Dic 09
37
27
24
Dic 10
27 20
10
Dic 11
mar‐12
GRAFICO Nº 32. NUMERO DE ESTACIONES DE GNV CON ITF FUENTE PROPIA 3.11.3. Demanda de GNV En marzo de 2012 alcanzó un promedio diario de 56.75 MMPCD, que representa un 11.8% del consumo total, representando además un aumento del 40% respecto al mismo mes del año 2011. Ver el gráfico Nº 33. MMPCD
60
54.40
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 (*)
* Volumen promedio enero ‐ marzo 2012 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 marzo 2012, asciende a 131,962 unidades activas, mostrando un crecimiento del 21% en comparación al mismo mes del año 2011, las cuales son abastecidas por las 185 estaciones de GNV, además se cuenta con 226 talleres de conversión a GNV. 28 N° de Vehículos a GNV
140,000
126,519
120,000
131,962
103,712
100,000
81,029
80,000
54,829
60,000
40,000
20,000
23,958
5,489
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Mar‐12
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 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 2011 se cuenta con 25 Estaciones de GNC, de las cuales 7 son de descompresión, 13 de Trasvase, 2 de Carga y 3 de Compresión. N° de Estaciones
Estación de Compresión
Estación de Carga de GNC
Estación de Trasvase
Estación de Descompresión
70
60
8
50
8
40
30
20
10
0
4
3
32
1
2
8
10
14
4
9
3
ITF en Trámite
Con ITF
En Construcción
2
13
7
En Operación
GRAFICO N Nº 35. ESTRUCTURA DEL GASODUCTO – DICIEMBRE 2011 FUENTE: ELABORACION PROPIA 3.11.6. Unidades de transporte de GNC En lo que respecta a las unidades de transporte de GNC, a mayo del presente año, el mercado nacional cuenta con 64 semirremolques de GNC autorizados, siendo 408 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. 29 Semi‐remolques autorizados
25
25
20
18
15
10
10
6
5
2
2
1
0
ENERGY GAS DEL PERU SAC
NEOGAS PERU GNC ENERGIA SA
PERU SAC
SERVOSA LOGISTICA (GASCOP)
TRANSPORTES GUAPO LINDO SRL
GRIFOS ESPINOZA SA
INVERSIONES SATELITE SAC
GRAFICO Nº 36. SEMI‐REMOLQUES AUTORIZADOS – DICIEMBRE 2011 FUENTE: ELABORACIOB PROPIA 3.12. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO 3.12.1. Suministro de Gas Natural para Planta Melchorita En el gráfico Nº 37, se muestra los volúmenes de gas suministrado a Planta Melchorita para la producción de GNL destinado a la exportación del GNL, para el periodo marzo 2011 a marzo 2012. MMPCD
700
624.7
603.2
578.2
600
622.9
587.4
604.6
609.5
620.5
531.9
593.4
604.1
506.7
500
400
341.8
300
200
100
0
GRAFICO Nº 37. GAS NATURAL PARA PLANTA MELCHORITA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA 3.12.2. Embarques de gas natural licuado A marzo del 2012, se realizaron 91 embarques para exportación del GNL, en el gráfico Nº 38 se muestra el número de embarques realizado por mes, en promedio a la fecha se tiene 4.5 embarques por mes. 30 Nº de Embarques
6
5
4
3
2
1
0
GRAFICO Nº 38. NÚMERO DE EMBARQUES PARA EXPORTACION POR MES FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA 3.12.3. Volumen de gas natural exportado En el gráfico Nº 39, se muestra volumen de GN exportado en forma mensual y el volumen acumulado, habiéndose registrado para el mes de marzo del 2012 un volumen total acumulado de 343 MMPC. MMPC (*)
400
Volumen Acumulado
343.3
Volumen por mes
350
293.0
300
236.8
250
254.5
308.2
324.0
270.2
217.6
198.5
200
150
164.0
129.9
179.6
145.2
100
50
11.5
15.2
18.8
15.6
18.9
19.1
19.2
17.7
15.6
22.8
15.2
15.9
19.2
0
Mar‐11
May‐11
Jul‐11
Sep‐11
Nov‐11
Ene‐12
Mar‐12
*Estimado considerando un poder calorífico de 1,000 BTU/PC GRAFICO Nº 39. GAS NATURAL EXPORTADO DESDE PLANTA MELCHORITA 3.13. PRECIOS DEL GAS NATURAL 3.13.1. Precios Henry Hub En el gráfico Nº 40 se ha graficado el comportamiento del precio Henry Hub para el gas natural en el periodo enero 1995 a marzo 2012, del gráfico podemos resaltar los picos alcanzados en el mes de diciembre y octubre 2005 en los que el precio Henry Hub llegó a 31 13.54 y 13.14 US$/MMBTU respectivamente. En promedio para el presente mes, el precio se ha mantenido con algunas oscilaciones en alrededor de 2.17 US$/MMBTU. US$/MMBTU
14
12
10
8
6
4
2
Ene‐95
Jun‐95
Nov‐95
Abr‐96
Sep‐96
Feb‐97
Jul‐97
Dic‐97
May‐98
Oct‐98
Mar‐99
Ago‐99
Ene‐00
Jun‐00
Nov‐00
Abr‐01
Sep‐01
Feb‐02
Jul‐02
Dic‐02
May‐03
Oct‐03
Mar‐04
Ago‐04
Ene‐05
Jun‐05
Nov‐05
Abr‐06
Sep‐06
Feb‐07
Jul‐07
Dic‐07
May‐08
Oct‐08
Mar‐09
Ago‐09
Ene‐10
Jun‐10
Nov‐10
Abr‐11
Sep‐11
Feb‐12
0
GRAFICO Nº 40. PRECIOS MAXIMOS DEL HENRY HUB FUENTE: HENRY HUB SPOT PRICE. ELABORACION PROPIA En el gráfico Nº 41 se muestra el precio promedio anual del Henry Hub para el gas natural en el periodo 1989 y 2011, podemos resaltar los picos presentados el año 2005 y el año 2008 en los que el precio Henry Hub llegó a 8.79 y 8.85 US$/MMBTU respectivamente, los cuales fueron influidos por el Huracán Katrina en EEUU el año 2005 y la crisis económica mundial desatada el 2008. Crisis Financiera Asiática
Crisis de California
Huracán Invasión de EEUU Katrina
a Afganistán
Invasión de Irak a Kwait
US$/MMBTU
10
Crisis Económica Mundial
Tormenta Ida
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
GRAFICO Nº 41. EVOLUCION DE PRECIO ANUALES HENRY HUB FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2011. ELABORACION PROPIA 32 3.13.2. Precios del gas natural vehicular y residencial a.
Precio del gas natural vehicular El Precio GNV en las estaciones de GNV de Lima y Callao, para el año 2011 tuvo un precio promedio de 1.22 S/. /m3. Para el mes de marzo del 2012, el precio de este combustible ha presentado un comportamiento que responde a la mayor competencia entre las estaciones de GNV alcanzando un precio promedio de 0.97 S/. / m3. b.
Comparación de precios de combustibles para uso vehicular El GNV es el combustible que representa una mejor alternativa económica frente a otros combustibles de uso vehicular, así tenemos que a marzo 2012, el precio del GNV fue: 57.6% más barato que el GLP, 7% que el Diesel y 76.7% que la Gasolina de 90 octanos. S/.MMBTU
156
143
130
117
104
Diesel B5
105.80
91
Gas 84
111.99
Gas 95
149.72
Gas 97
154.72
18.4%
17.8%
Gas 90
118.46
78
65
GLP
65.01
52
39
26
13
2755.3%
GNV
27.33
42.4%
26.0%
24.6%
23.3%
0
GRAFICO Nº 42. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO VEHICULAR A MARZO 2011 FUENTE PROPIA c.
Precio gas natural residencial El GN para uso residencial es el combustible doméstico que representa una mejor alternativa económica frente a GLP Residencial, así tenemos que en mayo del 2011, el precio del GN Residencial fue 71% más barato que el GLP para uso residencial. 33 S/.MMBTU
80
70
60
GLP Residencial
78.40
50
40
30
20
10
0
GN Residencial
22.55
28.76%
GRAFICO Nº 43. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO RESIDENCIAL A MAYO 2011 FUENTE PROPIA 3.14. INVERSIONES Y PROYECTOS 3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años CUADRO Nº 14. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2011 – 2012 EMPRESA DESCRIPCION INVERSION PLUSPETROL • 2da ampliación de la Planta Malvinas (separación GN), ampliación de capacidad de 1,160 a 1,680 MMPCD. • Puesta en marcha: Nov2011 ‐ May2012 US$ 224 millones, según programa. PLUSPETROL • 2da ampliación de la Capacidad de la Planta de 85 a 120 MBPD. Esto permitirá una producción de 60 MBPD de GLP (Demanda actual de GLP 32 MBPD). • Puesta en marcha del proyecto Nov2011 ‐ May2012 PLUSPETROL • Ampliación del programa de perforación de las locaciones Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y Pagoreni Norte. • Se aprobó el EIA el 16 de agosto de 2010. TGP • 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. • Presentación de nuevos Términos de Referencia a la DGAAE: 09 Feb.2011 US$ 156 millones según programa. US$ 300 millones, según programado US$ 850 millones CUADRO Nº 15. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2013 – 2014 EMPRESA DESCRIPCION 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. • Entrega de Tubería: 15 de Febrero del 2011. • Se ha instalado 1.85 Km de tubería de 30“Ø en Manchay y 0.2 Km de tubería de 30“Ø en La Molina. US$ 75 millones 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. • Fecha Estimada de Inicio de Construcción: Primer Semestre del año 2011 US$ 1,300 millones. 34 INVERSION 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 • Se ha tendido aprox. 52.5 Km de tubería de polietileno. US$ 280 millones. 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 y Nitrato de Amonio. • Fecha estimada para iniciar la construcción: Inicios del primer trimestre del 2012 • Los trabajos relacionados con las obras civiles empezarían en agosto del presente año US$ 650 millones CF Industries Inc. • Construcción y operación de un complejo petroquímico ubicado en el distrito de San Juan de Marcona‐Ica. Esta planta producirá amoníaco y úrea. • CF Industries atiende las observaciones que la DGAAE hizo al EIA. US$ 1000 millones Braskem • Construcción de un Complejo Petroquímico de polietilenos y fertilizantes en los Puertos de Ilo. • Eletano que se procesará en ésta Planta, será abastecido desde la planta de separación del gas natural. • Fecha estimada para entrar en operación después del 2016. Actualmente se encuentra en etapa inicial de estudios de Factibilidad US$ 2000 millones Gasoducto Andino del Sur: • Proyectos: ⎯ Exploración y producción de de Lotes 57 y 58 ⎯ Plantas de procesamiento de de gas natural y de fraccionamiento de LGN ⎯ Poliducto para transporte de LGN ⎯ Planta de GNL ⎯ Centrales Termoeléctricas ⎯ Complejo Petroquímico • Fecha estimada de operación de la primera etapa: 2016. • Actualmente en etapa de estudios US$ 13,000 millones 4.
FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS 4.1.
Volumen Para convertir de a 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 35 Multiplicar por 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 FUENTE: SI. ELABORACION PROPIA EJEMPLO Si se desea convertir 200m³ a ft³, según la tabla se debe multiplicar por 35.3147 entonces: 200m³ = 200 * 35.3147 = 7062.94 ft³ 4.2.
Energía Para convertir de a Multiplicar por BTU Calorías (cal) 252.164 BTU Joule (J) 1.055056*103 BTU Kilowatt hora (KW.h) 2.9307*10‐4 MMBTU Gigajoule (GJ) 1.055 MMBTU Kilocalorías (Kcal) 2.5191*105 Calorías (cal) BTU 3.96567*10‐3 Calorías (cal) Joule (J) 4.1840 Calorías (cal) Kilowatt hora (KW.h) 1.16222*10‐6 Gigajoule (GJ) MMBTU 0.947817 Gigajoule (GJ) Kilocalorías (Kcal) 2.39006*105 Joule (J) BTU 9.47817*10‐4 Joule (J) Calorías (cal) 0.239006 Joule (J) Kilowatt hora (KW.h) 2.77778*10‐7 Kilocalorías (Kcal) Gigajoule (GJ) 4.184*10‐6 Kilocalorías (Kcal) MMBTU 3.96567*10‐6 Kilowatt hora (KW.h) BTU 3,412.14 Kilowatt hora (KW.h) Calorías (cal) 8.60421*105 Kilowatt hora (KW.h) Joule (J) 3.6*106 CUADRO Nº 18. UNIDADES DE CONVERSION DE ENERGIA FUENTE: SI. 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.
Presión 36 Para convertir de a Multiplicar por Atmósferas (atm) bar (bar) 1.013 Atmósferas (atm) pascal (Pa) 1.013*105 Atmósferas (atm) PSI (lb/pulg2) 14.7 Bar (bar) atmósferas (atm) 0.987 Bar (bar) pascal (Pa) 105 Bar (bar) PSI (lb/pulg2) 14.5 Pascal (Pa) bar (bar) 10‐5 Pascal (Pa) atmósferas (atm) 0.987*10‐5 Pascal (Pa) PSI (lb/pulg2) 14.5*10‐5 bar (bar) 0.0689 PSI (lb/pulg ) atmósferas (atm) 0.0680 PSI (lb/pulg2) pascal (Pa) 6.894*103 PSI (lb/pulg2) 2
CUADRO Nº 19. UNIDADES DE CONVERSION DE PRESION FUENTE: SI. ELABORACION PROPIA 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 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 37 Multiplicar por MMBTU ft³ Gas Natural (GN) 1,000 MMBTU m³ Gas Natural (GN) 28.3 CUADRO Nº 20. EQUIVALENCIAS PRÁCTICAS USADAS DE GAS NATURAL FUENTE: SI ‐ ELABORACION PROPIA 38