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1 GERENCIA DE FISCALIZACION DE GAS NATURAL BOLETIN ESTADISTICO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL SEPTIEMBRE 2013
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GERENCIA DE FISCALIZACION DE GAS NATURAL
BOLETIN ESTADISTICO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL
SEPTIEMBRE 2013
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INDICE
1. INTRODUCCION _________________________________________________________ 5
2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ____________________________ 5
3. INDICADORES __________________________________________________________ 5
3.1. APORTE POR REGULACION _________________________ ¡Error! Marcador no definido. 3.1.1. Empresas aportantes por actividades de gas natural __________ ¡Error! Marcador no definido. 3.1.2. Pago del Aporte por Regulación ___________________________ ¡Error! Marcador no definido.
3.2. MATRIZ ENERGETICA _____________________________________________________ 5 3.2.1. Matriz Energética en el mundo ___________________________________________________ 5 3.2.2. Matriz Energética en el Perú _____________________________________________________ 9
3.3. INFRAESTRUCTURA _____________________________________________________ 10 3.3.1. Infraestructura de producción en Camisea _________________________________________ 10 3.3.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución __________________________ 11
3.4. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL _____________________ 12 3.4.1. Reservas de gas natural ________________________________________________________ 12 3.4.2. Reservas de líquidos de gas natural _______________________________________________ 13
3.5. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 14 3.5.1. Producción de gas natural ______________________________________________________ 14 3.5.2. Producción de líquidos de gas natural _____________________________________________ 16
3.6. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA ____ 17
3.7. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 18 3.7.1. Transporte gas natural _________________________________________________________ 18 3.7.2. Transporte líquidos de gas natural ________________________________________________ 19
3.8. DISTRIBUCION DE GAS NATURAL __________________________________________ 20 3.8.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores ___________________________________ 20
3.9. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL ___________________________________ 21 3.9.1. Sistema de distribución de gas natural ____________________________________________ 21
a. Redes de distribución en Lima y Callao __________________________________________ 21 b. Redes de distribución en Ica __________________________________________________ 21
3.9.2. Registro de instaladores ________________________________________________________ 22 3.9.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias ____________________________________ 22
a. Sistema de Distribución de Lima y Callao _______________________________________ 22 c. Sistema de Distribución de Ica _________________________________________________ 23
3.9.4. Consumo de gas natural residencial y comercial ____________________________________ 23
3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL _________________________________ 24
3.11. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELECTRICO __________________________________ 24 3.11.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica ________________________________ 24
a. Centrales eléctricas _________________________________________________________ 24 b. Generación eléctrica ________________________________________________________ 27
3.11.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica _________________________ 27
3.12. MERCADO DE GNV Y GNC ________________________________________________ 28 3.12.1. ITF para instalaciones de GNV ___________________________________________________ 28 3.12.2. Estaciones de GNV con ITF ______________________________________________________ 28 3.12.3. Demanda de GNV _____________________________________________________________ 29 3.12.4. Número de vehículos a GNV_____________________________________________________ 29 3.12.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC) _______________________________________ 30 3.12.6. Unidades de transporte de GNC _________________________________________________ 30
3
3.13. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO __________________________________ 31 3.13.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita ____________________________________ 31 3.13.2. Embarques de gas natural licuado ________________________________________________ 31 3.13.3. Volumen de gas natural exportado _______________________________________________ 32
3.14. INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO__________________ 33 3.14.1. Producto Bruto Interno ________________________________________________________ 33 3.14.2. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos ________________________________ 33 3.14.3. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos ______________________________ 34 3.14.4. Precio Henry Hub _____________________________________________________________ 34 3.14.5. Precios del gas natural vehicular y residencial ______________________________________ 35
a. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular ________________________ 35 b. Precio gas natural residencial _________________________________________________ 36
3.15. INVERSIONES Y PROYECTOS ______________________________________________ 36 3.15.1. Inversiones programadas para los próximos años ___________________________________ 36 3.15.2. Proyectos futuros _____________________________________________________________ 37
4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS ___________________ 38
4.1. VOLUMEN _____________________________________________________________ 38
4.2. ENERGIA ______________________________________________________________ 39
4.3. PRESION ______________________________________________________________ 39
4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL __________________________________ 40
4.5. GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA ___________________________________ 41
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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: 109 pies cúbicos / España: 1012 pies cúbicos)
BCFD Billones americanos de pies cúbicos por día
BLS Barriles
MBLS Miles de barriles (103 barriles)
MMBLS Millones de barriles (106 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
C 3 Propano
C3+ Propano y más pesados
C4 Butanos
C4+ Butanos y más pesados
C5 Pentanos
C5+ 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 106 Watts-Hr
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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
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 Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos)
TCF Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 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 106 Watts
GW 109 Watts
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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 47.5% en el año 1972 al 33.1% correspondiente al año 2012. 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 4. 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 29.9%.
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GRAFICO Nº 1. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO – ÚLTIMAS CINCO DECADAS FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2013. ELABORACION PROPIA
La evolución de la matriz energética mundial en la última década se muestra en el gráfico Nº 5, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 37.6% en el año 2002 al 33.1% correspondiente al 2012. 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 25.7% en al año 2002 al 29.9% en el año 2012.
27.9% 28.2% 26.6% 25.7% 29.9%
0.4% 0.6% 1.9%
0.6% 3.2% 5.8% 6.3% 4.5%
47.5% 42.3% 38.9% 37.6% 33.1%
18.6% 20.1% 22.2% 23.6% 23.9%
5.4% 6.2% 6.1% 6.2% 6.7%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1972 1982 1992 2002 2012
Hidroenergía Gas Natural Petróleo Nuclear Renovables Carbón
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GRAFICO Nº 2. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO 2002 - 2012 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2013. ELABORACION PROPIA
El año 2012, de acuerdo a lo mostrado en el gráfico Nº 6, en Asia Pacífico el mayor consumo se concentró en el carbón (2,609.1 MMTEP), en Europa y Eurasia en el gas natural (975.0 MMTEP), en Norte América en el petróleo (1,016.8 MMTEP), en Medio Oriente en el petróleo (375.8 MMTEP) en Sur y Centro América en el petróleo (302.2 MMTEP) y en África lo fue en el petróleo (166.5 MMTEP).
25.7% 26.8% 27.3% 27.9% 28.5% 29.0% 29.0% 29.1% 29.6% 30.4% 29.9%
0.6% 0.7% 0.7% 0.8% 0.8% 0.9% 1.1% 1.2% 1.3% 1.5% 1.9% 6.3% 6.0% 6.0% 5.8% 5.7% 5.5% 5.4% 5.4% 5.2% 4.9% 4.5%
37.6% 37.1% 36.8% 36.2% 35.6% 35.2% 34.6% 34.4% 33.6% 33.1% 33.1%
23.6% 23.5% 23.2% 23.2% 23.1% 23.3% 23.7% 23.4% 23.8% 23.7% 23.9%
6.2% 6.0% 6.0% 6.1% 6.2% 6.1% 6.3% 6.5% 6.5% 6.5% 6.7%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Hidroenergía Gas Natural Petróleo Nuclear Renovables Carbón
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GRAFICO Nº 3. CONSUMO DE ENERGIA EN EL MUNDO - AÑO 2012 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2013. ELABORACION PROPIA
375.8 370.6
9.9 0.3 5.1 0.1
1016.8820.0
468.5206.9 156.3 57.0
1389.4
562.5
2609.1
78.1 289.064.1
166.5 110.597.5
3.2 24.1 1.4302.2 148.628.2 5.0 165.7
15.6
879.8 975.0516.9 266.9 190.8 99.1
MMTEP
América del Norte
Sur y C. América
Medio Oriente
Europa y Euroasia
Asia Pacífico
África
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3.1.2. Matriz Energética en el Perú
En nuestro país, el consumo de gas natural durante los años 72, 82 y 92 sólo representó entre el 7.9% y 4.1% de la matriz energética. En las dos últimas décadas según se muestra en el gráfico Nº 7, el gas natural creció del 3.3% al 30.9%, crecimiento explicado por el desarrollo de los proyectos Aguaytía el año 1997, y Camisea el año 2004.
GRAFICO Nº 4. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU – ÚLTIMAS CINCO DECADAS
FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2013. ELABORACION PROPIA
En el gráfico Nº 8 se muestra como la participación del gas natural en la matriz energética durante los últimos 10 años, ha pasado del 3% en el año 2002 al 31% en el 2012, 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.
GRAFICO Nº 5. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU - 2002 AL 2012 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2013. ELABORACION PROPIA
0.8% 0.7% 2.0% 4.7% 3.1%
72.9% 70.9% 67.5% 57.2%
43.0%
7.9% 7.9% 4.1%
3.3% 30.9%
18.3% 20.5% 26.4%
34.8% 23.1%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1972 1982 1992 2002 2012
Hidroenergía Gas Natural Petróleo CarbónMBEPD
5% 5% 5% 5% 4% 5% 4% 4% 3% 3% 3%
57% 55% 57% 53% 51% 48% 49% 49% 45% 45% 43%
3% 4% 6% 10%
12% 17% 19% 19% 26% 27% 31%
35% 36% 32% 31% 34% 31% 28% 28% 25% 25% 23%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
HIDRO ENERGIA GAS NAT PETROLEO CARBON / COQUEMBEPD
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Durante el 2012, el consumo de energía primaria en el Perú ascendió a 439.1 MBEPD, 8.3% mayor al resultado del año 2011, donde el consumo de energía era de 405.4 MBEPD. La participación del gas natural alcanzó el 31% del total de la demanda de energía nacional.
GRAFICO Nº 6. CONSUMO DE ENERGIA PRIMARIA - AÑO 2012
FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF
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: 13 Productores, 2 Productor – Reinyector, 3 Reinyectores.
LOCACIÓN POZO ESTADO
SAN MARTÍN 1
SAN MARTIN 1 Productor - Reinyector SAN MARTIN 1001D Productor SAN MARTIN 1002D Productor - Reinyector SAN MARTIN 1003D-ST1 Productor SAN MARTIN 1004D-ST1 Productor
SAN MARTÍN 3 SAN MARTIN 3-ST1 Reinyector SAN MARTIN 1005 Reinyector SAN MARTIN 1006 Reinyector
CASHIRIARI 1
CR1-1R Productor CR1-1001D Productor CR1-1002D Productor CR1-1003D Productor CR1-1004D Productor
CASHIRIARI 3
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
Carbón, 13.4, 3%
Petróleo, 188.6, 43%
Gas Natural, 135.5, 31%
Hidroenergía, 101.52,
23%
MBEPD
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Pozos en el Lote 56: 5 Productores, 2 Productor – Reinyector
LOCACIÓN POZO ESTADO
PAGORENI A
PAG 1004D Productor - Reinyector PAG 1005D Productor - Reinyector PAG 1006D Productor PAG 1007D Productor
PAGORENI B PAG 1001D Productor PAG 1002D-ST1 Productor PAG 1003D-ST1 Productor
MIPAYA
MIP-1002-XCD Productor (no operativo)* MIP-1001-XCD Productor (no operativo)* MIP – 1003CD-ST Productor (no operativo)* MIP-CRI Reinyector de cortes de perforación
* Aún no ingresan en operación por construcción de instalaciones de superficie CUADRO Nº 2. POZOS DEL LOTE 56
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución
En el Cuadro Nº 4 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 2013
PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL (MMPCD)
MALVINAS 440 440 440 440 1,160 1,160 1,160 1,160 1,680 1,680
AGUAYTIA 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70
GMP 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80
DUCTO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (MMPCD)
TGP 314 314 314 314 314 380 450 530 610 610
DUCTO DE TRANSPORTE DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL (MBPD)
TGP 50 50 50 50 70 85 88 88 110 110
DUCTO DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL (MMPCD)
GNLC 255 255 255 255 255 255 255 255 255 420
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
VERDUN-GRAÑA Y MONTERO 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
PROCESADORA DE GAS PARIÑAS - 2 2 2 2 2 2 2 2 2
CUADRO Nº 3. INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL
FUENTE: PROPIA - MINEM. ELABORACION PROPIA
En el Cuadro Nº 5 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
12
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 129.4 MBPD.
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
EL MILAGRO - PETROPERU 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
PUCALLPA - MAPLE 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25
IQUITOS - PETROPERU 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
CONCHAN - PETROPERU 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5
TALARA - PETROPERU 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
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 15.38 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 86.90%, ver cuadro Nº 6 y gráfico Nº 10.
AREA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Costa Norte 0.17 0.16 0.19 0.20 0.21 0.21 0.20 0.33 0.25 0.24 0.91 0.97
Zócalo 0.17 0.18 0.18 0.18 0.29 0.29 0.28 0.66 0.35 0.29 0.29 0.21
Selva Central 0.28 0.27 0.25 0.24 0.22 0.21 0.19 0.17 0.22 0.21 0.21 0.32
Selva Sur 8.11 8.11 8.11 10.87 11.20 11.15 11.15 11.04 11.18 11.72 11.29 13.87
Total 8.73 8.72 8.72 11.49 11.93 11.84 11.82 12.20 12.00 12.46 12.70 15.38 CUADRO Nº 5. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL – TCF
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
GRAFICO Nº 7. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL NIVEL PAIS
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FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
La reservas probadas de gas natural en el país, actualmente representan el 54% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 11.
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 789.7 MMBLS, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 93%, ver cuadro Nº 7 y gráfico Nº 12.
AREA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Zócalo - - - - - - - - 13.3 6.6 6.7 14.4
Selva Central 13.3 12.3 10.5 9.1 7.7 6.5 5.4 4.4 6.8 6.5 8.2 12.8
Selva Sur 566.5 566.5 566.5 708.9 687.7 675.0 668.7 653.8 611.6 644.9 612.1 762.6
Total 579.8 578.8 577.0 718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0 789.8 CUADRO Nº 6. FUENTE MINEM: RESERVAS PROBADAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL – MMBLS
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
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 53% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 13.
0
200
400
600
800
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
579.8 578.8 577.0
718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0
789.8 MMBLS
14
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 14 se muestra la evolución de la producción de gas natural en el país. A agosto del año 2013, la producción del proyecto Camisea (Lotes 56 y 88) representó el 96.49 % del total producido, tal como se puede observar las cifras mostradas en el cuadro Nº 8.
Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción al mes de agosto
GRAFICO Nº 11. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
45% 42% 42% 42% 42% 42% 51% 51% 50% 50% 49%
28% 28% 40%
53%
23% 25% 25% 25% 25% 25% 15% 21% 22% 22% 22%
34% 25%
33% 29%
32% 34% 34% 33% 33% 33% 34% 28% 28% 28% 29% 38%
48% 27%
18%
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
RESERVAS POSIBLES RESERVAS PROBABLES RESERVAS PROBADAS
AGUAYTIA 31C
PLUSPETROL CORP. 56 PLUSPETROL CORP.
88
TOTAL COSTA NORTE Y ZÓCALO
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
450,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (*)
TOTAL COSTA NORTE YZÓCALOPLUSPETROL CORP. 88
PLUSPETROL CORP. 56
MMPC
15
ZONA EMPRESA LOTE 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (*)
COSTA NORTE
GMP I 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 1,912.7
PET. MONTERRICO II 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 62.3 329.1 347.5 325.6 SAPET VI/VII 1,436.3 1,513.6 1,176.6 969.0 751.2 719.8 457.9 787.4 930.4 1,100.7 1,065.7
PETROBRAS ENERGIA PERU X 2,570.9 3,070.5 3,664.3 3,701.0 3,689.5 3,983.0 3,885.8 4,452.7 4,948.6 3,876.3 2,479.3
OLYMPIC XIII 860.2 645.0 417.9 438.8 440.9 346.4 206.0 229.5 342.1 1,077.0 2,155.0
TOTAL COSTA NORTE 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 7,938.3
ZÓCALO NORTE PETROTECH Z-2B 3,473.0 4,082.1 3,500.9 5,155.1 5,133.2 5,159.4 4,015.2 4,126.5 4,038.8 3,043.9 1,089.9
TOTAL ZÓCALO 3,473.0 4,082.1 3,500.9 5,155.1 5,133.2 5,159.4 4,015.2 4,126.5 4,038.8 3,043.9 1,089.9
TOTAL COSTA NORTE Y ZÓCALO 8,558.3 10,099.6 9,700.8 11,288.5 11,464.8 11,959.3 10,274.1 11,307.2 12,260.2 11,195.8 9,028.1
SELVA SUR PLUSPETROL CORP. 88 0.0 7,032.8 28,440.8 37,583.9 69,006.0 93,090.3 99,722.9 135,672.8 167,131.4 182,113.3 180,738.1
PLUSPETROL CORP. 56 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 98,642.3 215,210.7 214,298.0 227,929.8
SELVA CENTRAL AGUAYTIA 31C 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 11,187.6 5,849.2
TOTAL SELVA 9,924.8 20,256.0 43,646.3 51,402.6 83,020.7 107,996.5 112,406.9 244,302.0 388,909.3 407,598.9 414,517.1
TOTAL PAIS (MMPC) 18,483.1 30,355.7 53,347.1 62,691.1 94,485.5 119,955.7 122,681.0 255,609.2 401,169.4 418,794.7 423,545.2
PROMEDIO (MMPCD) 50.6 82.9 146.2 171.8 258.9 327.7 336.1 700.3 1,099.1 1,144.2 1,160.4
CUADRO Nº 7. PRODUCCION DE GAS NATURAL A NIVEL PAIS – MMPC
(*) Las cifras del 2013 es el acumulado de la producción al mes de agosto FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
16
Respecto a los volúmenes de gas exportado, podemos indicar que en el mes de septiembre del 2013 se alcanzó en promedio 608.8 MMPCD de los 1172.28 MMPCD producidos en Camisea. Por otro lado el volumen acumulado de gas natural exportado al presente mes es equivalente a 0.68 TCF, lo cual representa el 73.91 % del total consumido del mercado interno, ver gráfico Nº 15.
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 9 y gráfico Nº 16, se muestra la evolución de la producción de LGN en el país desde el año 2001 al 2013, las cuales pasaron de 3.96 a 106.38 MBPD.
EMPRESA LOTE 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013*
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 2.35
PLUSPETROL 88 - - - - - - - - - 10.32 32.14 34.68 33.76 30.77 36.59 47.38 44.51 45.82 64.60
56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 10.02 34.44 33.39 35.00 36.56 38.46
PETROTECH Z-2B - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 0.56 1.20 1.19 1.27 1.29
TOTAL MBPD 3.96 4.09 4.03 14.22 35.84 38.01 36.76 43.45 74.25 84.47 83.16 86.33 106.21
CUADRO Nº 8. PRODUCCION DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL – MBPD (*) Las cifras del 2013 es el acumulado de la producción al mes de agosto
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
17
Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción al mes de agosto
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 septiembre del 2013 el factor de procesamiento de la Planta Malvinas fue de 102 %, habiendo procesado un volumen promedio de gas natural de 1053 MMPCD para el Lote 88 y un volumen de 665 MMPCD para el Lote 56, lo cual representa un incremento del 54% en el consumo de gas natural para el Lote 88 y un incremento del 1% en el consumo del Lote 56 respecto del mismo mes del año 2012.
(*)Volumen promedio de GN procesado enero – septiembre 2013
GRAFICO Nº 14. GAS PROCESADO EN PLANTA MALVINAS FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
PLUSPETROL CORP. 56
PLUSPETROL CORP. 88
AGUAYTIA 31 C
SAVIA Z-2B
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
SAVIA Z-2B
AGUAYTIA 31 C
PLUSPETROL CORP. 88
PLUSPETROL CORP. 56
MBPD
315.9 426.7 472.7 472.2 445.8
564.6 785.9 735.0 748.0
1089.0 362.1
416.7
436.2 560.3 635.0
658.9
0.72
0.97
1.07 1.07
0.92 0.85
1.05 1.12
1.02 1.04
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013LOTE 56 LOTE 88 Indice de Producción Planta Malvinas
MMPCD
(*)
18
Por otro lado, la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco en septiembre 2013, alcanzó un factor de procesamiento de 81%, llegando a procesar en promedio 97.8 MBPD, cuyo valor representa un incremento del 4% respecto al mismo mes del año 2012.
23.032.3 34.8 33.7 30.6
36.547.3 44.62 46.08
64.48
29.8
34.4
33.4 34.83 36.78
38.410.66
0.92 0.990.96
0.83 0.83
0.95 0.94
0.87
0.86
0
20
40
60
80
100
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
LOTE 56 LOTE 88 Indice de Producción
MBPD
(*)
(*)Volumen promedio de LGN procesado enero – agosto 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 septiembre del 2013 para el mercado interno fue de 563 MMPCD y para la exportación 609 MMPCD. Asimismo tal como se muestra en el gráfico Nº 19, el indicador de utilización del ducto promedio del mes es 92% de la capacidad del sistema de transporte.
GRAFICO Nº 16. VOLUMENES PROMEDIO TRANSPORTADOS GAS NATURAL
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
368.
1
448.
5
484.
3
494.
0
387.
3 575.
8
571.
0
610.
0
0.91 1.00 1.00 0.99
0.74
0.85
0.87 0.81
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
2010 2011 2012 2013Volumen Transportado para Planta Melchorita Volumen Transportado Sistema Malvinas - LurínMáximo Volumen Transportado en el mes Indicador de Uso del ducto TGP - Contrato BOOT
MMPCD
19
En el gráfico Nº 20, 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).
GRAFICO Nº 17. VOLUMEN DIARIO DE GAS NATURAL ENTREGADO POR TGP
FUENTE: TGP. ELABORACION PROPIA
3.6.2. Transporte líquidos de gas natural
En septiembre del 2013, el promedio transportado alcanzó los 97.7 MBPD, presentando un incremento del 6% en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 2012, tal como se muestra en el gráfico Nº 21.
(*)Volumen promedio transportado de LGN enero – septiembre 2013 GRAFICO Nº 18. VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
-
200
400
600
800
1,000
1,200ag
o-04
feb-
05
ago-
05
ene-
06
jul-0
6
ene-
07
jul-0
7
dic-
07
jun-
08
dic-
08
may
-09
nov-
09
may
-10
nov-
10
abr-
11
oct-
11
abr-
12
sep-
12
mar
-13
sep-
13
Volumen Entregado TotalPlanta MelchoritaB.O.O.T
MMPCD
22.9 32.3 34.7 33.7 40.5
71.0 80.7 79.5 82.3
102.4
0.46
0.65 0.69 0.67
0.48
0.84
0.94 0.90
0.82
0.93
0
20
40
60
80
100
120
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Volumen de LGN Transportado (MBPD) Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG)
MBPD
(*)
20
3.7. DISTRIBUCION DE GAS NATURAL
3.7.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores
En el gráfico Nº 22, 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 septiembre de 2013. En este mes el consumo fue de 539.96 MMPCD, presentando un incremento en el consumo del 8% con respecto al mismo mes del año 2012, ver gráfico N° 23, distribuido por sectores.
GRAFICO Nº 19. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL PROVENIENTE DE CAMISEA
FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA
GRAFICO Nº 20. DEMANDA PROMEDIO DE GAS NATURAL DE CAMISEA EN EL MES DE SEPTIEMBRE 2013
FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
ago-
04
dic-
04
abr-
05
sep-
05
ene-
06
may
-06
oct-
06
feb-
07
jul-0
7
nov-
07
mar
-08
ago-
08
dic-
08
abr-
09
sep-
09
ene-
10
may
-10
oct-
10
feb-
11
jul-1
1
nov-
11
mar
-12
ago-
12
dic-
12
abr-
13
sep-
13
Generadores Eléctricos Industriales GNV Residenciales y ComercialesMMPCD
Generadores Eléctricos
356.81 66.1%
Industriales 116.58 21.6% GNV
63.16 11.7%
Residenciales y Comerciales
3.41 0.6%
MMPCD
21
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 septiembre de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de gas natural en Lima y Callao fueron de 2,954 km, mostrando un crecimiento del 31% respecto al mismo mes del año 2012, de los cuales 369 km corresponden a redes de acero y 2,585 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según se muestra en el gráfico Nº 24.
GRAFICO Nº 21. REDES DE GAS NATURAL EN LIMA Y CALLAO
FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
b. Redes de distribución en Ica
En agosto de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de Ica es de 734.9 km, de los cuales 300 km corresponden a redes de acero y 434.9 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según el gráfico Nº 25.
GRAFICO Nº 22. REDES DE GAS NATURAL EN ICA FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA
0
400
800
1200
1600
2000
2400
2800
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 sep-13
142 158 184 209 267 310 338 359 369 78 275 357 446
639 963
1,403
2,109 2,585
220 433
541 655
906
1,273
1,741
2,468
2,954
Polietileno Acero
Km
0
100
200
300
400
500
600
700
37.0 60.8 76.7 88.6 130.1 170.3 217.2 246.0 280.5 291.9 298.5 300.0 303.5 94.1 110.4
128.8 145.1 151.8
170.1 201.6
233.4 263.6
326.1 381.0
434.9 493.8
131.1 171.2
205.5 233.7
281.9
340.4 418.8
479.4
544.1 618.0
679.5 734.9
797.3
Polietileno Acero
Km
22
3.8.2. Registro de instaladores
El registro de instaladores de gas natural, al mes de septiembre de 2013 cuenta con 369 instaladores registrados, de los cuales 265 son personas naturales y 104 son personas jurídicas según lo mostrado en el gráfico Nº 26.
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 septiembre a 127,770 usuarios, presentando un crecimiento del 58% respecto al mismo mes del año 2012, de los cuales 461 son usuarios con instalaciones industriales y 127,309 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 27.
GRAFICO Nº 24. CONSUMIDORES HABILITADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION LIMA Y CALLAO
FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
IG1 IG2 IG3
106
4
155
2 0
102
Persona NaturalPersona Jurídica
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
1,717 5,115 6,764 9,836 16,544
28,226
55,133
90,795
127,309
71 155 218 266
324
354
395
437
461
1,788 5,270 6,982 10,102
16,868
28,580
55,528
91,232
127,770
IndustrialesResidenciales y Comerciales
N° Consumidores
23
c. Sistema de Distribución de Ica
Para septiembre del 2013 se tiene 3011 instalaciones internas habilitadas como se muestra en el gráfico Nº 28.
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 29, en septiembre de 2013 llegó a los 3.41 MMPCD, lo cual representa el 0.76% del consumo total, representando además una disminución del 26% respecto al mismo mes del año 2012.
(*)Volumen promedio de GN enero – septiembre 2013
GRAFICO Nº 26. DEMANDA DE GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4
1,600 1,746 1,845 1,933
2,101 2,188 2,307 2,510
2,789 3,011
N° Instalaciones
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
0.003 0.020 0.235
0.577
1.170 1.305 1.325
2.02
3.25 3.37
MMMPCD
(*)
24
3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL
En el gráfico Nº 30, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector industrial, proveniente de Camisea, en septiembre de 2013 fue de 116.58 MMPCD, lo cual representa el 25.88% del consumo total, representando un aumento del 6% respecto al mismo mes del año 2012.
(*)Volumen promedio de GN enero – septiembre 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 10 al 14 se presenta el listado de las centrales eléctricas integradas al COES. Según lo mostrado en el gráfico Nº 31, 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 57.4 % es con fuente hídrica y el 38.9 % se generó con gas natural.
CUADRO Nº 9. CENTRALES TERMICAS A DIESEL
Empresa Central Potencia Efectiva (MW)
EGASA C.T. CHILINA 15.8
EGENOR
C.T. CHICLAYO OESTE 10.2
C.T. CHIMBOTE 20.2
C.T. PIURA 24.9
ELECTROPERÚ C.T. EMERGENCIA MOLLENDO 60.0
C.T. EMERGENCIA PIURA 81.1
ENERSUR C.T. ILO1 68.9
SAN GABÁN C.T. BELLAVISTA 1.7
C.T. TAPARACHI 4.3
SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS 1.2
TOTAL 288.3
0
20
40
60
80
100
120
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
15.1 20.0
40.3
60.4
75.2 80.4 92.5
108.8 111.5 119.8 MMPCD
(*)
25
CUADRO Nº 10. CENTRALES HIDRAULICAS
Empresa Central Potencia Efectiva (MW)
AYEPSA C.H. PÍAS 12.6
CELEPSA C.H. PLATANAL 217.4
CHINANGO C.H. CHIMAY 150.9
C.H. YANANGO 42.6
CORONA C.H. HUANCHOR 19.6
EDEGEL
C.H. CALLAHUANCA 80.4
C.H. HUAMPANI 30.2
C.H. HUINCO 247.3
C.H. MATUCANA 128.6
C.H. MOYOPAMPA 66.1
EGASA
C.H. CHARCANI I 1.7
C.H. CHARCANI II 0.6
C.H. CHARCANI III 4.6
C.H. CHARCANI IV 15.3
C.H. CHARCANI V 144.6
C.H. CHARCANI VI 8.9
EGEMSA C.H. MACHUPICCHU 88.8
EGENOR
C.H. CAÑA BRAVA 5.7
C.H. CAÑON DEL PATO 263.5
C.H. CARHUAQUERO 95.1
C.H. CARHUAQUERO IV 10
EGESUR C.H. ARICOTA I 22.5
C.H. ARICOTA II 12.4
ELECTROPERÚ C.H. MANTARO 670.7
C.H. RESTITUCION 215.4
ENERSUR C.H. YUNCAN 136.8
GEPSA C.H. LA JOYA 10.0
HIDROCAÑETE C.H. NUEVA IMPERIAL 4.0
MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR 3.5
SAN GABÁN C.H. SAN GABAN II 113.1
SANTA CRUZ
C.H. HUASAHUASI I 10.0
C.H. HUASAHUASI II 10.0
C.H. SANTA CRUZ 7
C.H. SANTA CRUZ II 7.4
SANTA ROSA C.H. PURMACANA 1.8
SINERSA C.H. POECHOS II 10
SN POWER
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 112.7
C.H. HUAYLLACHO 0.2
C.H. MISAPUQUIO 3.9
C.H. SAN ANTONIO 0.6
C.H. SAN IGNACIO 0.4
TOTAL 3,140.1
26
CUADRO Nº 11. CENTRALES TERMICAS A CARBON, BAGAZO Y BIOCOMBUSTIBLES Recurso Energético Empresa Central Potencia Efectiva (MW)
Bagazo AIPSAA C.T. PARAMONGA 20.0
Bagazo MAPLE ETANOL C.T. MAPLE ETANOL 29.5
Carbón ENERSUR C.T. ILO2 140.6 Biogás PETRAMAS C.TB. HUAYCOLORO 5.1
TOTAL 195.2
CUADRO Nº 12. CENTRALES TERMICAS A RESIDUAL
Empresa Central Potencia Efectiva (MW)
EGASA
C.T. CHILINA 26.6
C.T. MOLLENDO 29.8
C.T. PIURA 24.8
ELECTROPERÚ C.T. TUMBES 16.3
ENERSUR C.T. ILO1 155.1
SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS 61.7
TOTAL 289.6
CUADRO Nº 13. CENTRALES TERMICAS A GAS NATURAL Empresa Central Potencia Efectiva (MW)
EDEGEL C.T. SANTA ROSA 425.9
C.T. VENTANILLA 485.0
EEPSA C.T. MALACAS 115.9
EGASA C.T. PISCO 70.7
EGENOR C.T. LAS FLORES 192.9
EGESUR C.T. INDEPENDENCIA 23.0
ENERSUR C.T. CHILCA 811.1
KALLPA C.T. KALLPA 857.4
SDE PIURA C.T. TABLAZO 29.0
SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO 30.3
TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA 170.4
TOTAL 3,211.5
Nota: Producción eléctrica de enero a julio del 2013 GRAFICO Nº 28. PRODUCCION ELECTRICA POR FUENTE DE ENERGIA - 2013
FUENTE: COES. ELABORACION PROPIA
Hidráulica 12,837 56.1%
Gas Natural 9,193 40.2%
Carbón 454
2.0% Residual
66 0.3%
Diesel 93
0.4%
Bagazo 121
0.5%
Biogás 24
0.1%
Solar 108
0.5%
GW
27
b. Generación eléctrica
En el gráfico Nº 32, 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.
(*) Producción de energía eléctrica acumulada enero –julio 2013
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 33, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector eléctrico proveniente de Camisea, en septiembre de 2013 fue de 356.81 MMPCD, lo cual representa el 79.22% del consumo total, representando un aumento del 12% respecto al mismo mes del año 2012.
(*)Volumen promedio de GN enero – septiembre 2013
GRAFICO Nº 30. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELECTRICO FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
17.6 18.0 18.5 17.5 18.0 19.6 19.5 19.1 19.9 20.1 21.9 22.0 13.6
3.2 3.9 4.4 6.7 7.5 7.8 10.4 13.4 13.0 15.9 17.0 18.9
9.6
20.8 22.0 22.9 24.3 25.5 27.4
29.9 32.5 32.9
35.9 38.9
41.0
23.1
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013(*)
TérmicaHidráulica
Miles GW.H
0
50
100
150
200
250
300
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
31.5
60.4 64.9
125.3
167.8 173.4
240.5
280.7 296.8 294.5
MMPCD
(*)
28
3.11. MERCADO DE GNV Y GNC
3.11.1. ITF para instalaciones de GNV
A septiembre del 2013 el Tiempo de Atención promedio para la emisión de documentos de autorización de instalación de Estaciones de GNV ha sido de 10.10 días hábiles (ver gráfico Nº 34), presentando un aumento en el tiempo de atención del 18% en relación al número de días de atención respecto al año 2012, encontrándose por debajo del límite de los 15 días hábiles.
(*)Tiempo de Atención promedio enero – septiembre 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 35, a septiembre del 2013 se cuenta con 222 estaciones de GNV en operación, mostrando un crecimiento del 12% respecto al mismo mes del año 2012; 26 estaciones con ITF aprobado que se encuentran en construcción, 85 proyectos de estaciones con ITF aprobados y habilitadas para inicio de obras, y 27 proyectos de estaciones en proceso de trámite para la obtención del ITF.
GRAFICO Nº 32. NUMERO DE ESTACIONES DE GNV CON ITF FUENTE: PROPIA
12.47 13.66 12.99
11.36 10.84 10.08 10.10
0
3
6
9
12
15
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (*)
Días Hábiles/ Intervención
4 22 55
95
139
178 205
222
13 40
73 84
95 92 84 85
3 22 25 33 37 27 23 26 25 15 28 29 24 10 25
27 0
50
100
150
200
250
Dic 06 Dic 07 Dic 08 Dic 09 Dic 10 Dic 11 Dic 12 sep-13
EE.SS. operativosEE.SS. con ITF (no inicia construcción)EE.SS. con ITF (en construcción)Total Pendientes en Trámite ITF
N° Estaciones de GNV
29
3.11.3. Demanda de GNV
En septiembre de 2013 se alcanzó un consumo promedio diario de 63.16 MMPCD, que representa un 14.02% del consumo total, representando además una disminución del 9% en el consumo respecto al mismo mes del año 2012. Ver el gráfico Nº 36.
(*)Volumen promedio de GN enero – septiembre 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 37 a agosto 2013, asciende a 163,968 unidades activas, mostrando un crecimiento del 14% en comparación con el mismo mes del año 2012, las cuales son abastecidas por las 222 estaciones de GNV, además se cuenta con 204 talleres de conversión a GNV.
GRAFICO Nº 34. VEHICULOS A GNV FUENTE: COFIDE. ELABORACION PROPIA
0
10
20
30
40
50
60
70
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
0.68 5.09
15.22
24.06
33.58
44.18
59.63 62.65
MMPCD
(*)
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 jul-13 ago-13
5,489
23,958
54,829
81,029
103,712
126,519
151,781 162,516 163,968
N° de Vehículos a GNV
30
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 38 se muestra que a septiembre 2013 se cuenta con 50 Estaciones de GNC, de las cuales 13 son de descompresión, 26 de Trasvase, 6 de Carga y 5 de Compresión.
GRAFICO Nº 35. ESTRUCTURA DEL GASODUCTO – SEPTIEMBRE 2013 FUENTE: PROPIA
3.11.6. Unidades de transporte de GNC
En lo que respecta a las unidades de transporte de GNC, a septiembre del 2013, el mercado nacional cuenta con 132 semirremolques de GNC autorizados, siendo 1292 el número de las posibles combinaciones entre tractos y semi-remolques autorizados. En el gráfico Nº 39 se muestra en número de semirremolques autorizados por empresa.
0
10
20
30
40
50
60
EGP NEOGASPERU S.A.
GNCENERGIAPERU SAC
GASCOP TRANSP.GUAPO
LINDO SRL
GRIFOSESPINOZA
SA
INV.SATELITE
SAC
GTM DELPERU
ENERGIGASARGENTINA
SAC
GLPGRANEL
S.A.C
GARO DIS.R.L.
34
53
2
18
2
9
15 3 3 2
Semi-remolques autorizados
GRAFICO Nº 36. SEMI-REMOLQUES AUTORIZADOS – 2013
FUENTE: PROPIA
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
ITF en Trámite Con ITF En Construcción En Operación
4 12
6 13
9
17
6
26
3
7
7
6
1
6
0
5 Estación de CompresiónEstación de Carga de GNCEstación de TrasvaseEstación de Descompresión
N° de Estaciones
31
3.12. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO
3.12.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita
En el gráfico Nº 40, se muestra los volúmenes de gas natural suministrado a la Planta Melchorita para la producción de gas natural licuado, teniendo un volumen promedio de 608.80 MMPCD para septiembre 2013.
GRAFICO Nº 37. GAS NATURAL PARA PLANTA MELCHORITA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.12.2. Embarques de gas natural licuado
A septiembre del 2013, se han realizado 174 embarques para exportación del GNL, en el gráfico Nº 41 se muestra el número de embarques realizados por mes, en promedio en el último año se tiene 5 embarques por mes.
(*)Número de embarques para la exportación de GNL enero – septiembre 2013 GRAFICO Nº 38. NUMERO DE EMBARQUES PARA EXPORTACION
FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA
Respecto a los puntos de destino debemos indicar que embarques, es decir el del total de los embarques, han tenido como destino México. En el gráfico Nº 42 podemos
0
100
200
300
400
500
600
700
2010 2011 2012 2013
439
576 571 610
MMPCD
0
10
20
30
40
50
60
2010 2011 2012 2013
23
55 53
43
Nº de Embarques
(*)
32
apreciar los otros destinos para el GNL exportado de la Planta Melchorita: Asia, Europa, Norteamérica y América del Sur.
GRAFICO Nº 39. NUMERO DE EMBARQUES SEGUN REGION DE DESTINO – SEPTIEMBRE 2013 FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA
3.12.3. Volumen de gas natural exportado
En el gráfico Nº 43, se muestra volumen de gas natural exportado en forma mensual y el volumen acumulado, habiéndose registrado para este año al mes de septiembre del 2013 un volumen acumulado de 663.72 MMMPC.
(*) Se ha considerado un poder calorífico de 1,000 BTU/PC GRAFICO Nº 40. GAS NATURAL EXPORTADO DESDE PLANTA MELCHORITA
FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA
Asia 52
30%
Europa 69
40%
México 40
23% América del Sur
2 1%
Norte América 11 6%
450 469 477
497 516 532
551 570
590 609 625
644 664
19.3 19.4 7.9 19.4 19.4 15.9 19.4 18.9 19.7 19.3 15.8 19.3 19.4
0
100
200
300
400
500
600
700
sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13
Volumen Acumulado
Volumen por mes
MMPC (*)
Mile
s
MMPC (*)
Mile
s
33
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 2012, 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.
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 45 se muestra la evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos (BCH) desde el año 2000 hasta agosto del año 2013. 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.
(*)Acumulado de enero – agosto 2013 GRAFICO Nº 42. EVOLUCION DE LA BALANZA COMERCIAL Y VOLUMETRICA DE HIDROCARBUROS
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
53 54 57 61 70 79 92.4
107.3 127.6 127.2
153.9 173.8
202.3
0
50
100
150
200
250
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
MMMUS$
-713 -504 -492 -724 -1,029 -780 -1,182 -1,465
-2,472
-955 -845 -996 -487 -844
-6,000
-4,000
-2,000
0
2,000
4,000
6,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (*)
Exportación de HidrocarburosExportación LNGImportación de HidrocarburosSaldo Balanza Comercial Hidrocarburos
MMUS$ MMUS$
34
3.13.3. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos
En el gráfico Nº 47 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 agosto 2013, observando que para el presente mes, el precio promedio ha alcanzado un valor de 3.65 US$/MMBTU para el Henry Hub, US$/BL 107.44 para el WTI y US$/BL 112.58 para el Brent. Así mismo el precio del marcador Brent supera al precio del marcador WTI en 5.14 US$/BL .
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 48 se muestra el comportamiento del precio Henry Hub para el gas natural en el periodo enero 1995 a septiembre 2013, del gráfico podemos resaltar los picos alcanzados en los meses de octubre y diciembre 2005 en los que el precio Henry Hub llegó a 13.54 y 13.14 US$/MMBTU respectivamente. En promedio para el presente mes, el precio se ha mantenido con algunas oscilaciones alrededor de 3.65 US$/MMBTU.
GRAFICO Nº 44. PRECIOS PROMEDIOS DEL HENRY HUB
FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA
0
5
10
15
20
0
20
40
60
80
100
120
140
160
ene-
00
sep-
00
jun-
01
feb-
02
nov-
02
ago-
03
abr-
04
ene-
05
oct-
05
jun-
06
mar
-07
dic-
07
ago-
08
may
-09
ene-
10
oct-
10
jul-1
1
mar
-12
dic-
12
sep-
13
WTI BrentHenry Hub
$/MMBTU US$/BL
0
2
4
6
8
10
12
14
ene-
95ju
l-95
ene-
96ju
l-96
ene-
97ju
l-97
ene-
98ju
l-98
ene-
99ju
l-99
ene-
00ju
l-00
ene-
01ag
o-01
feb-
02ag
o-02
feb-
03ag
o-03
feb-
04ag
o-04
feb-
05ag
o-05
feb-
06ag
o-06
feb-
07ag
o-07
mar
-08
sep-
08m
ar-0
9se
p-09
mar
-10
sep-
10m
ar-1
1se
p-11
mar
-12
sep-
12m
ar-1
3se
p-13
US$/MMBTU
35
En el gráfico Nº 49 se muestra el precio promedio anual del Henry Hub para el gas natural en el periodo 1989 y 2012, podemos resaltar los picos presentados el año 2005 y el año 2008 en los que el precio Henry Hub llegó a 8.79 y 8.85 US$/MMBTU respectivamente, los cuales fueron influidos por el Huracán Katrina en EEUU el año 2005 y la crisis económica mundial desatada el 2008.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Invasión de Irak a Kwait
Crisis Financiera Asiática
Huracán Katrina
Crisis Económica Mundial
Invasión de EEUU a Afganistán
Crisis de CaliforniaTormenta Ida
US$/MMBTU
GRAFICO Nº 45. EVOLUCION DE PRECIO ANUALES HENRY HUB FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA
3.13.5. Precios del gas natural vehicular y residencial
a. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular
El Precio promedio del GNV en las estaciones de GNV de Lima y Callao, para septiembre 2013 fue de S/. 1.48 /m3. El GNV es el combustible que representa una mejor alternativa económica frente a otros combustibles de uso vehicular, así tenemos que a septiembre 2013, el precio del GNV fue: 44.8% más barato que el GLP, 61.6 % que el Diesel y 66.1 % que la Gasolina de 90 octanos.
GRAFICO Nº 46. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO VEHICULAR A SEPTIEMBRE 2013
FUENTE: PROPIA
0
13
26
39
52
65
78
91
104
117
130
143
156
55.21% 36.08% 34.43% 32.16% 27.78% 26.39% GNV 38.50
GLP 69.74
Diesel B5 106.72
Gas 84 111.82
Gas 90 119.70
Gas 95 138.60
Gas 97 145.89
S/.MMBTU
31.2 68.22 73.32 81.20 100.10 107.39
Ahorro
36
b. Precio gas natural residencial
El gas natural para uso residencial es el combustible doméstico que representa una mejor alternativa económica frente a GLP residencial, así tenemos que en septiembre 2013, el precio del gas natural residencial fue 44.8% más barato que el GLP.
GRAFICO Nº 47. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO RESIDENCIAL A AGOSTO 2013 FUENTE: PROPIA
3.14. INVERSIONES Y PROYECTOS
3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años
CUADRO Nº 14. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2011-2013 EMPRESA DESCRIPCION INVERSION
PLUSPETROL
• 2da ampliación de la Planta Malvinas (separación GN), ampliación de capacidad de 1,160 a 1,680 MMPCD.
• Con Resolución N° 001-2013-OS-GFGN/DPTN de fecha 10/01/2013, OSINERGMIN aprobó el ITF de Uso y Funcionamiento del Turbo Compresor N° 7.
• La Planta de Minitopping, aprobada con el Informe Técnico Favorable N° 224544-UFMA-037-2013-GFGN/DPTN, inició operaciones el 09/04/2013.
MMUS$ 224 según
programa
PLUSPETROL
• 2da ampliación de la Capacidad de la Planta Pisco de 85 a 120 MBPD. Esto permitirá una producción de 60 MBPD de GLP.
• Primera Etapa: Aprobado con Resolución N°4110-2012-OS-GFGN/DPTN del 05 de octubre del 2012.
• Segunda Etapa: Aprobado con Resolución N°065-2013-OS-GFGN/DPTN del 22 de marzo del 2013, culminando con la totalidad de la certificación del proyecto.
MMUS$ 156 según
programa
PLUSPETROL
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 Abril 2013, se están culminando 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),
MMUS$ 300 según
programado
MMUS$ 100 según EIA
0
10
20
30
40
50
60
70
80
49.79% GNV 38.50
GLP 77.33
S/.MMBTU
37
perforación de tres pozos. Al mes de Junio 2013, se vienen realizando las pruebas de testing para un pozo y se estima que en setiembre iniciaran las pruebas para el segundo pozo.
MMUS$ 70
REPSOL
• Proyecto Prospección Sísmica 2D-3D y Perforación de 22 Pozos Exploratorios de las Locaciones Kinteroni, Mapi y Mashira.
• Desarrollo de Kinteroni Lote 57: Construcción de flowlines. • Se vienen realizando la planificación de las actividades de sísmica en la
locación Sagari.
MMUS$ 150 según EIA
MMUS$ 134
según EIA
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.
• Estudio de Riesgos de la modificación del Sistema de Transporte de GN: Aprobado con fecha 12 de junio de 2012.
• Obra detenida con condiciones de inseguridad en la zona.
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$ 300
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
38
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
MMUS$ 13,000
Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao
• Concesión de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lima
MMUS$ 260
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$ 205
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$ 250
PETROPERU y REPSOL • Gasoducto virtuales al sur del Perú MMUS$
100
Masificación del Uso de Gas Natural utilizando GNC (1ra Etapa)
• Adjudicación de la construcción y operación del proyecto, para el suministro de Gas Natural a las ciudades de Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo, Jauja, Cusco, Juliaca y Puno, a través de la comercialización de GNC.
MMUS$ 17.5
Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gaseoducto Sur Peruano
• Concesión de obras de infraestructura que permita afianzar el Sistema de Seguridad Energética existente, así como descentralizar la generación eléctrica del país; coadyuvando así también al desarrollo del Nodo Energético y el Polo Petroquímico en la zona sur del país.
MMUS$ 17.5
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
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
39
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. ENERGIA
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: 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*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
PSI (lb/pulg2) bar (bar) 0.0689
PSI (lb/pulg2) atmósferas (atm) 0.0680
PSI (lb/pulg2) pascal (Pa) 6.894*103 CUADRO Nº 19. UNIDADES DE CONVERSION DE PRESION
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
40
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 PRÁCTICAS USADAS DE GAS NATURAL FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
41
4.5. GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA
GRAFICO Nº 48. GRAFICO DE EQUIVALNCIAS DE ENERGIA FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS - PROPIA. ELABORACION PROPIA
