Este documento resume el impacto del proyecto Camisea en la generación eléctrica del Perú. Camisea, descubierto en 1984, ha aumentado significativamente la oferta de gas natural en el país y ha permitido reemplazar combustibles más caros en la generación eléctrica, reduciendo los costos. El gas natural de Camisea ahora representa alrededor del 50% de la generación eléctrica total del Perú.
3. Contenido
I. INTRODUCCIÓN
II. HISTORIA
III. PARTICIPACIÓN
IV. ABASTECIMIENTO DEL GAS NATURAL DE CAMISEA
V. IMPACTO EN LOS COSTOS OPERATIVOS MARGINALES
VI. CONSUMO DE EMPRESAS DE GENERACIÓN
4. 39,7 TWh de Electricidad
Consumida
234 Mil Barriles por Día de
Combustible Consumido
58 Mil Barriles por Día de
Petróleo Producido
91 Mil Barriles por Día de
Líquidos del GN Producido
1800 Millones de Pies
Cúbicos de GN Producido
48,1 TWh de Electricidad
Producida
Perú al 2015
23,3 TWh (50%) de
EE Producida con
Hidroeléctrica
50%
600’ PC/D de GN
Consumido
en el Perú
31 Millones de Habitantes
200 Mil Millones de US$ de PBI
7.5 Millones de
Viviendas
5.5 Millones de
Viviendas con
Electricidad
2 Millones de Vehículos
Veámoslo en una unidad común de energía
… >>>
23.9 TWh (50%) de EE
Producida con Gas
Natural
415 Millones de PC/D
(70%) de Gas Natural
usado en GE
600 Millones de PC/D
de GN Exportados
149 Mil Bls/D
Reinyección = 600’ PC/D
Miles de Unidades
Autos 860 43%
Station Wagon 290 15%
Camionetas 539 27%
Omnibus a más 291 15%
Total 1980 100%
50%
I. INTRODUCCIÓN
5. 390 TJ/D de Electricidad
Consumida
1400 TJ/D de
Combustible Consumido
350 TJ/D de Petróleo Producido
550 TJ/D de Líquidos del GN Producido
2000 TJ/D de GN Producido
230 TJ/D (50%)
Hidroeléctrica
474 TJ/D de Electricidad
Producida
Perú al 2015
660 TJ/D de GN
Consumido
en el Perú
Dependemos de los derivados del petróleo ... , y generalmente la tendencia
a largo plazo del precio siempre será al alza
31 Millones de Habitantes
200 Mil Millones de US$ de PBI
7.5 Millones de Viviendas
5.5 Millones de Viviendas
con Electricidad
2 Millones de Vehículos
Miles de Unidades
Autos 860 43%
Station Wagon 290 15%
Camionetas 539 27%
Omnibus a más 291 15%
Total 1980 100%
235 TJ/D (50%) de EE
Producida con Gas
Natural
660 TJ/D de GN
Exportados
50%
50%
900 TJ/D
83%
470 TJ/D (70%) de Gas Natural
usado en GE
I. INTRODUCCIÓN
6. Universidad Nacional
de Ingeniería
CAMISEA ES:
Motor de
crecimiento
para el Perú
Se dispone de energía en la Industria y otros abundante.
Generación Eléctrica a y de buena calidad Gas
•Uso de Gas en vehículos
•Crecimiento del PBI
•Mejora de competitividad
•Balanza Comercial
•Mejora de Calidad de vida
•Nuevos Proyectos
• Cambio positivo de la Matriz Energética
I. INTRODUCCIÓN
7. Universidad Nacional
de Ingeniería
Proyecto Integral de Camisea Esquema
Conceptual de Desarrollo
• Esquema Segmentado:
Módulo de Explotación : Contrato de Licencia / Precio de libre mercado con tope
Módulo de Transporte: Contrato de Concesión / Tarifa de Transporte regulada
Módulo de Distribución: Contrato de Concesión / Tarifa de Distribución regulada
• Sistema de Comercialización:
Contratos privados de compra/venta de Gas Natural y de servicios de transporte
y distribución del Gas
I. INTRODUCCIÓN
10. Universidad Nacional
de Ingeniería
CAMISEA
MALVINAS
PLANTAS DE
SEPARACIÓN,
COMPRESION
Y BOMBEO
LIMA
E
X
P
O
R
T
A
C
I
O
N
GAS
LIQUIDOS
GAS
PRODUCIDO
LPG
NAFTA
GLP y
DM
PISCO
PLANTA
FRACCIONAMIENTO
GAS
REINYECTADO
PROCESO Y
SUMINISTRO
(EN COSTA)
TRANSPORTE
(DUCTOS)
EXPLOTACIÓN
(EN SELVA)
I. INTRODUCCIÓN
11. Universidad Nacional
de Ingeniería
Transporte
Gasoducto de 730 Km
(Malvinas – Lima)
Poliducto de 540 Km
Malvinas - Pisco
Distribución (Calidda
Área de Concesión:
Lima & Callao
Planta Melchorita
Licuefacción de gas
620 MM PCD
Planta Pisco
Fraccionamiento
Planta Malvinas
Procesamiento de Gas
1680 MM PCD
Explotación de Gas
Yacimiento de Camisea
I. INTRODUCCIÓN
14. Universidad Nacional
de Ingeniería
Proyecto de Exportación de LGN Contratos en la
cadena de exportación
• Contratos de suministro:
Explotación: Contrato de Licencia entre PERUPETRO y Consorcio Camisea.
Suministro de Gas Natural: Contrato de Compra/Venta entre Consorcio Camisea y PERU LNG.
Suministro de LNG: Contrato de Compra/Venta entre PERU LNG y REPSOL (SHELL)
• Contratos de Comercialización Internacional:
Compra/Venta de LNG: Contrato entre REPSOL (SHELL) y CFE de México.
Compra/Venta Spot de LNG: Contrato entre REPSOL (SHELL) y empresa comercializadora
(Trader, Mayorista o Consumidor final)
Histórico de Precios del Gas Natural – HH referencia para exportación de LNGC
I. INTRODUCCIÓN
15. Contenido
I. INTRODUCCIÓN
II. HISTORIA
III. PARTICIPACIÓN
IV. ABASTECIMIENTO DEL GAS NATURAL DE CAMISEA
V. IMPACTO EN LOS COSTOS OPERATIVOS Y MARGINALES
VI. CONSUMO DE EMPRESAS DE GENERACIÓN
16. Costa Norte
Selva Central
Selva Sur
Selva Norte
Cuencas sedimentarias y zonas
productoras de hidrocarburos
Las zonas productoras de Petróleo y/o
Gas Natural están localizadas en
cuatro áreas del país:
Costa Noroeste desde 1879.
Selva Central desde 1939.
Selva Norte desde 1971.
Selva Sur desde 2004.
II. HISTORIA
17. Universidad Nacional
de Ingeniería
Descubrimiento de Gas Natural en Camisea
•El pozo exploratorio San Martín 1X, perforado por
Shell en 1984 en el antiguo Lote 42, fue el pozo
descubridor del Gas Natural de Camisea.
•Posteriormente, en el periodo 1985 a 1998 se
descubren los campos de Cashiriari , Mipaya y
Pagoreni.
•Los yacimientos gigantes de gas y condensados
de San Martín , Cashiriari , Mipaya y Pagoreni
conforman en conjunto los denominados
yacimientos de Camisea.
II. HISTORIA
18. Universidad Nacional
de Ingeniería
En la selva sur, en la zona del río
Urubamba, en la Región Cusco.
Lote 88 : Yacimientos de San Martín y
Cashiriari.
Lote 56: Yacimientos de Pagoreni y
Mipaya.
II. HISTORIA
19. 0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Millones de Metros Cúbicos
CAMISEA
(MMm3)
AGUAYTIA -
MALACAS - LA ISLA (MMm3)
EVOLUCIÓN DEL USO DE GAS NATURAL DE CAMISEA
1997 - 2017
D 14,9%
D -0,8%
D 7,9%
D 24,1%
D 33,2%
D 8,0%D 33,7%
D 92,4%
D 7,8%D 360,7%
D -17,1%
D 11,8%
D 1,1%
II. HISTORIA
Fuente: COES
20. Crecimiento de la oferta básicamente con Gas Natural de Camisea concentrado en la zona centro del
SEIN.
Crecimiento de demanda, oferta centralizada, capacidad de transmisión insuficiente; congestión.
La producción de energía eléctrica con recursos hídricos el 2012 sólo representó el 54 %, mientras
que el 2002 fue 88% del total.
2012-2017: 69 %
Principalmente por las nuevas instalaciones de reserva fría y nodo energético, incrementándose de
esta manera la confiabilidad del suministro eléctrico.
Crecimiento
Medio Anual
2000-2005: 4,7%
2006-2010: 6,8%
2011-2016: 6.2%
El SEIN desde su conformación fue constituido con un oferta predominantemente hidráulica.
Queda claro que cambió, cuando el 2004 se incorporó el gas natural de Camisea.
La falta de una planificación de largo plazo no deja una visión clara de la conformación de la
matriz eléctrica. Lo oficial a junio de 2018 es que la componente de los Recursos Energéticos
Renovables (RER) puede alcanzar un 5% (el Minem puede evaluar modificar este valor desde el
2008.
II. HISTORIA
21. Antes y después de Camisea
Año de la interconexión de los sistemas Centro Norte
y Sur del SEIN
Año de la incorporación del gas natural de Camisea
como insumo de la generación térmica del SEIN. Crisis
de los suministros sin contratos.
Pronto Camisea logró posicionar en la matriz
eléctrica. El 2009 se iba a enfrentar una leve sequía.
En este año se terminaron de consolidar los ciclos
combinados, así como proyectos menores que
consumen gas de Camisea.
La hidroelectricidad se incrementa por la
incorporación de proyectos relativamente grandes
como Cerro del Águila y Chaglla.
Sin lugar a dudas, Camisea significó mucho en las decisiones
de los inversionistas en nuevos proyectos de generación de
rápida implementación, el retiro de tecnologías ineficientes
a diésel, y el incremento en el uso de tecnologías más
eficientes como los ciclos combinados, reduciendo también
la contaminación ambiental.
II. HISTORIA
22. (*) Se estima en 23 % la reducción de potencia de las centrales hidráulicas por efecto de la hidrología.
(**) Con proyección del incremento de demanda del 4% a partir del 2018.
Este gráfico trata acerca
de la capacidad de
generación (en color
verde - oferta más
probable, considerando
efectos como la
hidrología) y la demanda,
observándose que luego
de cubrir la demanda se
tendría reserva en un
margen suficiente
correspondiente a un
porcentaje de la
demanda.
II. HISTORIA
23. Se considera en este caso el ingreso de Hidro a ritmo de 200 MW a partir del 2022
como CH. Curibamba y CH. San Gabán III, entre otros.
Se considera en este caso el incremento de no convencionales a ritmo de 80 MW a
partir del 2022 que podrían cubrirse con nuevos proyectos, observándose que se
podría desplazar el uso de hidrocarburos.
CON PROYECCION DE DEMANDA DE 4% A PARTIR
DEL 2018
FUENTE 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
HIDRAULICA 5266 5376 5489 5684 5889 6093 6313
RER NO CONVENCIONALES 730 730 730 730 730 730 730
GAS NATURAL CAMISEA 3871 3871 3871 3871 3871 3871 3871
GAS NATURAL OTROS 469 469 469 469 469 469 469
CARBON 140 140 140 140 140 140 140
PETROLEO 304 304 304 304 304 304 304
RESERVA FRIA 975 975 975 975 975 975 975
NODO ENERGÉTICO 1243 1243 1243 1243 1243 1243 1243
TOTAL 13003 13113 13221 13416 13621 13825 14045
MAXIMA DEMANDA 7095 7379 7674 7981 8300 8632 8978
0
1400
2800
4200
5600
7000
8400
9800
11200
12600
14000
0
1800
3600
5400
7200
9000
10800
12600
14400
16200
18000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Evolución de la Oferta de Generación y Máxima Demanda
HIDRAULICA RER NO CONVENCIONALES GAS NATURAL CAMISEA
GAS NATURAL OTROS CARBON PETROLEO
RESERVA FRIA NODO ENERGÉTICO MAXIMA DEMANDA
MW
FUENTE 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
HIDRAULICA 5266 5376 5489 5684 5889 6093 6313
RER NO CONVENCIONALES 730 730 810 890 970 1050 1130
GAS NATURAL CAMISEA 3871 3871 3871 3871 3871 3871 3871
GAS NATURAL OTROS 469 469 469 469 469 469 469
CARBON 140 140 140 140 140 140 140
PETROLEO 304 304 304 304 304 304 304
RESERVA FRIA 975 975 975 975 975 975 975
NODO ENERGÉTICO 1243 1243 1243 1243 1243 1243 1243
TOTAL 13003 13113 13301 13576 13861 14145 14445
MAXIMA DEMANDA 7095 7379 7674 7981 8300 8632 8978
0
1400
2800
4200
5600
7000
8400
9800
11200
12600
14000
0
1800
3600
5400
7200
9000
10800
12600
14400
16200
18000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Evolución de la Oferta de Generación y Máxima Demanda
HIDRAULICA RER NO CONVENCIONALES GAS NATURAL CAMISEA
GAS NATURAL OTROS CARBON PETROLEO
RESERVA FRIA NODO ENERGÉTICO MAXIMA DEMANDA
MW
II. HISTORIA
24. Universidad Nacional
de Ingeniería
Antecedentes
• Ley N° 29970, Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico del
Sur – Ley LASE.
• Decreto Supremo N° 005-2014-EM, Reglamento de la Ley N° 29970, en lo referente al Sistema Integrado de
Transporte de Hidrocarburos.
• Decreto Supremo N° 014-2014-EM, Establecen Disposiciones Complementarias para la aplicación de la Ley N°
29970, en lo referente al adelanto de los Cargos CASE, SISE y Tarifas Reguladas de Seguridad.
• Resolución N° 148-2014-OS/CD “Procedimiento para Aplicación del Mecanismo de Ingresos Garantizados del
Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos – Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano”.
• Resolución N° 043-2015-OS/CD “Procedimiento de Procedimiento de Cálculo de Tarifas y Cargos Tarifarios del
Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos – Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano”.
• Resolución N° 065-2015-OS/CD – Fija la tarifa Regulada de Seguridad y el Cargo tarifario SISE (periodo May
2015-Abr 2017).
• Resolución N° 067-2015-OS/CD – Fija los Precios en barra (periodo May 2015-Abr 2017)
• Contrato de Concesión “Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano”.
II. HISTORIA
25. • Premisa: los contratos de
suministro de gas natural (entre el
productor y el generador) tiene
componentes fijos (en cantidades –
denominados take or pay) que
limitan descubrir su componente
variable.
• Artículo 5° del DS 104-2000-EM:
establece la declaración de los
precios de gas natural al COES una
vez al año (Junio)
• Numeral 12.1 de la ley 28832: El
COES tiene por finalidad “el mejor
aprovechamiento de los recursos
energéticos”.
Declaración de precios del gas natural (marco legal)
La declaración del
Precio Único de
Gas Natural es un
concepto que debe
revisarse, se
recomienda su
derogación.
Se debe buscar una
salida para
variabilizar los
costos fijos
generador por los
contratos take or
pay.
ESTRUCTURA REMUNERATIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO
• Duodécima Disposición Complementaria Final de la
ley 28832 (Julio 2006): Costos marginales idem a la
semana previa a la interrupción (inyección o falla) +
Compensación por combustible adicional.
• Art. 4 y Quinta Transitoria del DL 1041 ( Junio
2008): En períodos de congestión en el suministro
del gas natural declarados por el Minem, los CMgs
serán iguales a los “costos marginales que se
hubieran presentado sin la congestión”. Los costos
adicionales de combustibles se reconocen en las
tarifas (Generadores y usuarios)
• Decreto de Urgencia 049-2008 (Diciembre 2008):
precisa criterios y dispone que los consumidores
asumen 100% de sobrecostos. Minem establece
valor límite del CMg (313 S/./MWh). Prorrogado
hasta diciembre 2016.
• COES ha sustentado que el impacto es mínimo a la
fecha dada la mayor disponibilidad de gas natural
en el sistema así como las expansiones en
infraestructura.
Marco legal CMg idealizado
La congestión en el
gasoducto de TGP ya
fue superada con la
ampliación de la
capacidad de
transporte
implementada con
compresores en
Kepashiato y un loop
en la costa en el II
Trimestre 2016.
Por lo que esta
medida ya cumplió sus
fines por lo que
debería desaparecer
antes de diciembre
2016 y debe
eliminarse.
II. HISTORIA
27. Universidad Nacional
de Ingeniería
Incrementar la
confiabilidad de la cadena
de suministro de energía
Reducir la
dependencia
externa
Diversificar las
fuentes
energéticas
La Ley N° 29970, Ley que afianza la seguridad energética y
promueve el desarrollo de polo petroquímico en el sur del país
(LEY LASE)
Se basa en 3 pilares
Seguridad Energética
Desarrollo del Polo
Petroquímico
Alcance
Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico en el
sur del País
Principios que puede aplicar el Ministerio de Energía y Mina en uso de sus facultades, según la Ley:
1. Desconcentración geográfica de la producción de energía.
2. Tener mayor capacidad de la producción respecto a la demanda (Margen de Reserva).
3. Explotación mediante varias unidades de producción y/o uso de combustibles alternativos.
4. Adopción de diversos modos de transporte.
5. Redundancia en el modo de transporte.
6. Interconexión de los diversos modos de transporte.
7. Inclusión de mayores almacenamientos de energía.
8. Promoción del uso eficiente y/o sostenible de energías renovables.
Disposiciones de la Ley LASE, su Reglamento y del Contrato de Concesión
Osinergmin es el Administrador del Mecanismo de Ingresos
Garantizados. (art. 2° de Ley LASE)
Osinergmin debe elaborar los procedimientos para la
remuneración del STG, STL y GSP (art. 9°, 13° y 16° del
Reglamento LASE)
Osinergmin regulará los procedimientos para la aplicación del
Ingreso Garantizado Anual a favor del Concesionario (numeral
14.3.2 del Contrato de Concesión)
Osinergmin determinará los cargos CASE, SISE y Tarifas de Gas, para implementar la recaudación de Adelantos de Ingresos Garantizados
(numeral 14.6 del Contrato de Concesión)
Osinergmin fijará:
Las tarifas por los Servicios de Seguridad y de Transporte Adicional que brinde el STG (numeral 14.8 del Contrato de Concesión)
El Cargo Tarifario SISE por el servicio de seguridad que brinde el STL (numeral 14.9 del Contrato de Concesión, en concordancia
con el art. 5° del Reglamento de la Ley 29852)
La tarifa regulada de transporte por la prestación del Servicio de Transporte del GSP (numeral 14.10 del Contrato de Concesión
II. HISTORIA
29. Universidad Nacional
de Ingeniería
Empresa Recaudadora: Son las empresas responsables de la recaudación del
Mecanismo de Ingreso Garantizado. Las Empresas Recaudadoras recaudarán
mensualmente el Mecanismo de Ingresos Garantizados y trasladarán lo recaudado al
Fideicomiso Recaudador – Pagador, quien administrará dichos montos de acuerdo a lo
establecido en el Contrato de Fideicomiso Recaudador – Pagador.
Aspectos relevantes
Artículo 10° del reglamento de Ley 29970 (Decreto Supremo N° 005-2014-EM)
Recaudación y pago de la Tarifa Regulada por el Servicio de Seguridad y del CASE
Las tarifas por el Servicio de Seguridad del STG a cargo de los generadores eléctricos que atienden
el mercado nacional serán compensados por el CASE, según los procedimientos aprobados por
OSINERGMIN.
Los recursos provenientes del CASE serán recaudados por las empresas generadoras eléctricas y
luego de ello transferidos al concesionario del STG, a través del fideicomiso (…)”
Numeral 30.4 de Resolución N° 148-2014-OS/CD
30.4. El COES informará mensualmente al Osinergmin mediante un Informe Técnico, la Demanda
Eléctrica afecta al CASE y los montos efectivamente recaudados y transferidos por las Empresas
Recaudadoras por aplicación del CASE. Dicha información lo remitirá a más tardar al cuarto día
hábil posterior al 15 de cada mes.”
15/09/2015
II. HISTORIA
30. Universidad Nacional
de Ingeniería
15/09/2015 30
IGA - STG
Servicio de
Seguridad
CASE
Ingresos
Año de Cálculo
IGA - STL
Cargo
SISE
Ingresos
Año de Cálculo
IGA - GSP
CASE
Ingresos
Año de Cálculo
Servicio de
Transporte
Adicional
Servicio de
Transporte
Adicional
Servicio de
Transporte
Remuneración del STG, STL y GSPII. HISTORIA
31. Universidad Nacional
de Ingeniería
Fideicomisario
(Concesionario)
Fideicomitente
(Concesionario)
Fideicomiso
Ingresos por CASE del STG
Ingresos por SISE del STL
Ingresos por CASE del GSP
Ingresos por TRG del STG
Provisión de contingencias
Fiduciario
Mecanismo de Ingresos Garantizados
Fijación de Tarifas y Cargos
Tarifarios
Procedimiento de
Recaudación y
Transferencia de ingresos
Procedimiento de pago de
Ingresos Garantizados
OSINERGMIN
MIG MIG
OsinergminConcedente
(MINEM)
Usuarios Eléctricos del SEIN
(CASE)
Usuarios del Sistema de
Transporte de GN de TGP y GSP
(TRS)
Consumidores de Combustibles
Líquidos, GLP y derivados de LGN,
a nivel nacional (Cargo SISE)
GGEE y
Distribuidores
Eléctricos
TGP y/o GSP
Productores e
Importadores Compensación a GGEE por
pago de TRS
15/09/2015
II. HISTORIA
32. Contenido
I. INTRODUCCIÓN
II. HISTORIA
III. PARTICIPACIÓN
IV. ABASTECIMIENTO DEL GAS NATURAL DE CAMISEA
V. IMPACTO EN LOS COSTOS OPERATIVOS Y MARGINALES
VI. CONSUMO DE EMPRESAS DE GENERACIÓN
35. Evolución de la Reserva Fría en Máxima Demanda del SEIN
A las 04:46 horas del 19.01.2016 la empresa Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP) solicitó la suspensión de la inyección de líquidos en el ducto de
líquidos de gas natural por problemas en el propio ducto, y se procedió a activar el mecanismo de emergencia de acuerdo al Decreto Supremo 050-
2012-EM. Como consecuencia, la producción y suministro de gas natural fue limitado restringiéndose la entrega de gas natural requerido para el parque
Generador del SEIN, pasando de 409 MMPCD programados para el día 19.01.2016 a 222 MMPCD para el día 20.01.2016, lo cual significó una reducción
de volumen del 45.7 %.
III. PARTICIPACIÓN
37. Contenido
I. INTRODUCCIÓN
II. HISTORIA
III. PARTICIPACIÓN
IV. ABASTECIMIENTO DEL GAS NATURAL DE CAMISEA
V. IMPACTO EN LOS COSTOS OPERATIVOS Y MARGINALES
VI. CONSUMO DE EMPRESAS DE GENERACIÓN
38. COORDINACION DE LA OPERACIÓN CON EL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
A partir del año 2007 la demanda de gas en el ducto se
acercó a su capacidad de diseño en el tramo de Pisco a Lurín
(18”) por el mayor consumo de gas de las industrias y las
generadoras eléctricas.
Cuando el ducto de gas entró en operación, la mayoría de los
contratos por capacidad eran interrumpibles debido a que el
ducto no se utilizaba en niveles cercanos a su máxima
capacidad y las generadoras eran los principales clientes con
este tipo de contrato, pues su despacho depende del COES.
Se esperaba que al operar el ducto cerca a su límite de
operación, obligue al mercado de gas a contratar a suministro
firme.
Considerando que el SEIN cuenta con
más de 50% de MRO y si estas unidades
cuentan con suficiente DB5, una falla en
el ducto de GN es superada.
IV. ABASTECIMIENTO DEL GAS NATURAL DE CAMISEA
39. Contenido
I. INTRODUCCIÓN
II. HISTORIA
III. PARTICIPACIÓN
IV. ABASTECIMIENTO DEL GAS NATURAL DE CAMISEA
V. IMPACTO EN LOS COSTOS OPERATIVOS Y MARGINALES
VI. CONSUMO DE EMPRESAS DE GENERACIÓN
41. Universidad Nacional
de Ingeniería
MINIMIZACIÓN DEL COSTO DE OPERACIÓN
Para mostrar como la declaración de precios distorsiona la relación entre el costo de producción (costo variable) y el consumo específico de
combustible de las unidades de generación que utilizan el GN de Camisea, se han elaborado los siguientes gráficos.
0
4000
8000
12000
BTU/KWh
ConsumoEspecifico
2010 2011 2012 2013
Consumo Específico de las Unidades de
Generación que utilizan GN de Camisea
0
5
10
15
20
25
30
35
40
US$/MWh
CostoVariable
2010 2011 2012 2013
Consumo Específico de las Unidades de
Generación que utilizan GN de Camisea
US$/MWh
V. IMPACTO EN LOS COSTOS MARGINALES
42. Universidad Nacional
de Ingeniería
MINIMIZACIÓN DEL COSTO DE OPERACIÓN
De los gráficos mostrados se observa por ejemplo, que el titular de las
unidades turbo gas de la CT Pisco, desde que ingresó a operar con GN, ha
declarado precios del GN muy bajos, 0.8 US$/MMBTU en el año 2012 y
precio cero US$/MMBTU para el año 2013; como resultado, los costos
variables de estas unidades resultan inferiores al costo variable de las
unidades de ciclo combinado, a pesar de que el consumo especifico
(BTU/kWh) de las unidades turbo gas, es superior al de unidades de ciclo
combinado.
V. IMPACTO EN LOS COSTOS MARGINALES
45. Universidad Nacional
de Ingeniería
• Premisa: los contratos de
suministro de gas natural (entre el
productor y el generador) tiene
componentes fijos (en cantidades
– denominados take or pay) que
limitan descubrir su componente
variable.
• Artículo 5° del DS 104-2000-EM:
establece la declaración de los
precios de gas natural al COES una
vez al año (Junio)
• Numeral 12.1 de la ley 28832: El
COES tiene por finalidad “el mejor
aprovechamiento de los recursos
energéticos”.
• ¿por qué Osinergmin no fiscaliza?
(DS-016-2000)
DECLARACIÓN DE PRECIOS – MARCO LEGAL
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
$/MMBTU
AÑOS
PRECIOS DE GAS DECLARADOS POR LAS CENTRALES TÉRMICAS
Ventanilla
Central Térmica Fenix
Chilca 1
Kallpa
V. IMPACTO EN LOS COSTOS MARGINALES
49. Universidad Nacional
de Ingeniería
• Sobreoferta energética
• Bajos costos
marginales: costo
marginal idealizado y
declaración del precio
del gas natural
• Intervención excesiva
del Estado
• Integración vertical:
generación y
distribución
Problemática planteada: • La declaración de precios “no guarda relación con el uso
eficiente del recurso”. La declaración de precios
actualmente refleja las políticas comerciales de las
empresas.
• El despacho y las distintas relaciones de consumos
específicos de las centrales no guardan coherencia con su
costo. Algunas centrales de ciclo simple tienen menores
costos variables declarados que un ciclo combinado.
• Los bajos costos marginales resultantes están originando
una “guerra de precios” y una disputa indiscriminada de
los clientes libres en el mercado ya que éstos pueden
comprar a precio spot beneficiándose de los CMgs bajos
y obteniendo el suministro eléctrico a valores reducidos
por debajo del costo de desarrollo.
• El mercado de corto plazo del SEIN sirve para zanjar las
diferencias entre generadores para el segmento
regulado.
• El segmento libre no tiene limitaciones para aprovechar
los precios distorsionados .
Debe cerrarse
el ciclo de la
Declaración de
Precios.
Solución planteada:
V. IMPACTO EN LOS COSTOS MARGINALES
50. Contenido
I. INTRODUCCIÓN
II. HISTORIA
III. PARTICIPACIÓN
IV. ABASTECIMIENTO DEL GAS NATURAL DE CAMISEA
V. IMPACTO EN LOS COSTOS MARGINALES
VI. CONSUMO DE EMPRESAS DE GENERACIÓN
51. 0
400
800
1,200
1,600
2,000
2,400
2,800
3,200
3,600
4,000
4,400
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Millones de Metros Cúbicos
Eepsa Enel Piura Termoselva Etevensa
Edegel Enel Generación Enersur Engie
Sdf Energía Sde Piura Kallpa Egasa
Egesur Egenor Termochilca Fénix Power
CONSUMO DE COMBUSTIBLE - GAS NATURAL POR EMPRESAS
KALLPA
17.43%
ENGIE
27.83%
ENEL
GENERACIÓN
17.63%
FENIX
19.24%
TERMOCHILCA
4.60%
ENEL PIURA
4.90%
EGASA
4.30%
TERMOSELVA
1.14%
SDF ENERGÍA
1.80%
EGESUR
0.94%SDE PIURA
0.18%
CONSUMO DE COMBUSTIBLE CON GAS NATURAL
2017
TOTAL GAS NATURAL = 3 811,6 millones de metros
cúbicos
VI. CONSUMO DE EMPRESAS DE GENERACIÓN
Fuente: COES
54. Universidad Nacional
de Ingeniería
54
Descripción del Proyecto
Zona de Seguridad
• Tramo B (Gasoducto y Poliducto)
• Tramo C (Gasoducto y Poliducto)
• Tramo A1 (Gasoducto)
Gasoducto Sur Peruano
• Tramo A2 (Gasoducto)
Zona de Seguridad
GSP
MALVINASPC
ANTA
A1
CHIQUINTIRC
A
QUILLABAMBA
URCOS
B
C
Zona de Seguridad
Tramo B: Un gasoducto y un poliducto (desde las
Malvinas hasta el PC ubicado entre el Kp 73 y el Kp 90
del Sistema de TGP)
Tramo A1: Un gasoducto (desde PC hasta Urcos) y
Gasoductos Secundarios a Quillabamba, Anta y Cusco.
Tramo C: Un gasoducto y un poliducto (desde el PC
hasta Chiquintirca)
STG: Gasoductos del Tramo B, Tramo C y Tramo A1. STL: Poliductos del Tramo B y Tramo C.
Por lo que los Sistemas de Seguridad de Transporte están conformados por:
55. Universidad Nacional
de Ingeniería
Concesión del Tramo A y Tramo B del Sistema Integrado
55
MALVINAS
ANTA
A1
A2
QUILLABAMBA
MOLLENDO
ILO
URCOS
B
PC
Proyecto:
“Mejoras a la Seguridad Energética del
País y Desarrollo del Gasoducto Sur
Peruano”
Comprende el diseño, financiamiento, construcción, suministro de bienes y
servicios, operación, mantenimiento y transferencia al Estado, de lo siguiente:
• Tramo B (Gasoducto y Poliducto)
• Tramo A1 y Gasoductos Secundarios a Quillabamba, Anta y Cusco
• Tramo A2 y Gasoducto Secundario a la CT de Mollendo
El Concesionario también debe elaborar Estudios FEED (Front End Engineering
Design) y de Línea Base ambiental, para el Tramo C y los Gasoductos Regionales
hacia las regiones de Apurímac, Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna.
Costo del Servicio: 7 328 MMUS$
Plazo de Concesión: 34 años
Construcción : 4 años 8 meses
Operación : 29 años 4 meses
57. Universidad Nacional
de Ingeniería
Nodo Energético del Sur
El Peruano 11/01/2013:
Resolución Suprema 004-2013-EF, se ratifica Acuerdo adoptado
por el Consejo Directivo de PROINVERSIÓN, mediante el cual se
acordó incorporar al proceso de promoción de la inversión privada
el Proyecto “Nodo Energético en el Sur del Perú”.
Antecedentes:
Construcción y operación de dos centrales termoeléctricas
de 500 MW cada una.
Ciclo simple y duales (GN y Diesel).
Conexión al SEIN en el nivel de tensión de 500 KV.
Etapas:
Primera etapa: operación con Diesel.
Segunda etapa: operación con Gas Natural del
Gaseoducto Sur Peruano (GSP).
Beneficios:
Garantiza demanda aproximada de 70% de gas del futuro
Gaseoducto Sur Peruano.
Desconcentra la capacidad de generación del país.
Mejorara el abastecimiento de energía en la zona sur del
país.
Inversión aproximada de 900 millones (ambas plantas).
Centrales:
Planta Mollendo: Puesta en operación hasta mayo 2016.
Planta Ilo: Puesta en operación hasta marzo 2017.
59. Universidad Nacional
de Ingeniería
Buena Pro:
Central Térmica Mollendo (500 MW +/- 20%): Empresa Samay I del grupo KALLPA al
ofrecer una retribución de US$ 6,899 por cada megavatio-mes.
Central Térmica Ilo (500 MW +/- 20%): Empresa Enersur del grupo SUEZ al ofrecer
una retribución de US$ 5,750 por megavatio-mes.
De esta manera, el Nodo Energético del Sur se hará realidad a partir de mayo del
2016 y marzo del 2017 cuando se inicie la operación de ambas centrales,
respectivamente.
Estos proyectos dan rentabilidad al proyecto del Gaseoducto Sur Peruano.
61. Universidad Nacional
de Ingeniería
Derivación
Ayacucho
Melchorita
PLNG
GNL
2017
Ducto de GN
Ducto de Perú LNG
SISTEMA DE GN
2017
ZONA DE
SEGURIDAD
ENERGETICA
TGP
Ampliación:
• compresor KP 127 + Loop Costa II
Derivación Gasoducto Ayacucho
Gasoducto Sur Peruano
Zona de Seguridad Energética:
• Tramo B y A1
Sistemas de Distribución de GN
Concesión masificación :
• Norte y Sur Oeste (GNL)
• APP - Ciudades Altoandinas (GNV)
Nodo Energético Sur (500MW)
CT Mollendo, CT Ilo con Diesel
62. Universidad Nacional
de Ingeniería
Derivación
Ayacucho
GASODUCTO SUR
PERUANO
AGUAYTIA
LOTE 31 C
Melchorita
PLNG
GNL
Ilo
ZONA DE
SEGURIDAD
ENERGETICA
2019
Ducto de GN
Ducto de Perú LNG
SISTEMA DE GN
2019
Pluspetrol
Ampliación Planta Malvinas
Gasoducto Sur Peruano
Culmina construcción hasta Ilo y Mollendo
(tramo A2)
Terminal GNL - Costa
Sistemas de Distribución de GN
Concesión masificación :
• Norte y Sur Oeste (GNL)
• APP - Ciudades Altoandinas (GNV)
Nodo Energético Sur (500MW)
CT Mollendo, CT Ilo con Gas Natural
63. Universidad Nacional
de Ingeniería
Red Nacional
de Gas Natural
SISTEMA DE GN
2021
Diversas fuentes de suministro GN
• Yacimientos Camisea
• Yacimientos del Norte
• Yacimientos Ucayali (Selva)
• Importación GNL (Terminal Costa)
Interconexión entre gasoductos
• Gasoducto Norte
• Gasoducto del Sur
• Gasoducto Selva
• Gasoducto Costa
2021
Derivación
Ayacucho
GASODUCTO SUR
PERUANO
AGUAYTIA
LOTE 31 C
Melchorita
PLNG
GNL
Ilo
ZONA DE
SEGURIDAD
ENERGETICA
Ducto de GN
Ducto de Perú LNG
64. Universidad Nacional
de Ingeniería
Red Nacional
de Gas Natural
Diversas fuentes de suministro GN
• Yacimientos Camisea
• Yacimientos del Norte
• Yacimientos Ucayali (Selva)
• Importación GNL (Terminal Costa)
Interconexión entre gasoductos
• Gasoducto Norte
• Gasoducto del Sur
• Gasoducto Selva
• Gasoducto Costa
2019 - 2021
Derivación
Ayacucho
GASODUCTO SUR
PERUANO
AGUAYTIA
LOTE 31 C
Melchorita
PLNG
GNL
Ilo
ZONA DE
SEGURIDAD
ENERGETICA
Ducto de GN
Ducto de Perú LNG
SISTEMA DE GN
2021
65. Universidad Nacional
de Ingeniería
COYUNTURA Y VALOR REAL
En la época en que fue dado el DS N° 016-2000-EM las únicas centrales que consumían GN eran las centrales térmicas de Aguaytía y
Malacas, la primera con un solo suministrador de GN integrada a la propia empresa Aguaytía, y la segunda con cuatro suministradores
de GN independientes.
Los costos de la operación son determinados a partir de los precios de los combustibles en el caso de las unidades térmicas.
Los precios de los combustibles, y por lo tanto, los costos variables de las unidades de generación que los utilizan, reflejan la
disponibilidad (o escasez) de estos.
Cabe resaltar, que la Ley N° 28832 establece en su numeral 12.1° lo siguiente: El COES tiene por finalidad coordinar la operación de
corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los
recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.
Es decir, el COES no solo debe minimizar el costo de operación, también debe considerar el mejor aprovechamiento de los recursos
naturales en un contexto de corto y mediano plazo.
El presente análisis se enfoca en el uso eficiente del gas natural de Camisea, debido a que es la fuente más importante de GN que se
destina a la producción de energía eléctrica en el SEIN.
66. Universidad Nacional
de Ingeniería
La declaración de precios de GN utilizados en la programación de la operación, no fomenta la eficiencia desde el
punto de vista del uso óptimo de recursos energéticos, entendido como uso óptimo la maximización de la
conversión del combustible primario (GN) en energía eléctrica, ya que los costos variables de producción,
declarados discrecionalmente, no reflejan la real eficiencia energética de las unidades de generación.
El Gas Natural siendo un recurso no renovable y de disponibilidad limitada, cuyo transporte requiere de cuantiosas
inversiones, no debe ser utilizado ineficientemente por unidades de generación con una baja relación de
conversión energética.
Resulta conveniente para los intereses nacionales, dar señales claras de inversión para el desarrollo de ciclos
combinados más eficientes, por ello se recomienda modificar la normativa, para que los precios del GN sean los
precios que se pagan al productor y transportista.
Una de las medidas que se considera necesaria, es la derogatoria de la normativa que permite la declaración de
precios (irreales), a discreción de los titulares de generación basada en el uso del GN.
CONCLUSIONES
68. Universidad Nacional
de Ingeniería
Ford frente a la salida del modelo Ford T expresó, “todo
cliente podrá tener el coche del color que prefiera con tal
de que lo prefiera negro”.
Lógicamente, un sistema de esta naturaleza se vería
desbordado ante la necesidad de diversificar la producción
debido a las nuevas exigencias del consumo. Pero no sólo
se produce la incapacidad de responder ante una demanda
cuyos segmentos son cada vez más diversos, sino que
también el sistema presenta un límite derivado de la
progresiva saturación de los mercados.
Es así como el modelo que había funcionado por largo
tiempo llegaba a sus límites, a causa de su inflexibilidad
ante la pluralidad de la demanda, pluralidad derivada de la
saturación de los mercados para los bienes estandarizados.
Era necesario entonces redefinir el modelo.
UNA REFLEXION FORDISTA
69. Ideas fuerza – CEU 2018
Gerencia de Comunicaciones y
Relaciones Interinstitucionales
70. OSINERGMIN OFRECE 90 BECAS DE ALTA ESPECIALIZACIÓN EN EL SECTOR
ENERGÍA Y MINERÍA.
- Es una gran oportunidad de desarrollo que se brinda a jóvenes a nivel
nacional.
- Capacitaremos a egresados universitarios de Derecho, Ingeniería y
Economía. Los mejores son invitados a trabajar con nosotros en
Osinergmin.
71. DESDE HACE 17 AÑOS, OSINERGMIN CONTRIBUYE CON LA
ESPECIALIZACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO Y MINERO.
- Actualmente, existe una alta demanda de especialistas para los
sectores de energía y minería, sectores clave para el desarrollo del
país, muy dinámicos y en constante crecimiento.
- Hemos logrando la especialización de más de 1000 jóvenes.
72. LAS INSCRIPCIONES PARA EL EXAMEN DE ADMISIÓN CULMINAN EL 31 DE
OCTUBRE DE 2018
- Se realizan vía web en becas.osinergmin.gob.pe.
- El curso de especialización se realizará en Lima del 14 de enero al 1 de
marzo de 2019.
- Los alumnos recibirán una asignación económica para cubrir su
manutención y puedan dedicarse de manera exclusiva al curso.
- Para mayor información, los interesados pueden escribir a
becas@osinergmin.gob.pe, comunicarse a nuestra sede en Lima al
219-3410 o en provincia a la línea gratuita 0800-41800.
