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Oficina de Estudios Económicos - OSINERG

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La Industria del Gas Natural en elPerú

Documento de Trabajo No 1

Oficina de Estudios Económicos

OSINERG

Agosto del 2004


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OSINERGLa Industria del Gas Natural en el PerúDocumento de Trabajo No 1, preparado por la Oficina de Estudios Económicos(OEE) con la colaboración de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos(GFH) y la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART).

Está permitida la reproducción total o parcial de este documento por cualquiermedio, siempre y cuando se cite la fuente.

Autores: Raúl García Carpio y Arturo Vásquez Cordano (OEE).Colaboradores: Humberto Knell (GFH) y Edgar Ramírez (GART).

Fotografías: Cortesía de PLUSPETROL.

Para comentarios o sugerencias dirigirse a:

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG)Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del MarLima, PerúTel. (511) 219-3400, anexo 1057Fax (511) 219-3413http://www.osinerg.gob.pe/investigacionCorreo electrónico: [email protected], [email protected].

Hecho el Depósito Legal: 1501052004-6537.


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Organismo Supervisor de la Inversión en EnergíaOficina de Estudios EconómicosDocumento de Trabajo No 1

La Industria del Gas Natural en el Perú

Resumen1

Este documento tiene por objetivo presentar de forma comprensiva los aspectoscentrales de la industria de gas natural en el Perú. En el documento se enfatiza elProyecto de Camisea, el cual marca una nueva etapa en el desarrollo energéticodel país. En la primera parte del documento se presentan los proyectos de gasnatural que antecedieron a Camisea, una breve historia de su desarrollo, así comosus principales características técnicas y económicas. En la segunda parte sediscuten las fases del proyecto, así como los temas relacionados a las inversionesy los aspectos tributarios. En la tercera parte se analizan los principales mercadospara el gas natural y los impactos económicos del proyecto en el corto y largoplazo. Finalmente, en la cuarta parte, se analiza el marco institucional bajo el cualse circunscribe el Proyecto de Camisea y las tareas de supervisión y regulacióndel organismo regulador.

1. Elaborado por Arturo Vásquez Cordano y Raúl García Carpio, con la colaboración deHumberto Knell y Edgar Ramírez. Se agradecen los valiosos comentarios de Alfredo Dammert,Luis Espinoza, José Gallardo, Edwin Quintanilla, Guillermo Shinno,Virginia Barreda y RaúlPérez-Reyes. Asimismo, se agradece la asistencia de Fritza Cabrera, Gustavo Leyva y EmersonBarahona. Los errores u omisiones son de responsabilidad exclusiva de los autores. Remitircomentarios y sugerencias a [email protected] y [email protected].


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1. Antecedentes............................................................................71.1. Yacimiento de Aguaytía.......................................................71.2. Yacimientos de la Costa Norte............................................91.3. Breve Historia del Proyecto Camisea.....................................111.4. Estructura Económica y Características Tecnológicas del Proyecto Camisea...............................................................14

1.4.1. Organización Industrial....................................................141.4.2. Características Técnicas del Proyecto...........................17

2. Fases del proyecto............................................................................202.1. El Proyecto Base.......................................................................202.2. El Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado (LNG)...................................................................24

3. Inversiones y Obras Realizadas....................................................293.1. Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88.................293.2. Contrato de Transporte de Gas Natural y Líquidos.............303.3. Contrato de Distribución de Gas en Lima y Callao...............31

4. Aspectos Tributarios y Canon Gasífero.......................................314.1. Impuesto a la Renta y Regalías...............................................314.2. Canon Gasífero..........................................................................32

5. Mercados para el Gas Natural.......................................................355.1. Generación de Electricidad......................................................385.2. Segmento Industrial.................................................................415.3. Segmento Residencial y Comercial.........................................46

5.3.1. Ventajas del Gas Natural en el Segmento Residencial y Comercial......................................................505.3.2. Demanda Potencial en el Mediano Plazo.......................54

5.4. Consumo de Gas Natural en el Transporte Urbano.............555.4.1. Ventajas del Uso del Gas Natural Vehicular en el Transporte............................................................................555.4.2. Demanda Potencial a Mediano Plazo del GNV..............57

6. Principales Impactos Económicos del Proyecto Camisea.........586.1. Efectos de Corto Plazo.............................................................586.2. Efectos de Largo Plazo.............................................................606.3. Influencia del Proyecto en el Sector Eléctrico.......................62

TABLA DE CONTENIDO


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6.4. Potenciales Efectos de la Realización del Proyecto de Exportación de LNG................................................................65

7. Funciones de OSINERG relacionadas al Proyecto de Camisea........................................................................................69

7.1. Instituciones Públicas Comprometidas con el Proyecto......697.2. Regulación Tarifaria...................................................................72

7.2.1. Fijación de las Tarifas de Transporte y Distribución de Alta Presión......................................................................737.2.2. Regulación de las Tarifas para Otras Redes de Distribución de Lima y Callao.............................................77

7.3. Supervisión y Fiscalización .....................................................847.3.1. Supervisión del Proyecto..................................................867.3.2. Supervisión de la Operación Comercial..........................89

8. Conclusiones.....................................................................................959. Referencias Bibliográficas.............................................................99


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Lista de Abreviaturas Importantes

BPD Barriles por díaBTU British Thermal UnitGLP Gas Licuado de PetróleoGTL Gas to Liquids (Gas Natural a Líquidos)LGN Líquidos de Gas NaturalLNG Liquefied Natural Gas (Gas Natural Licuefactado)MMPCD Millones de Pies Cúbicos por díaMMBTU Millones de BTUMMBLS Millones de BarrilesMWh Megawatts / HoraTPC Terapies CúbicosTBTU Tera BTUTWh Terawatts / Hora


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La Industria del Gas Natural en el Perú

1. Antecedentes

La industria de gas natural en el Perú tuvo poco desarrollo antes de la puesta enmarcha del Proyecto Camisea. En el período previo a la explotación de las reservasde Camisea la industria de gas natural se desarrolló básicamente en dos zonas, elyacimiento de Aguaytía localizado en la selva central y el conjunto de yacimientoslocalizados en la costa norte.

1.1. Yacimiento de Aguaytía

El yacimiento de Aguaytía se encuentra localizado en la provincia de Curimaná –Ucayali, a 75 Km. al oeste de la ciudad de Pucallpa (lote 31-C) y a 475 Km. alnoreste de la ciudad de Lima. Este yacimiento cuenta con reservas probadas de0.44 Terapies Cúbicos (TPC) de gas natural seco y 20 millones de barriles delíquidos de gas natural (LGN). El operador inicial del campo de Aguaytía fueMaple Gas Corp. (1994), pero posteriormente esta empresa cedió a AguaytiaEnergy del Perú S.R.L. su participación en el Contrato de Licencia, mediante unamodificatoria firmada en 19962. Los accionistas de Aguaytia Energy del PerúS.R.L. son las subsidiarias de las empresas Duke Energy International Company,El Paso Energy International Company, Dynegy (Illinova Generating Company),Scudder Latin American Power Fund, Pennsylvania Power & Light (PP&L) GlobalLLC, y The Maple Gas Corporation.

Aguaytía entró en operación comercial en 1998, habiendo realizado en los primeros6 años inversiones cercanas a los US$ 300 millones. La producción promedio del

2. Los inicios del proyecto integral de Aguaytia se remontan a 1961, año en el que Mobil Oil Co. delPerú descubrió el yacimiento. Éste luego revirtió al Estado Peruano hasta el año 1993 en que se realizóla licitación para la explotación del gas natural en Aguaytía. Posteriormente, el 30 de marzo de 1994,se firma el «Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 31-C», entre TheMaple Gas Corporation del Perú y PERUPETRO S.A.

Raúl García Carpio y Arturo Vásquez Cordano


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campo es de 4,400 barriles de LGN diarios y 56 millones de pies cúbicos por día(MMPCD) de gas natural seco. El campo cuenta con una planta de fraccionamiento,la cual produce aproximadamente 1,400 barriles por día (BPD) de GLP y 3,000 BPDde gasolinas. Estos productos son comercializados en el área de influencia regionaldel proyecto que comprende una parte de Ucayali (Pucallpa), donde se expendeprincipalmente GLP, así como parte de Loreto y zonas aledañas de Huánuco. Lacadena de comercialización también alcanza a abastecer gasolinas y GLP a partede la sierra central de Junín y Lima (véase el Gráfico No 1).

Gráfico No 1Localización Geográfica del Proyecto Aguaytía

Fuente: Aguaytía Energy Group.

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Planta de Fraccionamientode LGN

Planta Termoeléctrica

Líneas de Transmisión

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


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transmisión de alta tensión (empresa ETESELVA con una línea de 220 KV entreAguaytía y Paramonga), así como un sistema de transporte en camiones cisterna3.

1.2. Yacimientos de la Costa Norte

Estos yacimientos se encuentran localizados en la cuenca petrolera de Piura yTumbes como se muestra en el Gráfico No 2. El gas natural se presenta en lamayoría de reservorios en explotación asociado a la producción de petróleo, porlo cual los costos de producción del gas natural resultan relativamente reducidos.Sin embargo, aunque el potencial energético es importante para la región, eldesarrollo del mercado ha sido limitado, sustentándose sólo en la produccióntérmica de electricidad que ha estado restringida por la competencia de las centrales

hidráulicas.

Los pozos productores en estos yacimientos se encuentran cerca de las áreas deconsumo potencial como centrales eléctricas, refinerías, plantas de procesamien-to y las áreas urbanas. Sin embargo, los volúmenes de consumo se han manteni-do usualmente debajo de los 40 MMPCD. Así, en el año 2003, ascendió aproxima-damente a 23.2 MMPCD. La escasez de la demanda en la zona se debe, en parte,a la falta de promoción del uso del gas natural en las zonas aledañas a nivelresidencial, comercial e industrial y a la falta de inversiones (en la zona sólo haycomprometidas inversiones por US$ 140 millones).

Las reservas probadas en la zona son a su vez reducidas alcanzando sólo 0.262TPC, lo cual limita las posibilidades de una explotación a gran escala para el

abastecimiento del mercado interno regional. La producción fiscalizada de gas

3. En detalle, el proyecto comprendió la perforación y habilitación de 4 pozos de producción y 3 dereinyección, 22 kilómetros de ductos de recolección e inyección, una planta criogénica de 56 MMPCDde capacidad, un gasoducto de 140 kilómetros de 12" y 10" hasta la planta eléctrica, un oleoducto de155 Kms hasta la planta de fraccionamiento en Pucallpa, un gasoducto de 65 kilómetros de 6" hastaPucallpa, una planta eléctrica con dos turbinas de 86 MW de potencia instalada a ciclo simple ubicadaen la localidad de Aguaytía, y una planta de fraccionamiento de LGN. A pesar de haber construido ungasoducto hasta Pucallpa, con el propósito de alimentar la Central Térmica de Yarinacocha, esta ges-tión no se concretó, por lo cual el consumo de gas natural se ha concentrado exclusivamente en lacentral eléctrica de Aguaytía. En ese sentido, el negocio de producción de LGN es fundamental pararentabilizar el proyecto debido a que a partir de éste produce combustibles líquidos de alto valor co-mercial.


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Gráfico No 2Localización Geográfica de los Yacimientos de la Costa Norte

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.

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Z-6PETRO-TECHOCÉANO

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PETRO-TECH

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CAÑAVERAL

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PUNTA SAL

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EN CONTRATOS VIGENTES

DISPONIBLES PARA CONTRATOS - TEA

CONVENIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

CUENCAS SEDIMENTARIAS

OLEODUCTO

LEYENDA

natural se halla repartida entre los distintos contratistas. En el Zócalo Continental,la empresa PETROTECH (Lote Z2-B) produce cerca de 9.1 MMPCD, mientras queen la Costa SAPET (Lote I), Graña y Montero Petrolera (Lotes VI/VII) OLYMPIC(Lote X), y PETROBRAS (Lote 11) producen en conjunto 14.1 MMPCD. Unaparte importante del gas extraído es reinyectado en los pozos debido a la escasademanda de la zona.

El principal comprador del gas natural de estos yacimientos es la Empresa Eléctricade Piura S.A. (EEPSA), de propiedad del Grupo ENDESA de España. En su plantade secado obtiene gas natural seco para alimentar una central termoeléctrica de


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ciclo simple (Central Termoeléctrica de Malacas con 101 MW de potenciainstalada), y LGN del cual obtiene GLP y gasolinas que son comercializadas en elmercado local (Piura y Tumbes).

En general, puede señalarse que el desarrollo de la industria del gas natural en elPerú ha sido incipiente debido a la escasa cantidad de reservas probadas, a lalocalización geográfica de los yacimientos ubicados lejos de los principales centrosde consumo y el reducido tamaño de mercado para este combustible a nivel local.Asimismo la falta de una difusión y promoción oportuna del gas imposibilitó eldesarrollo de proyectos de transporte y distribución de mayor envergadura en lasáreas de influencia de los reservorios. El Proyecto Camisea constituye un cambiosustancial en la industria como se expone en las diferentes secciones deldocumento.

1.3. Breve Historia del Proyecto Camisea

En julio de 1981, la compañía Shell Exploradora y Productora firmó un contratopara realizar operaciones petrolíferas en la selva sur del Perú. Más específicamentepara explorar la existencia de hidrocarburos en los lotes 38 y 42. Posteriormente,entre los años 1984 y 1988, la compañía descubrió reservas de gas natural en laregión de Camisea (Cusco), concretamente en los yacimientos de San Martín,Cashiriari y Mipaya.

En marzo de 1988, se firmó un acuerdo de bases entre PETROPERÚ y Shell, dondese establecían los términos de un contrato de operaciones para la explotación degas natural, en el cual se estimaba que la inversión del proyecto sería de US$2,500 millones. Sin embargo, la negociación del contrato final tuvo que serconcluida 5 meses después por falta de financiamiento del Estado (Campodónico;1998). La posición de la compañía Shell fue la de llevar adelante el proyecto, enuna época en la que existía una importante participación estatal en el sectoreléctrico y en gran parte del sector hidrocarburos.

A comienzos de la década de 1990, se suscribió un convenio entre PERUPETROy Shell Internacional Petroleum para la evaluación del potencial comercial de las


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1996 1998 2002 2036

Perforación pozos exploratoriosGarantía: Carta Fianza

US$ 19.5 mill.

Desarrollo de yacimiento Garantía: Carta Fianza

US$ 79.5 mill.

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

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

reservas de los 3 yacimientos descubiertos. Luego que en 1995 se entregara elestudio de factibilidad, en mayo de 1996 se firmó un contrato de licencia por 40años mediante el cual se le otorgaba al consorcio formado por Shell (42.5%) yMobil (57.5%), el derecho a la explotación de los lotes 88A y 88B (véase el GráficoNo 3). Sin embargo, una vez finalizada la primera etapa del proyecto en julio de1998 y tras largas negociaciones entre el consorcio Shell – Mobil y losrepresentantes del gobierno peruano, el consorcio decidió no continuar con lasegunda etapa del proyecto. De acuerdo a Campodónico (1999), ello se habríadebido a que el consorcio consideró que, dadas las condiciones de ejecución, elProyecto Camisea otorgaría sólo una rentabilidad del 8.4% para la inversión, lacual no le permitiría la recuperación de la inversión en los plazos deseados.

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

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

Gráfico Nº 3Etapas del Contrato de Licencia Shell – Mobil, 1996


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• La participación en la distribución del gas natural en Lima.• La posibilidad de exportar gas a Brasil mediante la interconexión con el

gasoducto Santa Cruz – Sao Paulo.• La aplicación de una serie de reformas de la legislación eléctrica peruana

para garantizar un precio para el gas natural que le permitiera competircon otros combustibles en el abastecimiento de energía a centralestermoeléctricas.

Debido al retiro del consorcio Shell - Mobil, la Comisión de Promoción de laInversión Privada (COPRI) decidió llevar adelante la promoción del ProyectoCamisea a cargo del Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM). Para ello, seestableció que el proyecto debía basarse en un esquema segmentado, con doslíneas independientes de negocios; (i) la explotación y (ii) el transporte ydistribución. La operatividad de esta licitación se basó en fijar parámetrosobjetivos a cumplir, dejando en manos de los inversionistas flexibilidad para elegirlos detalles técnicos del diseño, construcción y operación del proyecto. Paradicha convocatoria, once consorcios fueron precalificados en el concurso de laexplotación, y doce para el transporte y distribución. En el año 2000 se llevaron acabo nuevamente las licitaciones del proyecto Camisea, otorgándose las siguientesadjudicaciones:

• La etapa de Explotación, Separación y Fraccionamiento de Hidrocarburos,por una duración de 40 años, fue adjudicada en febrero del año 2000 alconsorcio formado por las empresas PLUSPETROL (Argentina 36%),Hunt Oil Co. (USA 36%), SK Corp. (Corea 18%) e Hidrocarburos Andinos(Argentina 10%), quien ofreció una regalía de 37.24% sobre sus ingresosbrutos.

• La segunda etapa que consiste en el Transporte y Distribución del Gas,por una duración de 33 años, fue adjudicada en octubre del 2000 alconsorcio liderado por la empresa Techint (Argentina 30%),PLUSPETROL (Argentina 19.2%), Hunt Oil Co. (USA 19.2%), SK Corp.(Corea 9.6%), Sonatrach (Argelia 10%) y Graña y Montero (Perú 12%).Este consorcio constituyó posteriormente la empresa Transportadorade Gas del Perú (TGP).


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• Finalmente, la fase de Distribución de gas natural en Lima y Callao fuecedida a Tractebel (Grupo SUEZ de Bélgica) en mayo de 2002, tal comose estipuló en los compromisos del contrato. Posteriormente, Tractebelconstituyó la empresa denominada Gas Natural de Lima y Callao S.A.(GNLC). En el Cuadro No 1 se presenta una síntesis de los contratos de

licencia que se han suscrito en las distintas etapas del proyecto.

1.4. Estructura Económica y Características Tecnológicas del Proyecto Camisea

1.4.1. Organización Industrial

La industria del gas natural involucra una serie de actividades relacionadasverticalmente que se pueden resumir en cuatro fases: la exploración, la explotación,el transporte y la distribución del gas a los consumidores finales. La característicamás importante en esta industria es la prestación del suministro del gas medianteredes de abastecimiento (ductos), diseñadas para atender a una diversidad deusuarios, siendo estas redes exclusivas para el abastecimiento del combustible através de conexiones domiciliarias a nivel residencial o mediante enlaces a la redprincipal de distribución para el abastecimiento de la industria.

En estas cuatro fases se requieren importantes inversiones para afrontar los costosde instalación de los sistemas de suministro y se asumen una serie de riesgos,tales como el fracaso en la exploración, peligros en el manejo de la seguridad,entre otros. Paralelamente, estas inversiones tienen la particularidad de serirrecuperables y específicas al giro de negocio debido a que no es posible convertiro trasladar a otros usos la infraestructura instalada si es que las empresasoperadoras abandonan el servicio. Tales inversiones se constituyen en costoshundidos irreversibles, los cuales provocan una asimetría esencial entre lasempresas ya establecidas y aquellas que no lo están, dado que dichos costosactúan como si fueran barreras a la entrada, lo cual permite que las empresasdentro del mercado posean cierto grado de poder monopólico y la capacidad defijar precios elevados en ausencia de regulación tarifaria.


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17

Otro rasgo característico de esta industria es la presencia de economías de escalaasociadas a la construcción, a la producción y al empleo de las redes de suministro.Debido a los altos costos fijos del sistema (en su mayoría activos específicos) ylos reducidos costos marginales para interconectar a consumidores adicionales,la existencia de economías de escala bajo estas condiciones resulta significativarespecto al tamaño de la demanda. Por esta razón, existen segmentos relevantesde monopolio natural dentro de la estructura industrial (principalmente en eltransporte y en la distribución).

En países con una importante experiencia en la industria de gas natural comoEstados Unidos, que cuenta con una red de provisión del servicio desarrollada, laregulación de tarifas se restringe a las actividades de transporte y distribución,donde se presentan condiciones de subaditividad de costos, dejándose a lacompetencia la determinación de los precios en boca de pozo y el segmento decomercialización.

No obstante, en el caso de países donde el desarrollo de la industria reciéncomienza y depende de fuertes inversiones, como es el caso de Camisea, laintervención estatal en el proceso es mayor, tanto en la promoción del proyectocomo en la regulación de tarifas. Así, en el esquema peruano, se optó por fijarprecios máximos en boca de pozo y garantizar un flujo de ingresos estable a lolargo del tiempo a los inversionistas en el transporte y en la distribución.

1.4.2. Características Técnicas del Proyecto

Las reservas de gas natural4 del área de Camisea contienen gas húmedo no asociadocon un alto contenido de condensados. Las reservas probadas de los 2 yacimientosprincipales descubiertos en la década de 1980 ascienden a 8.7 TPC, tal como sedetalla en el Cuadro Nº 2:

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


18

Cuadro Nº 2Reservas Probadas en la Zona de Camisea

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

De otro lado, Shell estimó que las reservas totales probables de los 3 yacimientos,Cashiriari, San Martín y Mipaya, equivalían a 13 TPC5. De acuerdo a los factoresde conversión, estas cifras son equivalentes a unos 2,800 millones de barrilesequivalentes de petróleo, cifra importante si se considera que la demanda nacionalde petróleo crudo está aproximadamente en el orden de los 55 millones de barrilesanuales. Es decir, las reservas de Camisea serían equivalentes a 50 años de consumopetrolero aproximadamente.

Considerando las medidas de energía (poder calorífico y energía equivalente) lasreservas tienen una composición que combina gas húmedo o metano asociadocon hidrocarburos líquidos como el pentano y hexano, gas seco o metano, y gasasociado con agua. Las cantidades de cada uno de estos elementos varíadependiendo de la energía o poder calorífico como se detallada en el Cuadro No 3.

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

GAS Líquidos(TPC)* (MMBls)**

Área de Cashiriari 5.4 330Área de San Martín 3.3 215Total 8.7 545

Zona

Cuadro Nº 3Especificaciones Técnicas del Gas de Camisea

* BTU: British Thermal Unit. ** PC: Pie Cúbico. *** TWh: Terawatt / Hora. Fuente: Espinoza (2000).

Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

Energía (Tera BTU* )Poder calorífico

(BTU/PC**)

Energía Total equivalente (TWh)***

Gas Húmedo 16,256 1,251 4,764Gas Seco 12,711 1,069 3,725

Gas Seco – H2O 11,440 - - 1,844


19

Gráfico Nº 4Utilización del Gas Natural de Camisea para Generación de Energía Térmica

De otro lado, comparando el tamaño de las reservas de gas natural de Camiseacon aquellas existentes en otros yacimientos en el Perú, se puede notar que lamagnitud de Camisea equivale a 16 veces el tamaño del yacimiento de Aguaytía ycasí 32 veces el tamaño de los yacimientos de la Costa Norte. Asimismo, lasreservas de líquidos de gas natural de Camisea son cuantiosas en relación al resto de yacimientos (28.5 veces el tamaño de las reservas de Aguaytía). Esto determinaque Camisea se constituya en la base más importante para el desarrollo de laindustria del gas natural en el Perú (véase el Gráfico No 5).

Respecto a la producción de hidrocarburos, se calcula que se produciráninicialmente 450 MMPCD. Asimismo, se estima que la demanda interna en losprimeros años alcanzará sólo 200 MMPCD, por lo que 250 MMPCD se reinyectarán

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

Condensados deGas Natural

Gas Natural Camisea13 T PC = 4,764 T Wh 10%

Vap or de Agua(No utilizablep ara generacióntérmica)

Gas Natural Seco

90%Anhídrido Carbónico 11,140 T BT U

Debe indicarse que no todo el gas natural puede ser utilizado para generar ener-gía, ya que es necesario extraer primero los condensados de gas natural (véase elGráfico Nº 4). Cuando el gas seco remanente es puesto en combustión, se gene-ran agua y anhídrido carbónico, siendo sólo este último el insumo útil para lageneración térmica. La fracción de gas seco de Camisea utilizable para producirenergía térmica permitiría obtener 11,140 TBTU en una central de ciclo combina-do, producción equivalente a 110 años del complejo hidroeléctrico del Mantaro(Espinoza, 2000).


20

Gráfico No 5Reservas de los Yacimientos de Gas Natural en el Perú

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

a los pozos6. De otro lado, se estima inicialmente una producción de líquidos degas asociados cercana a los 27 mil BPD que podría llegar a 45 mil BPD cuando laproducción de gas alcance su máximo. En total, la producción de hidrocarburospodría aumentar en 40%.

Si asumimos una capacidad de producción máxima tanto de gas natural como delíquidos de gas asociados en un escenario intermedio, la producción dehidrocarburos crecería en 94.3%. Finalmente, si consideramos el desarrollo de unproyecto para exportar gas natural licuefactado (LNG por sus siglas en inglés), ysi se alcanzan los niveles de producción esperados (1,050 MMPCD de gas naturalseco y 50 mil BPD de líquidos de gas natural), la producción de hidrocarburos seincrementaría en 189% (MEM; 2001).

2. Fases del Proyecto

2.1. El Proyecto Base

El Gráfico No 6 muestra el mapa de la localización de la infraestructura relacionada

al proyecto. La primera etapa ha involucrado el diseño y la construcción de la

6. El gas seco es extraído en exceso debido a que ésto es necesario para la producción de unamayor cantidad de líquidos de gas natural (los cuales son transformados en combustibleslíquidos de alto valor comercial) dado que se sabe que es posible producir 60 barriles de LGNpor cada millón de pies cúbicos extraídos.

Reservas Probadas de Gas Natural en elPerú (TPC)

Reservas Probadas de Líquidos deNatural (Millones de Barriles)

Aguaytía(Selva Norte)

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Camisea(Selva Sur)

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21

infraestructura de explotación, transporte y distribución7, cuyo objetivo es hacerque el gas llegue a la costa para abastecer al mercado interno. En principio, el gases extraído de los yacimientos de San Martín y Cashiriari, siendo el objetivocentral de la explotación maximizar la extracción de líquidos a partir del gas obtenido,así como la producción del gas seco de tal forma que sea suficiente para satisfacerla demanda interna.

Luego de la extracción, el gas pasa por una red de captación de 80 Km. de extensiónhasta llegar a la Planta de Separación de Las Malvinas localizada a orillas del RíoUrubamba con una capacidad de procesamiento inicial de 450 MMPCD. Estaplanta efectúa una separación primaria que divide los condensados y el agua delgas natural, y se estabilizan los condensados que vienen con el gas. Luego, enuna planta criogénica se separan los hidrocarburos líquidos restantes en el gas.

Una vez finalizado este proceso, el gas procesado va a una planta compresora(con una potencia instalada de 76,000 HP), a partir de la cual se inyectan el gasy los líquidos a los ductos principales. El gas natural extraído en exceso esreinyectado8 a los reservorios, lo cual es un requerimiento de preservaciónambiental. Debe indicarse que la reinyección de gas natural sirve para mantener lapresión del reservorio, lo que permite maximizar la extracción de líquidos.

Por su parte, la etapa de transporte implica la operación de 2 ductos paralelos: unode 730 Km. para el gas natural seco y otro de 560 Km. para el transporte delíquidos. Los ductos atraviesan los departamentos del Cusco, Ayacucho,Huancavelica, Ica y Lima. El ducto de líquidos llega hasta la plantadefraccionamiento ubicada en la playa Lobería en Pisco, mientras que el de gasnatural seco a partir del punto de derivación continua hacia el norte bordeando la

7. Cabe mencionar que la etapa de explotación no sólo implica las inversiones vinculadas a laextracción de los hidrocarburos, sino también las requeridas para transformar los hidrocarbu-ros en productos comerciales y la infraestructura para la exportación (terminal marítimo).8. Otro factor que puede influir en la decisión de reinyectar el gas es la posibilidad de suaprovechamiento comercial futuro cuando la demanda crezca. De esta manera, al margen quela demanda por gas natural seco evolucione por debajo de lo proyectado, las plantas podráncontinuar produciendo líquidos. En caso que se implemente el proyecto de exportación deLNG, ello implicaría un mayor volumen de extracción de gas que generará un incremento delvolumen de producción de líquidos.


22

franja costera hasta llegar al City Gate ubicado en Lurín. Es decir, el ducto sesubdivide en 2 componentes: el primero que va desde Camisea hasta el punto dederivación en Pampa Río Seco (cercanías de Humay), y el segundo que va desdePampa Río Seco hasta el City Gate. Debe indicarse que la etapa del transporteinvolucró la utilización de 178,100 toneladas de tubos, de los cuales 148,500corresponden al transporte de gas y 29,600 toneladas corresponden al transportede líquidos (Wiese Sudameris; 2002).

De otro lado, los líquidos son recibidos en una planta de fraccionamiento con unacapacidad de 50,000 barriles diarios y una planta de refinación para 25,000 barrilesdiarios, que están ubicadas en Pisco. En estas instalaciones se obtienen productoscomerciales, tales como, gasolina, GLP y diesel y kerosene en proporcionesaproximadas de 50%, 40% y 10% respectivamente (Wiese Wiese Sudameris; 2002).Estos productos pueden ser almacenados en las plantas de almacenamiento paraluego venderse al mercado interno a través de camiones cisterna o exportarse porbuques a través de terminales marítimos.

Finalmente, en la etapa de distribución del gas natural en Lima y Callao, el operadorrecibe el gas en el City Gate de Lurín para luego transportarlo a través de una redde ductos troncales de alta presión con una longitud aproximada de 62 Km queatraviesa la ciudad de Lima y llega hasta una estación terminal en Ventanilla. Estared sirve para entregar gas a empresas del sector industrial y a las centrales

térmicas que lo requieran.

Cabe resaltar que en la etapa posterior a la construcción de la red principal dedistribución, redes adicionales de media y baja presión deben añadirse gradual-mente en la medida que aumente la demanda por parte de las industrias y de los consumidores residenciales. El contrato establece que los ramales secundarios ala red principal tengan una longitud inicial de 25 Km. La empresa encargada de ladistribución del gas en Lima y Callao continuará trabajando en el desarrollo yexpansión de la red de distribución de gas, por lo que se requerirán mayoresinversiones en el futuro. En el Gráfico No 7 puede verse el diagrama de la red dedistribución en Lima y Callao.


23

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24

Gráfico No 7Mapa de Localización de la Red Troncal Primaria de Distribución

del Gas Natural en Lima y Callao

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

2.2. El Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado (LNG)

Bajo la coordinación de Hunt-Oil y la empresa coreana SK Corporation, se haconstituido la empresa PERU LNG Company S.R.L. Este consorcio tiene comoobjetivo ampliar el proyecto inicial de Camisea para la exportación de gas naturalbajo la modalidad de gas natural licuefactado (LNG). Para llevar a cabo el proyecto,PERÚ LNG y la empresa Tractebel (Bélgica) firmaron un acuerdo el 29 de setiembredel 2003, con la finalidad de exportar gas natural licuefactado (LNG) desde loscampos de Camisea en Perú hacia Norteamérica9.

Las exportaciones de LNG tienen como destino principal el mercado de los EstadosUnidos y México. Estos países han venido incrementando sus importaciones degas natural que provienen principalmente de Canadá. Las modalidades deimportación son diversas y se espera que en los próximos años las importacionesde LNG se incrementen. El LNG producido en el Perú debe ser transportado enbarcos a México, lugar desde donde, una vez regasificado, debe ser exportado aEstados Unidos vía ductos.

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

Trazo Referencial

Red de mediapresión


25

El acuerdo permitirá a Tractebel adquirir 2.7 millones de toneladas de gas al año(un promedio de 400 millones de pies cúbicos por día) de la empresa PERU LNG,por un periodo de 18 años, comenzando en el año 2008. El consorcio contempla laconstrucción de una planta de licuefacción con una inversión cercana a los US$1,900 millones con localización en Pampa Melchorita, a 169 kilómetros al sur deLima, entre las ciudades de Chincha y Cañete. Esta planta será la primera de estetipo en Sudamérica y podría ser la base para la industria petroquímica regional. Elgas adquirido por Tractebel representa casi 2/3 de la capacidad de producción dela planta proyectada de 4.4 millones de toneladas por año. Los ejecutivos dePERU LNG vienen negociando con otros potenciales compradores para colocarel tercio de la capacidad de producción restante.

Después de la licuefacción (proceso que comprende el sobre enfriamiento a menos163 grados centígrados, que reduce el volumen del gas en 600 veces) se proyectaque el gas de Camisea sea transportado en barcos tanqueros refrigerados,denominados «metaneros» hasta el puerto de Lázaro Cárdenas en el estado deMichoacán en México. Allí el LNG será regasificado en una planta que construiráTractebel y será inyectado a la red de transporte de gas mexicana. La compañía hatenido presencia en México desde 1990 y viene operando un sistema de gasnatural completamente integrado, con centros de distribución locales enGuadalajara, Querétaro y Tampico.

La realización del proyecto de exportación de LNG representará un cambio en laescala del proyecto de Camisea, con una inversión adicional cercana a los US$3,000 millones, los cuales se destinarán a la construcción de pozos y la ampliaciónde instalaciones, la construcción de la planta, las facilidades de almacenamientoe infraestructura portuaria, el terminal de regasificación y el transporte marítimo.La inversión adicional en el Perú sería aproximadamente de US$ 1,834 millones,de los cuales US$ 969 millones serían en nuevas instalaciones y US$ 865millones por ampliaciones. De este total, cerca del 40% tendrá componentesnacionales (véase el Gráfico No 8).

Con la incorporación del proyecto de exportación de LNG, el esquema original delproyecto Camisea se altera tornándose más complejo en su estructura, tal como


26

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

Fuente: Macroconsult (2003), PERU LNG.

puede apreciarse en el Gráfico No 9. La exportación del gas modificará la escala delproyecto base, haciendo posible exportar el gas natural a los mercados externose incrementando la producción de líquidos de gas natural.

Un tema importante para la viabilidad del proyecto es el referido a los precios a losque tendría que llegar el gas natural al mercado externo para ser competitivo conotros proyectos alternativos (como los ejecutados en Trinidad y Tobago eIndonesia) destinados a cubrir el déficit de abastecimiento interno de gas naturalen Estados Unidos, estimado en 12,000 MMPCD en los próximos años (véase elGráfico No 10).

En este sentido, si se considera que el costo de oportunidad del gas natural enEE.UU. sería aproximadamente 3.5 US$/MMBTU, y si se consideran costosestándares de licuefacción, transporte y regasificación, entonces, cálculos inicialessugieren un precio en la costa del Perú de 1.5 US$/MMTBU. Este precio escercano a la suma de una tarifa de transporte de 0.88 US$/MMBTU10 y un precioen boca de pozo de 0.6 US$/MMBTU, tal como el usado para calcular el valor dela producción del gas natural para la exportación en el contrato de licencia (véaseel Cuadro No 4).

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Inversión enel PerúMM US$ 1,834

Terminal de Regasificación

720

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969

400

Transporte Marítimo

Pozos y Ampliación de Instalaciones

Planta. Almacenaje eInfraestructura Portuaria

10. Se considera que la tarifa regulada de transporte por red principal de ductos convergirá ala tarifa base, dada la magnitud de la demanda de exportación de LNG.


27

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Precio FOB 2.39 68.48%

0.7 20.06%

Sub Total 3.09 88.54%

0.3 8.60%

0.1 2.87%

3.49 100.00%Precio del gas en USA

Costo de Regasificación

Transporte en Mexico a USA

Transporte a Baja California

Precio en la costa

Costo de Licuefacciòn

Transporte Ducto Principal

Precio a boca de pozo

Cuadro No 4Costos Unitarios Aproximados del LNG Peruano (US$/MMBTU)*

3. Inversiones y Obras Realizadas

3.1. Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88

El operador en la fase de explotación, PLUSPETROL, ha construido las siguientesfacilidades para la producción de gas natural seco y líquidos de gas natural:

Durante la fase de operación continuarán los trabajos de reforestación y controlde erosión en el Derecho de Vía de las líneas de recolección y reinyección, en eltramo Malvinas - San Martín 1 y entre San Martín 1 - San Martín 3. Para ello seestán produciendo plantones y semillas de especies nativas en viveros ubicadosa lo largo del derecho de vía. Además, se realizará la supervisión de los aspectossociales en la zona de las líneas de conducción y reinyección (Flow Lines) entrelas Plataformas San Martín 1 y San Martín 3.

Cuadro Nº 5AObras realizadas en la Fase de Explotación

Perforación Plataforma San M artín 1Perforación Plataforma San M artín 3Sistema de Flow LinesPlanta Criogénica – M alvinasPlanta de Fraccionamiento – LoberíaLinea submarina y Terminal – Lobería


* Los precios no incluyen impuestos.Fuente: USA Gas Strategies - World Bank, MEM.


30

Ducto de gas seco 730 Km.Ducto de líquidos 560 Km.

Estación Terminal de TGP en LurínEstación Terminal TGP en Lobería

Estación No.4 (PS-4) Estaciones de Reducción/Terminal:Estación No.1 (RS-1) Estación No.2 (RS-2)

Estaciones de Bombeo:Estación No.1 (PS-1) Estación No.2 (PS-2) Estación No.3 (PS-3)

La inversión real ejecutada, desde el inicio de la obra hasta su conclusión fue deUS$ 730 millones. El monto inicialmente estimado en US $ 616 millones se ha vistoincrementado, según PLUSPETROL, debido a la mayor inversión en laconstrucción de las líneas submarinas y terminal de carga en la planta de Loberías,y por los costos de las pruebas pre-operativas y de puesta en operación.

El monto de inversión programada para el año 2003 fue US $ 256.2 millones,habiéndose ejecutado US $ 281.1 millones hasta fines de diciembre del 2003. Lainversión programada para el año 2004 fue de US$ 98.5 millones. La inversiónejecutada se ha financiado con recursos propios del consorcio liderado porPluspetrol y con préstamos puente (para equipamiento y maquinarias).

3.2. Contrato de Transporte de Gas Natural y Líquidos

De acuerdo a información proporcionada por Transportadora de Gas del Perú(TGP), la fase de transporte ha demandado la construcción de la siguienteinfraestructura:

Cuadro Nº 5BObras Realizadas en la Fase de Transporte


Desde el inicio de la obra hasta el final de la construcción, la inversión real ejecu-tada por el operador fue de aproximadamente US$ 710 millones. Con relación a lospréstamos para el financiamiento complementario aprobado en setiembre del 2003de la CAF por un monto total de US$ 75 millones y del BID por un monto total deUS$ 135 millones (tramo A por US$ 75 millones y tramo B por US$ 60 millones), ala fecha continúa pendiente la definición de los desembolsos respectivos.


31

3.3. Contrato de Distribución de Gas en Lima y Callao

El proyecto de distribución en alta, media y baja presión en Lima y Callao requirióla habilitación de una serie de obras, con el objeto de implementar la red basesobre la cual se establecerá el servicio de aprovisionamiento de gas natural secoa nivel residencial, comercial e industrial durante los próximos años.

Las principales facilidades construidas a la fecha son las siguientes:

Cuadro Nº 5CObras Realizadas en la Fase de Distribución


El monto de inversión inicial directa comprometido por el operador para laconstrucción de la red troncal primaria de distribución y los ramales secundarios(incluyendo la ingeniería y los suministros) fue US$ 55.631 millones, los cualeshan sido financiados con recursos propios. Adicionalmente, se ejecutarán mayoresinversiones en esta fase de la industria conforme la red de distribución se expandaen función del crecimiento de la demanda residencial, comercial e industrial enLima y Callao.

4. Aspectos Tributarios y Canon Gasífero

4.1. Impuesto a la Renta y Regalías

Cada una de las empresas involucradas en el proyecto está sujeta al régimentributario común de la República del Perú, que incluye el Impuesto a la Renta, así

Instalación del ducto principal (Alta Presión)Ramal ETEVENSA (Ventanilla)Ramal CELIMA 1 (San Juan de Lurigancho)Ramal CELIMA 2 (Los Olivos)Ramal Sudamericana de FibrasRamal San LorenzoRamal Alicorp 1Ramal Alicorp 2Corporación Cerámica (Universitaria)Vidrios IndustrialesCity Gate (Lurín) y Estación Terminal


32

como a las disposiciones específicas que al respecto se establecen en la LeyOrgánica de Hidrocarburos (Ley No 26221) vigentes en la fecha de suscripción.

El Ministerio de Economía y Finanzas es el encargado de garantizar el beneficiode estabilidad tributaria durante la vigencia del contrato, de acuerdo a loestablecido en la Ley General de Hidrocarburos y el Reglamento de la Garantía dela Estabilidad Tributaria (D.S. No 32-95-EF). En el Cuadro No 6 se presenta unresumen de los aspectos más relevantes en cuanto a los aportes tributarios de lasempresas involucradas.

En cuanto a las regalías, dado que los productos extraídos son de naturalezadiferente, las fórmulas para su cálculo también varían. El valor de la regalía vienedeterminado por la multiplicación del valor de la producción fiscalizada (VPF) y elporcentaje de regalía (R). Sin embargo, la fórmula para el cálculo tanto de VPF y Rvaría según se trate de petróleo, gas natural o líquidos de gas natural. La regalíafinal es la suma de las regalías obtenidas en cada caso (ver Cuadro No 7).

En el caso del proyecto de exportación de LNG, la tasa por concepto de regalía delgas natural seco destinado al mercado externo a la fecha no está establecida. Sinembargo, debido a que el precio en boca de pozo de este producto debería ascendera US$ 0.6 por MMBTU para que llegue en condiciones competitivas a los mercadosrelevantes (México y Estados Unidos), se prevé que la regalía sea menor a lastasas establecidas para hacer competitivo el proyecto11.

4.2. Canon Gasífero

La transferencia del Canon es un mecanismo redistributivo de la renta gasíferaque supone la generación de mayores ingresos en beneficio de las regiones en lascuales se ubican los recursos gasíferos y las reservas marginales. En el Perú laLey No 27506, Ley de Canon, es el dispositivo legal que determina los recursos

11. A la fecha no se ha definido las tasas del Impuesto Selectivo al Consumo para el gas natural.Debe señalarse sin embargo que el Ministerio de Energía y Minas ha planteado que el gasnatural para consumo vehicular no sea gravado con este impuesto para promover el consumodel gas en este segmento. La definición de la aplicación de este impuesto esta en manos delMinisterio de Economía y Finanzas.


33

Cuadro Nº 6Régimen Tributario Vigente para el Proyecto Camisea

Impuesto a la Renta:Beneficio de Estabilidad Tributaria para cada una de las empresas que forman elconsorcio: se garantiza la estabilidad del régimen tributario vigente a la fecha defirma del contrato:• Tasa de 30% sobre las utilidades netas.• Reparto de dividendos y cualquier forma de distribución de beneficios no estángravados por el IR.

Otros:- Exportación exenta de todo tributo.- Pago de Tributos aplicables a las importaciones de bienes e insumos requeridos.- Régimen de Recuperación Anticipada del IGV para las operaciones anterioresa la exploración comercial (exploración, desarrollo y toda inversión anterior a lafecha de inicio de la exploración comercial).- Las ventas de gas natural seco y los líquidos de gas natural están afectos al 19%por concepto de IGV.- El gas natural seco no está gravado con el ISC pero sí los líquidos de gas natural.

Fuente: Contratos de Licencia y Contratos de Estabilidad Tributaria del Proyecto de Camisea.Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERG.

naturales cuya explotación generan Canon y regula en forma general sudistribución a favor de los gobiernos locales (municipalidades) y regionales,centros poblados y comunidades en cuya área de influencia se hallan dichosrecursos.

En el año 2003, con el ánimo de corregir algunas limitaciones de la Ley de Canon,se emitió una norma modificatoria que dentro del ámbito del Canon Gasífero secentra en dos aspectos12. El primero se refiere a la introducción de criteriosadicionales al poblacional para realizar la distribución de los recursos del Canon,entre ellos, criterios de pobreza, infraestructura y necesidades básicas. El segundoaspecto se refiere al establecimiento de una la tasa del Canon Gasífero en 50% del

12. Ley N° 28077 del 25/09/2003.


34

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35

Impuesto a la Renta obtenido por el Estado de las empresas que realizan actividadesde explotación de gas natural, y del 50% de las Regalías por la explotación de talesrecursos naturales. De acuerdo a la norma, el Canon será distribuido entre losgobiernos regionales y locales de acuerdo a los índices de distribución queestablezca el Ministerio de Economía y Finanzas sobre la base de los criteriossocioeconómicos mencionados. Los porcentajes de distribución son los siguientes:

• El 10% del total recaudado para los gobiernos locales de la municipalidado municipalidades distritales donde se encuentra localizado el recursonatural.

• El 25% del total recaudado para los gobiernos locales de la provincia oprovincias donde se encuentra localizado el recurso natural, excluyendoal distrito o distritos productores.

• El 40% del total recaudado para los gobiernos locales del departamentoo departamentos de las regiones, excluyendo a la provincia o provinciasdonde se encuentra el recurso natural.

• El 25% del total recaudado para los gobiernos regionales donde seencuentra el recurso natural.

Debe destacarse que la modificatoria de la norma establece que estos recursosdeberán ser utilizados exclusivamente para el financiamiento de proyectos u obrasde infraestructura de impacto regional y local, respectivamente. Asimismo, envirtud de las modificaciones antes mencionadas los gobiernos regionales deberánentregar el 20% del total percibido por Canon a las universidades situadas en laszonas donde se explota el recurso, destinándolo a la inversión en investigacióncientífica y tecnológica de impacto regional. En este contexto, deberían definirselineamientos tendientes a dotar de una base analítica y técnica a las decisiones degastos de inversión, de modo que se desarrollen mecanismos de gestión máseficientes y transparentes.

5. Mercados para el Gas Natural

En general, el gas natural puede ser usado para producir energía térmicadirectamente o para producir combustibles tales como GLP y gasolina natural.


36

Antes de la puesta en operación del Proyecto Camisea, en el Perú la producciónde gas natural se había limitado a la extraída de los yacimientos de la CostaNoroeste y la Selva Central, la cual es usada como combustible en la generaciónde electricidad, y en las operaciones de las empresas petroleras. En el pasado elgas natural seco fue utilizado como combustible residencial para aproximadamente350 viviendas en los campamentos de explotación de la Costa Norte (véase elCuadro No 8).

ZonaNoroeste 4,502 45.50% 7,254 79.30% 2,642 97.70% 4.2 100.00%Aguaytía 5,385 54.50% 1,897 20.70% 62 2.30% 0 0%Total 9,888 100% 9,151 100.00% 2,704 100.00% 4.2 100.00%

Generación Eléctrica Operación Petrolera Refinación Uso doméstico

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

Cuadro Nº 8Perú : Consumo de Gas Natural MMPC - 2001

13. En general este tipo de contrato alude a un acuerdo entre un comprador y un vendedordonde el primero se compromete a pagar determinado monto fijo incluso cuando el serviciono sea requerido en la magnitud pactada. En el caso del gas natural, esta modalidad de contratoes bastante utilizada debido a que los compradores buscan asegurarse determinado suministro.En estos contratos existen algunas facilidades para que los compradores no tengan que afron-tar todos los costos de un consumo menor al esperado como el factor «Take or Pay» que lespermite pagar de forma fija sólo un porcentaje de lo contratado (en el caso del contrato deElectroperú es de 80%) y otros mecanismos como el «carry forward» que les permite «arras-trar», por un número determinado de meses, pagos por exceso a su consumo a fin de usarlosen los meses de mayor consumo («make up»).

La demanda de gas natural de Camisea proviene principalmente de su uso en lageneración de electricidad (a través de centrales a ciclo simple y combinado), yen el sector industrial (asociada principalmente a las empresas que han firmadocontratos Take or Pay13 y a las nuevas industrias). Sin embargo, también existeuna importante demanda potencial de gas natural a nivel urbano, representadopor el consumo en los segmentos comercial y residencial, y por su uso en eltransporte automotriz. Este consumo potencial irá creciendo conforme se desarrollela red de distribución en Lima, se extienda la red de transporte a otras regiones, yse dé la promoción necesaria para incentivar el consumo del gas. Otra fuenteimportante de demanda será la proveniente del mercado de exportación del gasnatural licuefactado (véase el Gráfico No 11).


37

Los estudios iniciales disponibles sobre proyecciones de la demanda de gasnatural muestran algunas diferencias de acuerdo a los escenarios y supuestosutilizados14. En particular, como se puede apreciar en el Cuadro Nº 9, los pronósticoshan variado significativamente a lo largo del tiempo, debido principalmente a lasdiferentes estimaciones de las cantidades demandadas en los rubros de generacióneléctrica y uso industrial.

Cuadro Nº 9Estimaciones de la Demanda de Camisea (MMPCD)


14. Stone & Webster (1998).15. La demanda comercial y doméstica, aún en el largo plazo, se considera pequeña. Según losestudios de Stone & Webster (1998) y Ministerio de Energía y Minas (2001), dicha demanda

Así, las estimaciones iniciales para el año 2004 (Stone & Webster; 1998) fluctúanentre 201 y 207 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para el caso de losgeneradores, mientras que las estimaciones más recientes proyectan una demandasignificativamente menor: entre 48 y 109 MMPCD (MEM; 2001). Lo mismo ocurrepara el año 2010, en el que la demanda proyectada fluctúa en un rango de entre397 MMPCD para el escenario más optimista (E1 - Stone & Webster; 1998) y 69MMPCD para el escenario más conservador (E5 – MEM; 2001). La evolucióncompleta de las estimaciones entre los años 2004 y 2010, se aprecia en el GráficoNº 12. Debe destacarse que la demanda por gas natural provendría principalmente del sector de generación eléctrica y del sector industrial15.

Sin embargo, con motivo de la primera fijación de las tarifas de transporte ydistribución de gas natural realizadas por la Gerencia Adjunta de RegulaciónTarifaria (GART - OSINERG) se han realizado proyecciones de la demanda de gasnatural más realistas y que toman en cuenta la nueva información disponible. Las

Escenarios 2004 2010E1: Gas Natural llegaa los generadores eléctricos a US$2

por MMPCD ( Stone and Webster; 1998) 207.3 397.3

E2: Gas Natural llega a los generadores eléctricos aUS$2.5 por MMPCD ( Stone and Webster; 1998) 201.3 386.4

E3: Escenario Optimista de MEM (2001) 109.1 200.2

E4: Escenario Medio de MEM (2001) 92.7 143.6

E5: Escenario Pesimista de MEM (2001) 48.2 69.4


38

estimaciones de estas proyecciones son algo mayores al escenario medio planteadopor el MEM en el año 2001. En el Cuadro Nº 10 se presentan las proyecciones dedemanda por tipo de cliente para los primeros 20 años de operación del proyecto.

5.1. Generación de Electricidad

Considerando el consumo específico por tipo de central de generación eléctrica ylos precios máximos a los que el gas de Camisea será vendido, en el Gráfico Nº 13se muestra un indicador de competitividad del gas natural frente a otroscombustibles utilizados por dichas centrales. Como se puede apreciar, si el gasfuera utilizado en una central de ciclo simple (CS), el gas natural sería competitivocon todos los combustibles a excepción del carbón. En cambio, si el gas naturalfuese utilizado en una central de ciclo combinado (CC) resultaría ser máscompetitivo que todo el resto de combustibles.

Gráfico Nº11Principales Mercados para el Gas Natural

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

Industrial

Fábricas

TransportePúblico

HotelesEdificios

EscuelasUniversidades

Gas NaturalVehicular

GeneraciónEléctrica

LNG Residencial

Comercial yTransporte

Exportación


39

Gráfico Nº 12Evolución de las Diferentes Estimaciones de Demanda para el Gas de

Camisea

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

La competitividad del gas natural no sólo proviene de sus menores costos variables(lo cual hace que las centrales a gas despachen energía antes que otras centralestérmicas), sino también de sus menores costos medios, por lo que los inversionistasen generación eléctrica deberían tenerlo como primera opción16. Si bien estainformación muestra que el gas natural tendría una demanda asegurada por partede los generadores, a la fecha Electroperú es la única empresa generadora que hafirmado un Contrato Take or Pay con Pluspetrol, por el 80% del volumen contratado,lo cual equivale a 56 MMPCD17.

El 1 de agosto del 2003 se concretó la transferencia a la empresa generadoraEtevensa (Grupo Endesa) del primer contrato importante de suministro de gasnatural que suscribiera anteriormente Electroperú. El concurso público establecióque el ganador de la licitación se comprometía a instalar, en el plazo máximo de 15meses en el caso de centrales existentes y 18 meses para centrales nuevas, unacentral a gas de ciclo simple con una capacidad de generación mínima de 250 MW.

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16. Véase un análisis más detallado en Gallardo, García y Pérez- Reyes (2004).17. El volumen contratado total equivale a 70 MMPCD según el Contrato de Licencia para laDistribución de Gas Natural por red de ductos de Lima y Callao.


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CV Carbón

CS Gas Natural

MD Residual 6

MD Diesel 2

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US$ / MWh

CS: Ciclo Simple CC: Ciclo Combinado MD: Motor Diesel CV: Central a Vapor

Gráfico Nº 13Comparación de Costos de Generación Eléctrica

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

En una segunda etapa, la empresa contará con un plazo máximo de 21 mesesadicionales para construir una central de 125 MW a ciclo simple y una de 187.5MW a ciclo combinado.

El precio por energía para la primera etapa correspondería con el de la barra Limay para la segunda se estableció un precio base de US$ 24.3 por MWh. El ganadorde la licitación fue el postor que ofreció el menor precio de venta a Electroperú enun contrato para los primeros 7 años de la transferencia (Etevensa ofreció unprecio de US$ 23.9 por MWh). Se estableció como penalidad un pago de US$ 15millones si el ganador no cumplía con los requerimientos y una penalidad diariade US$ 25,000 en caso de atraso (con un máximo de 90 días).

5.2. Segmento Industrial

En cuanto a la demanda industrial, inicialmente 6 empresas firmaron contratosTake or Pay, los cuales garantizan descuentos en el precio del gas natural en el


42

punto de recepción, y otras ventajas18 con las que el resto de consumidores nocontará. Como se aprecia en el Cuadro Nº 11, la demanda inicial del sector industrialestá constituida fundamentalmente por empresas de cerámicas y vidrieras quesustituirán combustibles como GLP y Residual 6 por gas natural. Es importanteseñalar que existen empresas tales como Doe Run, EXSA Nitratos, CementosLima y Aceros Arequipa que poseen grandes proyectos de inversión, los cualespodrían generar una importante demanda de gas natural en el futuro. Sin embargo,estas empresas no han firmado aún contratos Take or Pay por requerir un preciomás bajo para ser viables.

18. El artículo 4º del Reglamento de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Naturalseñala que, entre los beneficios que tendrán los consumidores iniciales están: el descuento enprecios, mayores plazos para la recuperación de los volúmenes de gas natural pre-pagados(períodos de Make Up y Carry Forward) y otras señalados expresamente en los contratosfirmados con el productor.19. De acuerdo al Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria de Gas Natural, laindustria mayor corresponde al grupo de empresas que consume más de 300,000 m3 de gasnatural al mes, mientras que la industria menor esta integrada por empresas cuyo consumomensual se situa entre 17,000 m3 y 300,000 m3.

Cuadro Nº 11Consumidores Iniciales de Gas en Lima: Empresas que

han firmado contrato Take or Pay con el productor

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

El Gráfico No 14 muestra las proyecciones de la demanda industrial19 de gas naturalen Lima y Callao para los próximos 20 años hechas por el OSINERG.

Como puede apreciarse, la demanda de las industrias menores experimentaríatasas de crecimiento altas al inicio del período de análisis debido a la recienteintroducción del gas natural como combustible alternativo. A partir del 2008, las

EmpresaCapacidad Diaria Contratada

(MMPCD)

Alicorp S.A. 1.99

Sudamericana de Fibras S.A. 2.79

Cerámica Lima S.A. 3.53

Vidrios Industriales S.A. 2.05

Corporación Cerámica S.A. 1.09

Cerámicas San Lorenzo S.A.C 1.3


43

20. Cabe destacar que en esta categoría de consumo, parte de la demanda incluye al parquevehicular.21. El carbón constituye, comparativamente, una fuente de energía barata para la industria enel Perú, a pesar que a partir del año 1999 se encuentra gravado con el Impuesto Selectivo alConsumo (Ley No 27216).

tasas de crecimiento empiezaría a situarse por debajo del 10%. En el periodo 2008-2023, el crecimiento proyectado de la demanda de las industrias menores mostraríaun comportamiento creciente pero estable. Finalmente, en el año 2023 se esperaque dicha demanda se sitúe al nivel de los 95 millones de metros cúbicos(aproximadamente 2% de la producción total proyectada de gas natural seco paraese año). De otro lado, la demanda de las industrias mayores crecería a tasasmayores en las fases iniciales del proyecto. A partir del 2008, las tasas decrecimiento empezararían a situarse por debajo del 15%. En el periodo 2008-2023,se espera que el crecimiento de la demanda de industrias mayores tienda aestabilizarse. En el año 2023 se espera que la demanda de las industrias mayorestienda a estabilizarse. En el año 2023 se espera que la demanda de las industriasmayores se sitúe al nivel de los 355 millones de metros cúbicos20 (aproximadamente6% de la producción total proyectada para ese año).

De otro lado, el Gráfico Nº 15 analiza la competitividad del gas natural con otroscombustibles utilizados por la gran industria. Como se puede apreciar, el gas seríamás económico que todos los demás combustibles, a excepción del carbón21,cuyo costo es bastante menor. Es por esta razón que la conversión de grandesempresas, como Cementos Lima, pasaría por la negociación de condicionesespeciales.

Otra fuente de demanda industrial provendría de las plantas de procesamiento degas natural, como las de gas natural licuefactado (LNG), amoniaco y metanol, asícomo las plantas de procesamiento de gas natural a líquidos (GTL). Con el objetode promover las inversiones en este segmento, el 23 de febrero del 2004 el gobier-no peruano promulgó la Ley de Promoción de la Inversión en Plantas de Procesa-miento de Gas Natural (Ley No 28176), la cual permite extender los beneficios de laLey Orgánica de Hidrocarburos a las inversiones en este tipo de facilidades (es-tabilidad tributaria y cambiaria, derechos de uso y servidumbre, manejo de divi-sas, entre otros). Además, establece que los gastos de inversión que se realicenpara la construcción de las plantas de procesamiento de gas natural antes de


44

Gráfico No 14Proyecciones de la Demanda en el Sector Industrial en Lima y Callao

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

Demanda Proyectada para Industrias Menores

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23

milló

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3

iniciar sus operaciones comerciales, serán acumulados en una cuenta cuyo montose pagará mediante una amortización lineal, deduciéndose en porciones igualesdurante un periodo de cinco años.

Con esta norma, se garantizan las condiciones para que nuevos inversionistasparticipen en el procesamiento del gas natural. Por ejemplo, a la fecha ya existenproyectos para la instalación de plantas de producción de amoniaco paraexportación en la costa cerca de Cañete (en cantidades aproximadas a un millónde toneladas de amoniaco al año), las cuales podrían demandar cerca de 120 a 150millones de pies cúbicos por día de gas natural.

Existen otros proyectos para la producción de metanol, insumo clave para laindustria petroquimica, así como proyectos de construcción de plantas de gasnatural a líquidos (GTL) las cuales producirán derivados como diesel y gasolinas.Todos estos proyectos constituyen una importante fuente potencial de demandaindustrial de gas natural que a futuro pueden incrementar el tamaño del mercadointerno, así como generar eslabonamientos en industrias conexas.

De otro lado, la extensión de la red principal de transporte a otras regiones puedeincrementar la demanda industrial en esas localidades. La construcción de losramales sería financiada con los recursos generados por el canon gasífero o por el

aporte de inversionistas privados interesados en expandir sus oportunidades de


45

Gráfico Nº 15Comparación de Costos de Combustibles para Usuarios Gran Industria

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

US$ / MMBTU

2.1

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Carbón

Gas Natural

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Diesel 2

GLP

Electricidad

negocios en el sector energético. En el Gráfico No 16 puede apreciarse un mapacon la posible localización de los ramales del ducto principal. En principio existenproyectos definidos para la construcción futura de cuatro ramales: Palestina -Cusco, Ayacucho, La Oroya – Tarma y Pisco – Ica – Nazca22.

Las principales fuentes de demanda industrial potencial para el gas transportadopor los ramales pueden dividirse en tres segmentos:

• Ruta Central: fundición y refinería de La Oroya, fábrica de CementoAndino en Tarma y planta de GTL en La Oroya.

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


46

• Ruta Sur Oriental: desarrollo de minas de hierro en Andahuaylas yCombopata, plantas de cemento y GTL en Cusco, así como de gas paraCachimayo.

• Ruta Sur Medio: planta de fraccionamiento, planta de Aceros Arequipa,planta de hierro esponja en Pisco, mina de hierro y generación eléctricaen Marcona.

Los posibles beneficios de la extensión de la red principal de transporte de gasserán los siguientes: sustitución de combustibles en uso por otros más limpio yde menor precio, mejora de la competitividad de las industrias existentes ygeneración de nuevas industrias asociadas, reducción de la contaminaciónambiental, mejora en la calidad de vida de los pobladores de las regionesbeneficiadas, generación de trabajo para pobladores de la zona durante laconstrucción y la operación, y una posible reducción de las tarifas de transportede gas por el incremento del volumen inyectado en el ducto principal.

5.3. Segmento Residencial y Comercial

La provisión de gas natural constituye un servicio público domiciliario y comercialque llega a las viviendas, a los centros de comercio y a las industrias a través deuna conexión permanente. Para el control del abastecimiento del servicio se colocangabinetes que contienen el sistema de regulación de presión, la válvula de controlde acceso y el medidor del consumo23.

Cabe resaltar que las instalaciones de gas natural requieren un mantenimientomínimo pero constante, tienen bajos costos de operación y son de una granconfiabilidad de suministro. A su vez, la existencia de una fuente continua desuministro de energía adicional a la electricidad puede tener un efecto positivosobre el valor del predio (inversión en instalaciones). En el Gráfico No 17 puedeverse una ilustración de la acometida en una vivienda que usa gas natural.

23. En mayor detalle, para suministrar el gas natural a las viviendas y locales comerciales, demanera similar al resto de servicios públicos abastecidos por redes, es necesario instalar unatubería de servicio que conecte la red de distribución ubicada en la calle o avenida a través deuna caja registradora donde se reduce la presión y se verifica el consumo de los usuarios. Lastuberías de conexión están enterradas y equipadas con dispositivos de seguridad de fácil accesopara el control y supervisión de la calidad del servicio por parte de la empresa distribuidora.


47

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48

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(GN

LC).


49

Rubros US$ DólaresMateriales* 150Obras civiles 85Mano de obra 65Total 300* Incluye 10 m de tubería de polietileno 1/2 '', medidor, equipos de regulación, accesorios y caja de protección.

Los costos de instalación pueden variar según el tipo de vivienda, los niveles deconsumo y la distancia a la red de distribución24. En el caso de la instalación delsuministro de gas en un edificio, cada departamento cuenta con un medidor por loque la facturación es independiente para cada uno. De acuerdo a los planes deejecución del Ministerio de Energía y Minas, el cliente puede pagar a plazosdichos costos de instalación (véase el Cuadro Nº 12), incluyendo la partecorrespondiente en la factura mensual del servicio. Desde un lugar en la fachadadel establecimiento domiciliario o comercial se inician las instalaciones particulareso internas del cliente (conexión de acometida), que deben llegar hasta cada recintodonde se cuente con aparatos domésticos que funcionan con gas natural, comococinas, termas, sistemas de calefacción y de aire acondicionado, secadoras deropa, deshumedecedores e incluso refrigeradoras.

24. Es esperable que con el desarrollo de la red de distribución se alcancen suficientes econo-mías de escala que disminuyan los costos de conexión a la red para los usuarios residencialesy comerciales.

Respecto a las proyecciones de la demanda para estos segmentos en Lima yCallao, las cifras muestran que al inicio del período de análisis la demanda de gasnatural experimentará tasas crecientes asociadas a la reciente introducción delgas así como a la internalización, por parte de los consumidores, de las bondadesque presenta este combustible como elemento energético. El crecimiento anual dela demanda tiende a estabilizarse alrededor de 8.35% a partir de 2011. Asimismo,se espera que para el 2023 la demanda residencial de gas natural sea de 66 millo-nes de metros cúbicos (cerca de 1.41% de la producción total proyectada para eseperíodo).

De otro lado, el crecimiento anual de las demanda comercial tiende a estabilizarse

Cuadro Nº 12Estimación del Costo de una Instalación de

Gas Natural a una Vivienda


50

a partir de 2011 alrededor de una tasa de 5.41%. Asimismo, se espera que para el

2023 la demanda comercial de gas natural en Lima y Callao ascienda a 22 millones

de metros cúbicos (cerca de 0.5% de la producción total proyectada para ese

año). El Gráfico No 18 muestra las proyecciones de demanda para estos segmentos

Gráfico No 18Proyecciones de la Demanda en el Sector Residencial y Comercial en

Lima y Callao

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

Demanda Proyectada en el Segmento Residencial

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70.00

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20

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20

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Demanda Proyectada en el Segmento Comercial

0.00

5.00

10.00

15.00

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25. Precios al usuario (Marzo 2004): Electricidad = 0,3175 S/ KWh; GLP = 33.7 S/ balón;Kerosene = 8.18 S/ galón; Carbón = 0,70 S/ Kg; Leña = 0,25 S/ Kg; Gas Natural = 7.5 US$/MMBTU (Valores estimados según GART - OSINERG).26. De acuerdo a estimaciones realizadas por el Ministerio de Energía y Minas, con el gasnatural el costo para generación de calor se reduciría en un 70% en las viviendas que sólo usanelectricidad.

5.3.1. Ventajas del Gas Natural en el Segmento Residencial y Comercial

Entre las fuentes de energía, el gas natural se caracteriza por su eficiencia, bajocosto y limpieza. Es también una energía versátil, que se puede emplear tanto enel hogar como en diversas actividades comerciales. Si se tiene en cuenta que deacuerdo a la Encuesta Residencial sobre Consumo y Usos de la Energía 2003 –OSINERG, un hogar compra dos balones de 10 Kg. por mes y que cada balóncuesta entre 29 y 33 soles, el gas natural resulta una alternativa atractiva comofuente de energía para cocina25 dado que el costo para ese mismo consumo sereduciría cerca de la mitad26.


51

De acuerdo al Gráfico Nº 19, respecto al consumo mensual de energía de unavivienda, el gas natural es más barato que la electricidad, el GLP y el kerosene,siendo sólo superado por combustibles más contaminantes como el carbón y laleña. Además de estas ventajas, consumir gas natural es más conveniente paralos hogares o establecimientos comerciales dado que su provisión mediante tu-berías brinda mayores facilidades para su acceso una vez instalada la conexión deabastecimiento: su despacho es permanente, produce menores emisiones conta-minantes y se paga después de consumirlo. En el caso de los locales comerciales,el gas natural resulta aún más competitivo (véanse los gráficos No 20 y 21).

Otra de las utilidades del gas natural es la que se refiere al servicio de calefacciónde agua y del ambiente. Un sistema de calefacción a gas natural permite, tanto aviviendas como a locales comerciales, disfrutar de este servicio a un bajo costocon equipos que podrían adaptarse a diversas necesidades. La implementacióndel sistema de calefacción del ambiente consiste en la instalación de un radiadoren el ambiente que se desee, el cual genera calor sin consumir el aire interior nialterar la estética del mismo. El empleo de calentadores de agua a gas natural,

Gráfico Nº 19Costo Promedio por Fuente Mensual del Consumo de Energía en

Viviendas y Locales Comerciales según Fuente

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

8666

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Electricidad GLP Kerosene Gas Natural Carbon Leña

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Vivienda Local Comercial


52

tanto en viviendas como locales comerciales, permitirá un calentamientoinstantáneo del agua, a un bajo costo y sin límite. A estas ventajas se suma elhecho que aquellos equipos generan un mayor ahorro al entrar en funcionamientosólo en el momento en que se necesita permitiendo contar con un suministrocontinuo.

Por otro lado, el gas natural es un combustible que genera un menor grado decontaminación, debido a que su combustión no genera gases tóxicos ni residuos27.A su vez, dado que su distribución se realizará a través de tuberías subterráneas,no atenta contra la vida animal o vegetal, ni daña el paisaje. El empleo de estecombustible brinda mayor comodidad dado que su suministro es continuo,evitándose así la incomodidad para los usuarios de tener que almacenarcombustible en tanques o cilindros.

La experiencia internacional muestra que los riesgos en el uso del gas natural sonmínimos, pues este producto no es tóxico ni corrosivo y se disipa rápidamente alambiente cuando hay alguna fuga. Dado que el producto no tiene color ni olor,como medida de seguridad se le adiciona un odorizante con la finalidad de detectarlofácilmente.

En resumen, los mayores beneficios para los consumidores finales28 provienendel bajo costo por consumo mensual de este servicio, lo cual permite que sepueda generar un ahorro sustancial en comparación con el uso de otroscombustibles. Cocinar alimentos con gas natural es la alternativa más ventajosarespecto a otros combustibles como el kerosene, el GLP, la leña y el carbón, asícomo también a la energía eléctrica. Según cálculos del Ministerio de Energía yMinas, el uso del gas natural puede generar un ahorro de hasta 50 por ciento paralos usuarios residenciales que consumen balones de GLP. El Cuadro Nº 13 sintetizalas ventajas del uso de gas natural en el segmento residencial y comercial.

27. Los principales beneficios ambientales del proyecto están relacionados con la mejora delos índices de calidad del aire en los centros industriales a través de la reducción de gases comomonóxido de carbono (CO2), óxidos de nitrógeno (NO), dióxidos de azufre (SO2), dióxido decarbono (CO2) e hidrocarburos (HC).28. Tanto en los establecimientos comerciales como en los hogares, el gas natural podráutilizarse para cocinar, obtener agua caliente, secar y en la calefacción de ambientes.


1

Gráfico No 20*Competitividad del Gas Natural a Nivel Residencial29

29. GN: Gas Natural. GN + Costo de Acceso F1: Se adiciona financiamiento de costo de acceso(US$ 300) a 15 años con una tasa de 18% anual. GN + Costo de Acceso F2: Se adiciona financiamientode costo de acceso (US$ 300) a 10 años con una tasa de 18% anual. GN + Costo de Acceso F3: Seadiciona financiamiento de costo de acceso (US$ 300) a 5 años con una tasa de 18% anual.

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

Gráfico No 21*Competitividad del Gas Natural a Nivel Comercial

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

53

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US$/

106 B

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Cuadro Nº 13Algunas Ventajas en el Uso de Gas Natural en el Segmento Comercial y

Residencial

Fuente: Dirección General de Hidrocarburos – MEM.

5.3.2. Demanda Potencial en el Mediano Plazo

La promoción del uso a nivel residencial y comercial de gas natural requiere deuna serie de desarrollos normativos y medidas de promoción por parte delconcesionario (Gas Natural de Lima y Callao) y de las autoridades competentes.La experiencia internacional ha mostrado que el desarrollo de la demanda en estossegmentos es un proceso relativamente lento debido a la inercia por parte de losusuarios de otros combustibles y la necesidad de inversiones en nuevos bienesdurables y en la construcción de los ramales de distribución. En algunos casos elproceso ha sido relativamente más rápido gracias a la aplicación de medidas depromoción y una normatividad adecuada. Así, la tasa de penetración, calculadaen base al consumo total en energía calórica, en las grandes ciudades de paísesproductores como México, Argentina, Colombia y Venezuela fluctúa entre 20% y60%.

Las diversas proyecciones de demanda de gas natural en estos segmentos hansido bastante conservadoras. Así, en la resolución de Tarifas de Transporte deGas natural (OSINERG No 084-2003-OS/CD), la demanda de estos segmentosalcanza apenas 1 MMPCD en el año 2006, alcanzando sólo los 8.6 MMPCD diezaños después. Estas proyecciones son consistentes con una penetración cercanaal 10% al año 2016 y suponen una política de promoción bastante conservadorapor parte del Estado y los concesionarios. El nivel de penetración sería algomenor al de Colombia, con consumos per cápita similares.

* Se compra en recipientes y balones. * Se obtiene con la simple manipulación de una válvula.* Su uso es limitado por la capacidad del recipiente que lo contiene.

* El servicio se paga mensualmente, después de usarlo y a un precio menor.

* Se tienen mayores riesgos por tener que * Los riesgos son menores porque no se requiere almacenarlo. almacenamiento.* Deja residuos y ensucia los utensilios. * No deja residuos.

Kerosene/GLP Gas Natural

* Su suministro es continuo.

* El servicio se paga por adelantado, antes de usarlo.


55

Sin embargo, el consumo de gas a nivel residencial y comercial se extenderà aotras regiones del Perú en la medida que la red de transporte se extienda a ciudadesen la sierra y la costa como Cusco, Arequipa, Ayacucho, Ica y Huancayo, para lascuales se ha proyectado desplegar ramales del ducto principal. Esta expansión dela red puede generar un incremento futuro de la demanda interna, lo cual puedeacrecentar el tamaño de mercado de la industria de gas natural.

5.4. Consumo de Gas Natural en el Transporte Urbano

5.4.1. Ventajas del Uso del Gas Natural Vehicular en el Transporte

En el segmento de transporte, la experiencia de países como Argentina indica queexiste un importante consumo potencial en el sector transporte de gas natural enmercados en desarrollo como el peruano, principalmente bajo la modalidad deGNV (Gas Natural Vehicular). Las estadísticas dan soporte a esta informacióndado que en el año 2003 el número de vehículos a nivel mundial superó los 3millones existiendo más de 4,000 estaciones de servicio (véase el Cuadro Nº 14),mostrando el consumo de GNV una tasa de crecimiento promedio anual de 4% enlos principales mercados.

Cuadro Nº 14Número de Vehículos a Gas Natural Comprimido en el Mundo (2003)

Países Seleccionados

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

Nº País Vehículos convertidos a GNC

Estaciones de carga

1 Argentina 1,200,000 1,1052 Brasil 600,000 6003 Pakistan 450,000 4914 Italia 400,800 4635 India 159,159 1666 Estados Unidos 130,000 1,3007 China 69,300 2708 Egipto 52,000 799 Venezuela 50,000 14010 Ucrania 45,000 130

3,156,259 4,744Total

´


56

Cuadro N° 15Uso del GNC en ArgentinaAhorro Económico en US$

Fuente: Prensa Vehicular (2003).

El uso del GNV puede contribuir a aliviar problemas como la delincuencia, lacontaminación y el desorden en el transporte público que afectan la administraciónde una ciudad como Lima, debido a que pueden crearse empresas formales queutilicen buses a gas natural. En el caso de la contaminación, el uso de GNV reducela emisión de gases contaminantes de efecto invernadero en 60%.

El GNV puede emplearse en los motores a gasolina agregando únicamente un Kit(sistema de inyección y almacenamiento) que cuesta aproximadamente entre US$800 y 1,500. En los motores Diesel, el cambio es más complicado y es necesario enmuchos casos cambiar de motor, lo cual es más factible en unidades pequeñasdebido a la baja potencia del motor. Es posible evaluar el ahorro económico aso-ciado por el uso del gas natural vehicular en base a la experiencia de Argentina. ElCuadro No 15 muestra el ahorro aproximado por el uso del GNV es de US$ 0.15 a

US$ 737.50 por cada Km. o 5,000 Km. recorridos por el vehículo, respectivamente.

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

Cada 1 Km 0.15Cada 100 Km 14.75Cada 2000 Km 295.00Cada 5000 Km 737.50


57

5.4.2. Demanda Potencial a Mediano Plazo del GNV

La promoción del uso del GNV requiere un trabajo conjunto entre los diferentesentes del sector, incluyendo a las municipalidades, para normar temas de seguridady calidad en la provisión de estos servicios, particularmente en el tema de losgasocentros. En particular, se ha elaborado la normatividad adecuada en el casode estaciones duales, es decir aquellas en las que se pueden despachar al mismotiempo gas natural vehicular e hidrocarburos líquidos, principalmente, gasolina ydiesel, ya sea en el mismo recinto o en recintos adyacentes.

A su vez, dados los importantes costos fijos de las instalaciones, es posible quese requieran también otras políticas de promoción en materias impositivas y definanciamiento. Por ello, si bien existe un consumo potencial muy importante eneste segmento, en la resolución de Tarifas de Transporte de Gas natural (OSINERGNo 084-2003-OS/CD) se ha realizado una proyección conservadora de la demandade gas natural para uso vehicular, aunque con un crecimiento más acelerado queel segmento residencial y comercial30.

Así, la demanda considerada para el año 2006 es de 4 MMPCD y para el año 2016de 25 MMPCD. Esta proyección de la demanda considera cerca de 10,000conversiones de automóviles al año 2006 y un acumulado de 59,000 en el año2016. Esta estimación es conservadora si se tiene en cuenta que en Argentina unpromedio histórico de 5,000 autos convertidos por mes favoreció las inversionesen tecnología e investigación necesarias para acompañar la evolución de losmercados petrolero y automotriz, aunque ello dependería de factores tales comola política impositiva.

30. A pesar que el gas natural no se encuentra muy arraigado entre los consumidores comoalternativa de combustible vehicular, existen iniciativas para promover su uso como porejemplo la del municipio de San Isidro en Lima que tiene preparado un proyecto pilotodenominado «BusGas», el cual se enmarca en una política integral que abarca las mejoras deltránsito vehicular junto con medidas ambientales que están orientadas al desarrollo sosteniblede los espacios urbanos. Este proyecto tiene la finalidad de aliviar la movilización de loshabitantes, el congestionamiento del tránsito y de preservar el medio ambiente. Elfinanciamiento del proyecto proviene del sector privado y gracias a ello el municipio cuentaa la fecha con cuatro modernas unidades dentro de las cuales se impartirá informaciónconcerniente a la utilidad del gas natural vehicular mientras transportan a los pobladores porlos alrededores del distrito sin costo alguno.


58

Sin embargo, respecto a la respuesta de la demanda local a la introducción del gasnatural vehicular, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG hapublicado unas proyecciones del número de taxis convertidos a gas natural paralos próximos 20 años (véase el Cuadro N° 16). La tasa de conversión que es elporcentaje de la totalidad de taxis que son convertidos a gas natural ha sidoestimada 2% para el año 2005, experimentando en lo sucesivo una disminucióngradual. Este comportamiento puede estar asociado a la respuesta inicial de losconsumidores, frente a la novedad que significa el gas natural vehicular, por lasbondades que su uso muestra en múltiples aspectos, como por ejemplo, eleconómico, el ambiental y el de seguridad. A su vez, el comportamiento queexhibe el número de taxis convertidos determina que la evolución del consumofacturado del gas natural vehicular crezca durante el periodo de proyección peroa tasas decrecientes, alcanzando la cifra de 264 millones de metros cúbicos en elaño 2024.

6. Principales Impactos Económicos del Proyecto Camisea31

Los impactos de orden económico más importantes que resultan de la explotaciónde las reservas de Camisea, tienen su origen en el mayor nivel de actividadeconómica que es generado por las inversiones y los gastos operativos directosdel proyecto, así como por la generación de fuentes de riqueza debido a losproyectos que se harán viables tanto en el sector industrial como comercial.

6.1. Efectos de Corto Plazo

Los efectos de corto plazo son producto de las actividades de construcción,entre las cuales pueden destacarse: las inversiones por actividad y porcomponentes del proyecto, el impacto total sobre el PBI, y la generación deempleo en construcción.

Durante el año 2002 y 2003 se concentró una proporción importante de las

31. Al final de esta sección se presenta un gráfico que resume los principales impactos delProyecto (Gráfico No 24).


59

Cuadro N° 16Proyecciones del Número de Taxis Convertidos a Gas Natural

Taxis a Tasa de Número de Taxis Consumo TasaGasolina y Conversión Taxis Convertidos Facturado Evolución

GLP Convertidos Acumulados (10^6 m3/Año (%)

2004 171,2892005 174,715 2.00% 3,494 3,494 92006 178,210 1.90% 3,423 6,917 27 198%2007 181,774 1.80% 3,348 10,265 45 65%2008 185,409 1.80% 3,269 13,534 63 39%2009 189,117 1.70% 3,185 16,719 80 27%2010 192,900 1.60% 3,097 19,816 96 21%2011 196,758 1.50% 3,003 22,819 112 17%2012 200,693 1.40% 2,905 25,724 128 14%2013 204,707 1.40% 2,801 28,525 143 12%2014 208,801 1.30% 2,692 31,217 157 10%2015 212,977 1.20% 2,578 33,795 171 9%2016 217,236 1.10% 2,458 36,253 184 8%2017 221,581 1.10% 2,332 38,585 197 7%2018 226,013 1.00% 2,201 40,786 209 6%2019 230,533 0.90% 2,063 42,849 220 5%2020 235,144 0.80% 1,918 44,767 231 5%2021 239,847 0.70% 1,767 46,534 240 4%2022 244,644 0.70% 1,609 48,143 249 4%2023 249,536 0.60% 1,445 49,588 257 3%2024 254,527 0.50% 1,273 50,861 264 3%

Año

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

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


60

Según Macroconsult (2002), estas inversiones habrían tenido un efectomultiplicador en la economía nacional en los años 2002 y 2003 de 0.5% y 1%,respectivamente. Si se considera todo el período de construcción (2001-2004), elvalor descontado del PBI originado por estas inversiones ascendería a US$ 760millones32.

Hasta comienzos del año 2004 han trabajado alrededor de 3,000 personas en lazona del Bajo Urubamba en las operaciones comprometidas en el segmentoupstream de la industria (perforación de pozos, construcción de ductos derecolección y reinyección, facilidades conexas y la construcción de la Planta deLas Malvinas). De otra parte, hubo cerca de 2,900 personas laborando en laconstrucción de los gasoductos de Camisea a la costa. Se estima que se habríangenerado 10,000 puestos de trabajo indirectos en la fase de construcción, asícomo en las instalaciones y proyectos industriales relacionados (Wiese Sudameris;2002).

Por último, el gobierno ha recaudado a lo largo de la etapa de construcción delproyecto ingresos por más de US$ 50 millones de dólares por concepto deimportación de maquinarias y equipos, los cuales dependiendo de su asignaciónen el presupuesto público, habrían tenido impactos positivos sobre la economía(Macroconsult; 2002).

6.2. Efectos de Largo Plazo

En el largo plazo, los efectos económicos serán originados por las actividades deoperación del proyecto, los cuales tendrán repercusiones sobre: la evolución dela balanza comercial de hidrocarburos, los gastos sectoriales en energía, losingresos fiscales y el valor agregado generado por el propio proyecto.

La producción de derivados de gas natural ayudará a cubrir parte del déficit de labalanza de hidrocarburos, que en el año 2001 superó los 16.7 MMBLS, equivalentesa US$ 504 millones. Debe destacarse que si bien Camisea no eliminará

32. Se estima que sólo en el año 2001 la inversión del consorcio habría representado cerca del30% de la inversión directa extranjera en el Perú.


61

el déficit de la balanza de hidrocarburos, sí ayudará a cerrar la brecha. La producciónde Camisea permitiría reducir el déficit de US$ 504 millones del año 2001 a US$ 94.8millones en el 2010, según las proyecciones del MEM. En el caso particular delGLP, la producción de Camisea incluso podría llegar a revertir la balanza comercial,dejando un excedente para convertir al Perú en un exportador neto de dichoproducto (sin considerar el efecto del proyecto de exportación de LNG).

En lo que respecta a la balanza de pagos, se espera que las empresas operadorastransnacionales efectúen remesas de capitales significativas a sus casas matricesen el extranjero, lo que contrarrestaría de alguna manera el impacto positivo sobrela balanza comercial (Wiese Sudameris; 2002). Por esta razón, no se presume queel proyecto Camisea tenga un efecto importante sobre el tipo de cambio, aunquepueden presentarse presiones temporales que dependerían de la magnitud ysecuencia de las remesas de capitales.

El desarrollo de Camisea modificará la matriz energética del país, desde unaestructura altamente dependiente de combustibles contaminantes derivados delpetróleo importado, a otra dependiente de combustibles producidos localmente,relativamente limpios y más económicos. Según estimaciones de Macroconsult(2001), se espera que durante la fase de operación del proyecto se generenimportantes reducciones en el consumo de otras fuentes de energía máscontaminantes y menos eficientes.

La utilización del gas natural en el Perú generará ahorros de energía en diversasindustrias por la conversión de la base productiva a una que utilice combustiblesmás baratos. El valor actual neto (VPN) de este ahorro ascendería aproximadamentea US$ 1,685 millones en el caso del sector industrial, el cual estaría asociado alreemplazo de combustibles caros como el diesel 2, el petróleo residual y el GLP enuna serie de sectores. En el segmento de transporte, el valor presente de losahorros sería aproximadamente de US$ 785 millones, asociados a la conversiónpaulatina de unidades de transporte público con un consumo muy intensivo. Porúltimo, en el sector eléctrico el valor presente de los ahorros sería de US$ 2,765millones derivado del menor costo promedio de producción de electricidadcomparado con un escenario de abastecimiento sin las centrales que ingresarían

a operar utilizando el gas natural de Camisea.


62

33. Según estimaciones de Macroconsult (2002) el Valor Actual Neto de las regalías quepercibirá el Estado durante la operación del proyecto podría ascender a un máximo de US$1,500 millones.34. Para obtener estos resultados, se asume una producción que va desde 188 MMPCD en elprimer año de operación hasta 360 MMPCD en el séptimo. Adicionalmente, se asume que laproducción de condensados bordearía los 27,000 BPD pudiendo llegar hasta 40,000 BPD enel mediano plazo.

Existiría un impacto adicional derivado de los menores costos que tendrían losconsumidores residenciales que se vayan convirtiendo a gas natural conforme sedesarrollen los ramales del ducto principal tanto en Lima (las redes de distribu-ción de baja presión) como en otras ciudades donde se ha planeado expandir elservicio de abastecimiento (como Cusco y Ayacucho), lo cual todavía es difícil decuantificar en el estado de desarrollo en el que se encuentra el proyecto a la fecha.

La entrada en operación comercial de Camisea le significará al Estado un ingresopor concepto de regalías33 generadas en la explotación del gas y condensados deaproximadamente US$ 150 millones anuales en el mediano plazo, de los cuales el43% corresponderá al Canon que recibirá el Cusco34. Por otra parte, la sustituciónde diesel 2 importado por gas natural producido localmente afectará la recaudacióntributaria negativamente, puesto que el Estado percibiría menores ingresos porconcepto de aranceles a la importación y por la menor percepción del ImpuestoSelectivo al Consumo (ISC) a los combustibles.

Las obras para mantener las instalaciones ya construidas, para habilitar lasfacilidades de distribución del gas y las conexiones domiciliarias en Lima seránuna importante fuente de demanda de mano de obra aunque no se tienenestimaciones exactas sobre el particular. Sin embargo, el número de trabajadoresse reducirá significativamente durante la etapa de operación puesto que unaparte importante de los procesos de producción, transporte y distribución estaránautomatizados.

6.3. Influencia del Proyecto en el Sector Eléctrico

La entrada del gas natural como alternativa de inversión competitiva hará posibleuna reconfiguración del parque de generación eléctrica con el correspondientemejor uso de los recursos y reducción de costos. En particular, la entrada de


63

centrales a gas natural disminuirá la dependencia hidráulica actual (que cubrecerca del 90% de la demanda de energía del Sistema Eléctrico InterconectadoNacional en condiciones normales) reduciendo los precios de la energía, el impactoen las tarifas y mejorando el manejo de riesgos de los generadores ante eventoscomo un año hidrológico seco. Así, se estima que en el mediano plazo, con laentrada paulatina de centrales de gas natural, tanto de ciclo simple como combinado,las tarifas podrían pasar de US$ 36 por MWh a un promedio cercano a US$ 30 porMWh en el 201035.

Esta reducción se puede estimar teniendo en cuenta los costos de inversión yoperación esperados de las centrales de gas a ciclo simple y combinado, y cómoestas tecnologías deben tener un espacio en el abastecimiento a mínimo costo de lademanda en el que se basa el sistema tarifario peruano. Así, las centrales a gas en elmediano plazo pasarían a representar una proporción importante de la capacidadinstalada eficiente entre las diferentes tecnologías que proveen electricidad.

En el Gráfico No 22 se muestra que si se desea abastecer la demanda de electricidadordenada de mayor a menor en base a las tecnologías existentes (representadaspor sus curvas de costos lineales), la posibilidad de contar con nuevas tecnologíabasadas en gas natural implica que aquellas deben pasar a representar unaproporción importante de la capacidad eficiente a instalarse.

En un ejercicio simplificado (sin reserva), se pasaría de una combinación decapacidad óptima de un 88% hidráulica y 12% diesel a un 40% a gas natural (CicloSimple y Combinado), 59% hidráulica y 1% diesel. Este mejor uso de los recursosllevaría a una reducción de las tarifas a través de un ahorro en los costos(representado por el área sombreada del gráfico de la derecha).

Así, debería esperarse que los precios de la energía eléctrica se vayan reduciendoconforme ingresen centrales a gas natural hasta estabilizarse cuando estatecnología tenga la participación óptima en el parque generador. Ello a su vezimplica que no debería esperarse un mayor ingreso de centrales hidráulicas y

35. La reducción de precios a niveles menores a los US$ 30 MWh sería difícil debido a que esteprecio es cercano al costo medio en energía de una central a gas a ciclo combinado conside-rando sus costos y un factor de planta cercano al 70%.


64

Gráfico No 22 Reconfiguración del Parque Generador Óptimo con la Entrada del Gas

Natural


36. Véase para mayores detalles el documento sobre inversión en el sector eléctrico preparadopor Gallardo, García, y Pérez–Reyes (2004).

D

CC

H

Potencia

8 760

Horas de funcionamiento

anual

CS++ w

Hw

H CCw w

+H CCw w


anual

Costos

Hw

+

Hidráulica

Diesel Ciclo Simple

CS

Ciclo Combinado

D

H

Potencia

8 760


anual

Hβ H

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anual

Costos

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Hidráulica

Diesel

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Dt''CSt''

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diesel adicionales en este período. Esta entrada de centrales no sería inmediata,ya que el ingreso de una nueva central puede reducir significativamente los preciosde energía, dado el relativo exceso de capacidad hidráulica existente, por lo queel ingreso de centrales más bien se daría conforme el incremento de la demanda lopermita36.

Asimismo, la construcción de centrales a gas no está sujeta a las restricciones delocalización (salvo su cercanía al ducto) que sí enfrentan las centraleshidroeléctricas, por lo que sería factible que estas se ubiquen cerca del centro decarga del sistema lo que reducirá la necesidad de importantes inversiones enfacilidades de transmisión eléctrica.

El sector eléctrico será el principal demandante del gas natural, tal como indicanlas proyecciones existentes y las experiencias en países subdesarrollados. Estademanda significa cerca del 50% en la etapa inicial de la operación comercial de


65

Camisea. La entrada del gas natural en el sector posibilitará menores tarifas paralos usuarios con implicancias positivas sobre la eficiencia y el bienestar. Lareducción de las tarifas será consecuencia de la introducción en el parquegenerador de centrales tecnológicamente más eficientes (como las de ciclocombinado) y el incremento en su participación en el despacho de energía. Deesta manera, se desplazaría a las centrales que utilizan combustibles más caros,permitiendo el suministro a menor costo, y se incentivará una mayor competenciaentre los principales generadores por ingresar en la programación de la produccióndel Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado (COES).

Dados los menores costos de las centrales eléctricas de gas natural, en el futurocercano no debería esperarse inversiones en capacidad de generación que utilicenotras tecnologías, tales como las centrales hidráulicas (salvo aquellas que estánen proceso de construcción, como la de Yuncán de 130 MW programada parajulio del 2005) o cuya rentabilidad no dependa directamente del sector eléctrico(proyectos agrícolas). Con la transferencia del contrato Take or Pay de Electroperúa la empresa Etevensa, se cuenta con 250 MW a ciclo simple (deben esperarse 320MW que tiene a la fecha Etevensa) y en aproximadamente 24 meses con 187.5MW a ciclo combinado y 125 MW a ciclo simple. En este período, el crecimientoanual de la demanda no permitiría la entrada rentable de capacidad adicional, peroes de esperar que en los siguientes años ingresen, inicialmente de forma bianualy luego anualmente, centrales de ciclo combinado de 250 MW.

6.4. Potenciales Efectos de la Realización del Proyecto de Exportación de LNG

El impacto económico de estas inversiones será muy importante. En el corto plazorepresentará un incremento adicional en el PBI de 0.5%, además se estima que segenerarían cerca de 35,000 empleos directos e indirectos adicionales comopromedio anual entre el año 2004 y 2006, aunque estos se reducirían a cerca de3,000 empleos en la etapa de operación. Por su parte, el proyecto añadiría cerca deUS$ 5,000 millones en valor presente neto (VPN), de los cuales cerca de unatercera parte constituirían ingresos para el fisco, incluyendo un ingreso adicionalcercano a los US$ 100 millones anuales para el Cusco por concepto de Canon.Este valor estaría compuesto por aproximadamente 20% del impacto de la inversióny 80% por el valor bruto de producción actualizado (Macroconsult; 2003).


66

37. «Se considera garantizado el abastecimiento de Gas Natural al mercado nacional, cuando lasreservas probadas del Productor alcancen para abastecer la demanda futura, determinadasegún lo señalado en el literal a) del artículo 4 de la Ley Nº 27133, para un período mínimodefinido en el Contrato de otorgamiento de derechos de explotación de las reservas probadasde Gas Natural, el cual será determinado a partir de la fecha de suscripción del respectivocontrato de venta de gas para exportación. El productor podrá incrementar sus reservasadicionando las obtenidas en nuevos yacimientos» (D.S. 031-2003-EM, numeral 2.1).

De otro lado, la mayor producción como consecuencia del proyecto de exportaciónde LNG determinará la extracción de una mayor cantidad de líquidos de gas naturalque serán procesados en la planta de fraccionamiento de Pisco donde seproducirán derivados de alto valor comercial como gasolinas, diesel 2, GLP ynaftas. Inicialmente, el contratista PLUSPETROL tenía proyectado procesaraproximadamente 27,000 barriles de líquidos por día, con los cuales sería posibleequilibrar la balanza comercial de derivados. Sin embargo, el proyecto deexportación permitiría el procesamiento de aproximadamente 50,000 barriles diarios.La exportación conjunta adicional del gas natural licuefactado y de los derivadosobtenidos de los líquidos representaría en promedio US$ 700 millones anuales (locual depende del precio internacional del gas y de los líquidos).

Respecto al proyecto de exportación, se espera que la producción de gas(inicialmente proyectada en un máximo de 450 MMPCD en los primeros 12 añosde operación comercial) se incremente a 1050 MMPCD con el proyecto deexportación al término de los primeros 15 años de su entrada en operación, lo cualdeterminará que el Perú pase a ser un exportador neto de gas natural licuefactadoe incluso de líquidos. Así, según Macroconsult (2003), la balanza comercial dehidrocarburos pasaría a ser superavitaria a partir del año 2008, tal como se apreciaen el Gráfico No 23. Sin embargo, el proyecto de exportación de LNG puede generarincertidumbre en el abastecimiento del gas al mercado interno dada la modificacióndel artículo No 2 del reglamento de la «Ley de Promoción y Desarrollo de laIndustria de Gas Natural» (DS 031-2003-EM) donde se elimina la condición de quepara exportar se tenga garantizada la cobertura de la demanda interna 20 años

después de iniciado el proyecto37.

De acuerdo al informe OSINERG-GART/DGN N° 009-2003 «Fijación de Tarifas deTransporte de Gas Natural», la proyección acumulada de la demanda interna de

gas natural a treinta años ascendería a 6.12 TPC. Si se considera un estimado de


67

Gráfico No 23Proyección de la Balanza de Hidrocarburos con el Proyecto de LNG

Fuente: Macroconsult (2003), PERU LNG.

800U

S$

MM

IniciaProyectoCamisea

2002

Proyecto LNG-Gas

Proyecto LNG-Líquidos

Efecto sustitución del gas

Valor líquidos Camisea

2004 2006

IniciaProyectoLNG

2008 2010 2012 2014

600

400

200

-200

-400

-600

-800

recuperación final de aproximadamente 8.24 TPC en el campo de Camisea, elmargen para la exportación del gas sin comprometer el abastecimiento internosería reducido (sólo 2.12 TPC), en un escenario extremo de no incremento de lasreservas, ya que el Consorcio PERU LNG estima que el contrato de 18 años conTractebel demandaría un total 4 TPC38, por lo cual sería necesario que tanto laempresa explotadora del campo y el exportador realicen inversiones suficientesen exploración para el hallazgo de nuevas reservas que aseguren una rentabilidadrazonable al proyecto39.

En este contexto, la exportación de gas quedaría garantizada, mientras que laprovisión al mercado interno podría no estar cubierta debido a la insuficiencia dereservas, dada la información con la que se cuenta a la fecha sobre el potencial delos yacimientos. Así, el abastecimiento de gas a nivel nacional quedaría compro-metido en los últimos 5 años del proyecto al hallazgo de nuevas reservas. De noobtenerse estos resultados, se pondría en riesgo el abastecimiento de la demandainterna y los potenciales ahorros de la conversión se reducirían.

38. Esta demanda habría sido revisada, pero es la única demanda oficial para toda la vida delproyecto. Los 4 TPC son consistentes con un volumen de exportaciones promedio de 600MMPCD en los 18 años de duración del contrato.39. El consorcio de Camisea ha negociado con PERUPETRO para obtener la concesión del Lote56, donde se encuentra el yacimiento conocido como Pagoreni, que esta cerca a Camisea, el cualposee reservas probables cercanas a 3 TPC. La producción de este yacimiento será destinadaexclusivamente a la exportación, lo que reduciría la presión sobre el abastecimiento interno.


68

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

De esta forma, la modificación puede tener diferentes impactos sobre los agentesinvolucrados en el proyecto de Camisea. Así, por un lado permitiría rentabilizar elproyecto y extraer paralelamente mayor cantidad de líquidos evitando una costosareinyección. Esta mayor producción de gas natural reduciría el pago de la garantíadel ducto principal que a la fecha afrontan los usuarios eléctricos al reducir oeliminar la brecha entre la demanda real y la demanda garantizada. Esto últimotendría también el efecto de reducir el precio del transporte del gas para losusuarios industriales, lo que posibilitaría la conversión de consumidoresadicionales.

El análisis costo – beneficio del proyecto de exportación también debería tener encuenta el potencial incremento de la percepción del riesgo de conversión a gasnatural ante la eventual falta de reservas en un período posterior a 20 años y supotencial efecto sobre la demanda y por lo tanto sobre la garantía y el precio deltransporte. En el Cuadro No 17 se muestran los efectos del proyecto de exportaciónsobre una serie de indicadores teniendo en cuenta las estimaciones existentes dedemanda, reservas y precios. En este caso existiría el riesgo de desabastecimientoa nivel local a partir del año 27 de no encontrarse mayores reservas, aunque altraer los flujos a valor presente su impacto sobre los beneficios actuales es mínimo40.En este contexto, sería deseable que en el contrato de exportación secomprometiera al operador a realizar un plan de inversiones en exploración, con elobjeto de garantizar un margen de reserva de gas natural suficiente para elabastecimiento del mercado local.

Por último, una evaluación del beneficio social del proyecto debería analizar otrosaspectos como los impactos ambientales (en reservas naturales, alteración de losecosistemas frágiles, la producción de pasivos ambientales, etc), la alteración delmedio social y los mayores costos de supervisión y regulación debido alincremento de la magnitud de las operaciones de los contratistas.


69

7. Funciones de OSINERG relacionadas al Proyecto de Camisea

7.1. Instituciones Públicas Comprometidas con el Proyecto

De acuerdo a la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley No 26221), las institucionesestatales comprometidas con el proyecto son las siguientes:

• Ministerio de Energía y Minas (MEM). Organismo que tiene competencianormativa en la industria del gas natural, así como facultad concedente.La Dirección General de Hidrocarburos (DGH) es la dependenciaespecializada en temas de hidrocarburos dentro de este ministerio. LaDirección General de Asuntos Ambientales tiene bajo su responsabilidadaprobar la normatividad relacionada al medio ambiente, así como losEIAs, PAMAs, entre otros.

• PERUPETRO. Institución que tiene a su cargo la suscripción de loscontratos de exploración y explotación en el segmento upstream de laindustria.

• Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG). La GerenciaAdjunta de Regulación Tarifaria (GART) tiene la facultad de regular lastarifas de transporte y distribución de gas natural. De otro lado, laGerencia de Fiscalización en Hidrocarburos (GFH), a través de lasunidades Proyecto Camisea y de Medio Ambiente, tiene por misiónsupervisar y fiscalizar las condiciones de calidad y seguridad de lasinstalaciones y operaciones del proyecto, así como el cumplimiento delas normas de protección del medio ambiente. De otro lado, la Unidad dePost – Privatización (GFH) tiene la responsabilidad de supervisar elpermanente y oportuno cumplimiento de los compromisos de inversióny demás obligaciones derivadas del proceso de promoción de la inversiónprivada en la industria de gas natural, de acuerdo a lo establecido en losrespectivos contratos.

• Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de laPropiedad Intelectual (INDECOPI). Tiene a su cargo la elaboración delas normas técnicas para la construcción, instalación, uso yfuncionamiento de las facilidades de distribución de gas natural en baja


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Cuadro No 17 Potenciales Efectos de la Exportación de LGN

Rubro Proyecto Base Proyecto Exportación

Valor Bruto de Producción (VAN US$ Millones)

Gas Natural Seco 1,254 1,836

Líquidos de Gas Natural 1,321 2,055_______ _______

Total 2,575 3,891

Ingresos del Estado (Regalías US$ Millones)

Gas Natural Seco (mercado interno) 467 431

Gas Natural Seco (exportación) 136

Líquidos de Gas Natural (no efecto exportación) 492Líquidos de Gas Natural (efecto exportación) 765

_______ _______Total 959 1,332

Reducción del Déficit de la BalanzaComercial de Hidrocarburos: 2014Déficit 2003 = US$ -750 millones

Tarifa de Transporte Otros Usuarios (US$/MPC) 1.27 0.89

Valor Presente Garantía Usuarios Electricos (US$ Millones) 230 150

-100 630

Supuestos:- Reservas Recuperables de 8.24 TPC. Horizonte del Proyecto: 33 años, Tasa de Descuento 12%.- Nivel de regalías para el gas natural seco y los líquidos asociados para el mercado interno de37.24%.- Precio a boca de pozo generadores eléctricos: 1.8 US$ / MMBTU; para otros usuarios domésticos: 1US$ / MMBTU. VAN: Valor Actual Neto.- Horizonte Proyecto LNG 18 años por un monto de 3.924 TPC. Precio en Boca para Exportación: 0.6

US$ / MMBTU, nivel de regalía 20%.

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

presión, así como el equipamiento que se requiere en la residencias, centros comerciales e industriales.

En el Cuadro No 18 se presenta la relación de las instituciones comprometidas enel proyecto, así como las funciones que llevan a cabo.


71

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72

* La Unidad de Post-Privatización se encarga de supervisar los compromisos de inversión ylos contratos suscritos con los operadores del proyecto. La intervención del MEM se da através de la DGH. En temas ambientales, OSINERG lleva a cabo coordinaciones con otrosorganismos como el CONAM y el INRENA.


Cuadro No 18 Instituciones Estatales Comprometidas con el Proyecto Camisea y sus

Funciones

7.2. Regulación Tarifaria

Antes de explicar en detalle la función reguladora que posee OSINERG respectoal precio del gas natural, es necesario mencionar qué componentes conforman elprecio de este hidrocarburo. El precio del gas natural proveniente de Camisea sedefine en base a cuatro componentes:

1. El precio del gas natural en boca de pozo, cuyos precios máximos se handefinido en el contrato de licencia de explotación.

2. El precio o la tarifa por el servicio de la Red de Transporte desde Camiseahasta el City Gate (ducto principal).

3. El precio o la tarifa por el servicio de la Red de Distribución de AltaPresión desde el City Gate hasta el terminal de Ventanilla de ETEVENSA.

4. El precio o la tarifa por el servicio de las Otras Redes de Distribución,constituidas por las construcciones adicionales que se requieran parabrindar el servicio a los usuarios industriales, comerciales y residenciales.En este rubro se encuentran las obras del plan de crecimientocomprometido, que obliga al concesionario de distribución a unaconstrucción que permita la atención a 70,000 clientes en el sexto año deoperación.

Facultades Exploración / Explotación

Transporte Distribución Comercialización

OSINERG – GFH* OSINERG – GFH* OSINERG – GFH*M EM M EM M EM – INDECOPI M EM – INDECOPI

Contratante PERUPETROConcedente M EM M EM MEM M EMRegulador OSINERG - GART OSINERG - GART OSINERG - GARTFiscalizador OSINERG - GFH OSINERG - GFH OSINERG - GFH OSINERG - GFH

Normativo


73

En el Gráfico No 25, se presenta un esquema con los distintos componentes queforman parte del precio final del gas natural para los consumidores finales en elPerú.

Gráfico No 25Componentes del Precio del Gas de Camisea

Peaje de Transporte por Red de Ductos

Principales

Precios a Boca de Pozo

Tarifa de Distribución en

Alta Presión

Tarifa de Distribución en

Baja Presión

Red PrincipalLey 27133

Reglamento D.S. 040-99-MEMContratos BOOT

Tarifas Máximas establecidas en el Contrato

de Licencia

Tarifas ReguladasPrecios Libres

Reglamento D.S. 042-99-MEM

+ + +Precio Final =

Marco Legal


7.2.1. Fijación de las Tarifas de Transporte y Distribución de Alta Presión

De acuerdo al artículo 9 de la Ley No 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de laIndustria del Gas Natural, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG(GART) es la encargada de regular los pliegos tarifarios y el cargo de la Garantíapor Red Principal (GRP) de la red de transporte de gas natural de Camisea al CityGate de Lima, tomando en consideración la normatividad aplicable. De otro lado,la GART también regula las tarifas de Distribución de gas natural por Red deDuctos en Alta Presión de la Concesión de Lima y Callao correspondiente a laRed Principal del Proyecto Camisea, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 11 delReglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural.

Las tarifas de gas natural son diferenciadas dependiendo del tipo de cliente. Enparticular, las tarifas para generación de electricidad son menores a las que paganlos otros consumidores. Este diseño buscó incentivar el consumo en estesegmento. Así, los generadores obtendrían un precio inferior por el gas (2.04US$/MPC) en relación al obtenido por el resto de clientes (3.27 US$/MPC). En el


74

41. http://www.minem.gob.pe/camisea/data/contratogas.pdf.42. Las tarifas de transporte han sido fijadas mediante Resolución No 084-2003-OS/CD del 23de mayo de 2003.43. Las tarifas de distribución en alta presión han sido fijadas mediante Resolución No 082-2003- OS/CD del 23 de mayo de 2003.

Cuadro Nº 19Precios Máximos y Tarifas para el Gas de Camisea

US$/MPC

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

Cuadro No 19, se presentan las tarifas establecidas según segmento para losdiversos tipos de usuario de gas natural. Los precios máximos en boca de pozo seestablecieron en el contrato de licencia de explotación de Hidrocarburos en elLote 8841 y en los contratos de servicio entre el productor y los clientes iniciales,mientras que los procedimientos para la fijación de las tarifas de transporte ydistribución se establecieron en el reglamento de promoción y los reglamentos detransporte y distribución por ductos.

En el caso del transporte existe una tarifa base que quedó determinada por laoferta hecha por el concesionario, la cual se constituyó en el costo del servicio(valor presente de la inversión más los costos de operación y mantenimiento). Latarifa base corresponde al cociente entre el valor del costo de servicio y el valorpresente de la capacidad garantizada total (demanda garantizada). Esta capacidadfue fijada en 380 MMPCD para los siete primeros años y 450 MMPCD en elperíodo posterior como se observa en el Gráfico No 26. Ambos cálculos tomancomo referencia al mes de marzo del año 2003 y se calculan con una tasa dedescuento de 12%, tasa que no podrá ser modificada en los 10 primeros años dela concesión. Esta tarifa es la relevante en el caso de los contratos con losgeneradores eléctricos.

Segmento

Generador Otros

Gas Natural Boca de Pozo 1 1.8

Transporte AP42

0.89 1.27

Distribución AP43

0.15 0.2Precio Final AP 2.04 3.27

Tipo de Cliente


75

La tarifa para el resto de consumidores corresponde al costo medio de brindar elservicio en el largo plazo y se calcula como el cociente entre el valor presente delos ingresos garantizados (por definición igual al costo del servicio) y el valorpresente de las proyecciones de las capacidades anuales contratadas (la demandaproyectada de gas natural)44. Esta tarifa no incluye ninguna garantía por lo quecorrespondería al «costo real del servicio». El costo del servicio para el transportefue fijado en la subasta por parte del adjudicatario (el consorcio liderado porTechint) en US$ 956.3 millones, en octubre del año 2000.

El primer período tarifario ha comenzado el 1 de mayo de 2004 y tendrá unaduración de dos años, por lo que se aplicarán las tarifas máximas reguladas desdeel inicio de la operación comercial del gasoducto en agosto de 2004. La diferenciaentre el ingreso garantizado45 y el valor de la demanda real (eléctrica e industrial)es cubierta por los usuarios eléctricos y viene a ser la garantía del gaseoductoprincipal de Camisea. Esta garantía se cobra a los usuarios eléctricos finalesmediante un peaje similar al existente en el caso de la transmisión eléctrica. Elprocedimiento consiste en hacer este cálculo en el mes de mayo de cada año yestimar el monto a garantizarse a fin de calcular un peaje en US$ por KW – mes, elcual será trasladado a los usuarios libres y regulados. Los ingresos mensualesrecaudados por las empresas transmisoras son transferidos mensualmente TGPmediante una entidad fiduciaria46.

La garantía se extingue automáticamente cuando, a partir del quinto año deoperación, la garantía por red principal resulte menor o igual a cero por un períodode tres años de cálculo consecutivos; o tres años alternados en un período de

44. En este mecanismo el precio a cobrarse es aquel que iguala el valor presente de los ingresoscon el valor presente de los costos de proveer el servicio en el largo plazo, lo que permite unatarifa menor de la que se cobraría al inicio de intentar recuperar el costo total anual con lademanda anual. En general esta tarifa tiene la siguiente forma:

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∑∑ ∑

∑ :

45. Ingreso Garantizado = (tarifa base)*(demanda garantizada).46. A partir de noviembre de 2002 se procedió a realizar un adelanto de la garantía proyectada.


76

La garantía por red de ducto principal surgió por la necesidad de asegurar un flujode ingresos estables para el transporte del gas a fin de hacer viable la participaciónde inversionistas privados en la actividad. Ello debido a que esta actividad tienesegmentos relevantes de monopolio natural y las inversiones constituyen costoshundidos de gran magnitud. La garantía cumple la función de reducir el riesgocomercial sobre los ingresos del transportista, y facilitar el financiamiento delproyecto.

Como puede deducirse de las explicaciones anteriores, la garantía viene a ser unpago que se realiza para reconocer el costo total de brindar el servicio de transportede gas a lo largo de la vida del Proyecto de Camisea. Este costo incluye la inversión,reconociendo el costo de oportunidad del capital, así como de operación ymantenimiento. En este sentido, no podría considerarse como una «renta», yaque su finalidad no es generar ingresos extraordinarios sino amortizar el costomedio anual del proyecto. Dado que el transporte de gas constituye un monopolio

cinco años consecutivos. Luego de este período se establecerá una tarifa reguladapor distancia que será calculada por la GART - OSINERG de tal forma que losingresos esperados resulten iguales a los que se hubieran obtenido con una tarifaregulada única igual a la tarifa base.

Gráfico No 26Evolución de la Demanda Garantizada y de la Demanda Real


Demanda

7 14

450

380

MMPCD

Año


77

natural, resulta necesario reconocer el costo medio de la red en las tarifas y nosólo el costo marginal (como podría ser el caso de los servicios competitivos). Sino se reconociera el costo medio del servicio, no se garantizaría el equilibriofinanciero del proyecto.

Dado que los principales beneficiarios del Proyecto de Camisea son, en principio,los usuarios eléctricos (debido a que el gas usado por centrales térmicas tienemenores costos que otras tecnologías), se planteó que sean aquellos los quecubran la parte de los ingresos garantizados no cubiertos con la demanda realmediante un pago adicional. El beneficio neto estimado para los consumidoreseléctricos de cubrir parte de los ingresos garantizados no cubiertos con la demandareal sería positivo. Este resultado se deriva de la forma en que se habríanestructurado las tarifas de gas, las cuales, gracias a la garantía, permitirían unamayor penetración del gas natural en el despacho eléctrico con una consecuentereducción en las tarifas de generación (véase la Sección 5.3).

7.2.2. Regulación de las Tarifas para Otras Redes de Distribución de Lima yCallao

Criterios Técnicos y Económicos para la Fijación Tarifaria

El Reglamento de Distribución del Gas Natural contiene en su Título V los criteriosy procedimientos que deben ser observados en la determinación de las tarifas dedistribución del gas natural. En particular, estos criterios establecen en el artículo104° del Reglamento que el sistema de distribución de gas natural por red deductos está compuesto por:

1. La Estación de Regulación en el City Gate.2. Las Redes de Distribución de Alta y Baja Presión.3. Las Estaciones Reguladoras.

El conjunto de facilidades de distribución de alta y baja presión de gas naturalque se pondrán en funcionamiento en Lima y Callao se presentan en el Gráfico No

27.


78

Elaboración: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – OSINERG.

Zona E

Estación de regulación

Red troncal

Red lateral

Acometida (mediana y pequeña industria,comercio y sector residencial)

Referencia: Stone & Webster

Gráfico No 27Facilidades de Distribución de Alta y Baja Presión de Gas Natural en Lima y

Callao

City Gate

Distribución deAlta Presión

Distribución deBaja Presión

Zona AAv. Néstor Gambeta

Zona BAv. Argentina

Zona CPanamericana Norte

Zona DVía de Evitamiento

Zárate Zona ECarretera Central

Surquillo

Zona FSur de Lima

Ventanilla

70 km

Referencia: Stone & Webster


79

Entre las instalaciones previstas se encuentran el gaseoducto de distribución dealta presión que recorre todo Lima desde el City Gate en Lurín hasta la centraltérmica de ETEVENSA en Ventanilla, y las redes de distribución de baja presiónen las zonas donde se ha proyectado un mayor consumo de gas, las cuales estánconformadas por estaciones de regulación de presión, ductos de menor espesorque conforman las redes troncales y laterales de los sectores de distribución y lasacometidas correspondientes a los usuarios finales.

La acometida tiene como componentes el tubo de conexión, el medidor, los equiposde regulación, la caja de protección, accesorios y válvulas de protección. Lapropiedad de la acometida y de las instalaciones internas será del consumidor.Debe destacarse que según el artículo 106° del Reglamento, la tarifa de distribuciónes la retribución máxima que recibirá el concesionario, aplicable al consumidor.

Dicha tarifa estará compuesta por dos componentes: el margen de distribución yel margen de comercialización. Estos componentes son explicados a continuación.

Margen de Distribución

El artículo 108º del Reglamento establece que el Margen de Distribución se basaen una empresa eficiente47 y considera el valor presente de los siguientescomponentes:

• Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones destinadasa prestar el servicio de distribución.

• Costo estándar anual de operación y mantenimiento de las redes yestaciones reguladoras.

• Demanda o consumo de los consumidores, según corresponda.• La tasa de actualización establecida por el Reglamento (12% real anual

según artículo 115° del Reglamento).

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


80

La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones representa laretribución anual que garantiza la recuperación y la rentabilidad de las inversionesdestinadas a prestar el servicio de distribución. Dicha anualidad es calculadatomando en consideración la tasa de actualización y un periodo de recuperaciónde hasta 30 años. Estas inversiones están conformadas por los costos asociadosa las instalaciones que son necesarias para la prestación del servicio, entre lascuales destacan las redes de acero y polietileno, así como las estaciones deregulación.

Los costos de operación y mantenimiento corresponden a costos eficientes de ladistribución, comparables con valores estándares internacionales aplicables almedio, los cuales son necesarios para el sostenimiento de las otras redes dedistribución, y el mantenimiento de las redes de acero, las redes de polietileno ylas estaciones de regulación. Estos también incluyen a los costos variables deodorización. En detalle, los gastos de mantenimiento incluyen los gastos deprotección catódica, gastos en pintura y cambio de elementos, accesorios y filtros,señalizaciones de seguridad, entre otros. Asimismo, se consideran los sueldosdel personal mínimo requerido para llevar a cabo el control de las actividades dedistribución, el monitoreo del sistema de despacho, el recorrido de redes y elcontrol de fugas.

La demanda de los consumidores es calculada a partir de la proyección de losconsumos de gas natural de las distintas categorías de consumidores para unhorizonte de 30 años. Por su parte, las pérdidas estándares a considerarcomprenderán las pérdidas físicas y las comerciales, las mismas que no podránsuperar el 2%.

Al igual que las tarifas de transporte en alta presión, las tarifas de distribución enbaja presión buscan reconocer el costo de largo plazo de brindar el servicio deforma tal que se incentive el consumo en un contexto donde la demanda inicial esbastante pequeña. En el caso específico del margen de distribución (MD) de bajapresión, éste vendría dado por:


81

( )

( )

1

1

1

1

nn n

n

nnn

aVNR COyMi

MDDi

+ + =

+

∑

∑

Donde:

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

Margen de Comercialización

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

• La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de la inversión que se requierepara el desarrollo de la actividad comercial.

• Los costos de operación y mantenimiento asociados a la atención delconsumidor.

• Los costos de facturación y cobranza (lectura, procesamiento, emisiónde recibos, reparto y cobranza).

Los costos de operación y mantenimiento en comercialización corresponden alos costos necesarios para el sostenimiento de las actividades de marketing,facturación y cobranza y del servicio post-venta a los clientes. Además, consideranlos sueldos del personal mínimo requerido para llevar a cabo las actividades decomercialización, promoción del servicio, manejo informático de las ventas ynuevas conexiones de clientes, entre otros.

Según el artículo 117º del Reglamento, la actividad de comercialización podrá serefectuada por empresas comercializadoras en forma independiente a partir del

décimo segundo año de suscrito el contrato de concesión. En tanto ello no suceda,

( )

( )

30

130

1

1

1

i ii

ii

aVNR COyMr

MDDr

++

=

+

∑

∑

ΣΣ


82

el Margen de Comercialización deberá ser facturado de la siguiente forma:

• Los costos de atención al consumidor son añadidos al Margen deDistribución.

• Los costos de facturación y cobranza son añadidos a través de un cargofijo mensual por cliente.

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

1. Remuneren correctamente los costos de la empresa y permitan unarecuperación de las inversiones a la tasa establecida.

2. Reflejen los costos de desarrollo de la red.3. Reflejen un grado de competitividad del gas natural que permita la

conversión de los clientes objetivos.4. Eviten la discrecionalidad en la asignación tarifaria y se acerquen lo más

posible a un funcionamiento de mercado.

Cabe mencionar que la concepción del diseño de la tarifa de distribución consideraun criterio de tipo roll-in. El modelo roll-in consiste en determinar el costo totalde las redes tanto existentes como nuevas y asignarlas a todos los clientes conun criterio de uniformidad, con lo que este costo se convierte en un costo mediode largo plazo. Además de este criterio para el diseño de tarifas existe el modelo«incremental» que a diferencia del modelo roll-in tiene un enfoque marginalistapara la asignación de los costos. Sin embargo, este último criterio es el de mayoraceptación en la mayoría de diseños tarifarios.

Categoría de consumidores

La Resolución N° 097-2004-OS/CD aprueba la categoría de los consumidores parala Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao,de acuerdo al siguiente cuadro:


83

Cuadro No 20Categoría de Consumidores en Lima y Callao

Categoría Rango de Consumo (m3/mes)A Hasta 300B 301-17,500C 17,501-300,000D Más de 300,000

Fuente: Resolución N° 097-2004-OS/CD.

La categorización del consumo es importante porque permite contar con un criteriopara la asignación de los costos asociados a la actividad de distribución. De estemodo, se garantiza que el gas natural sea accesible en cada categoría de la demanda,teniendo en consideración las particularidades de consumo que existen al interiorde cada una de ellas. Así, las categorías contempladas están vinculadas a lossiguientes tipos de demanda: A (Residencial), B (Comercial), C (Industrial Menor)y D (Industrial Mayor).

Criterios de Competitividad

La competitividad ha sido evaluada a partir del margen que existe entre los costosde los energéticos sustitutos al gas natural más representativos y el pass-through,que es el precio del gas de Camisea más los costos de la Red Principal. Estemargen es diferente para cada categoría de consumo determinando de este modoque se lleve a cabo una adecuada asignación de los costos de distribución enfunción del tipo de consumo. Es claro que este criterio no sólo busca incentivar lacompetitividad en el consumo (ofrecer alternativas de consumo más baratas) sinotambién lograr la universalidad en el acceso del gas natural al interior de cadacategoría de consumo.

Con el objeto de evaluar la competitividad de los combustibles, se ha estimado elahorro que supondría el consumo del gas natural en comparación con losenergéticos sustitutos (véase el Cuadro No 21). En el caso de la categoría A y B elcombustible sustituto considerado es el GLP, mientras que para la categoría C, elprecio del sustituto corresponde al diesel N° 2. En la categoría D se ha tomado alresidual como combustible sustituto, aunque parte de la demanda lo constituye elparque vehicular.


84

Cuadro No 21Competitividad del Gas Natural en Lima

US$ / MMBTU

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

Categorías Pass-through Tarifa Total Sustituto AhorroA 4.4 4.2 8.6 17.2 50%B 4.4 1.9 6.2 15.0 59%C 4.4 0.7 5.0 8.2 39%D 4.4 0.4 4.8 5.9 19%

Promedio 4.4 0.9 5.2 7.8 33%

Resultados del Cálculo Tarifario

En base a los criterios mencionados, el OSINERG ha calculado las tarifas para las«Otras Redes» de Distribución de Lima y Callao considerando los márgenes dedistribución y comercialización calculados para cada categoría de consumo. En elCuadro No 22 se muestran los resultados del cálculo tarifario.

7.3. Supervisión y Fiscalización

De acuerdo a la Ley General de Hidrocarburos (N° 26221) y a la Ley Marco deOrganismos Reguladores (Ley N° 27332), el OSINERG posee la función normativa,así como la de supervisión, fiscalización y sanción de las empresas concesionariasen el sector hidrocarburos. La función supervisora permite a OSINERG verificar elcumplimiento de las obligaciones legales, técnicas, la calidad y eficiencia delservicio brindado al usuario y aquellas derivadas de los contratos de concesión,por parte de las entidades y demás empresas o personas que realizan actividadessujetas a su competencia.

Asimismo, la función supervisora permite verificar el cumplimiento de cualquiermandato o resolución emitida por el OSINERG o de cualquier otra obligación quese encuentre a cargo de las entidades supervisadas. Además, el OSINERG tiene la

potestad de verificar el cumplimiento de las disposiciones técnicas y legalesrelacionadas con la protección y conservación del ambiente en las actividades

desarrolladas en la industria de hidrocarburos.


85

Tarifa de distribuciónParámetros A B C D

Consumo por usuar io m3/mes 28 800 125,379 610,556Cargo variable

Margen de distribución US$/mil m3 119.70 52.67 19.98 11.50Cargo fijo

US$/cl-mes 0.85 10.67

US$/m3/día-mes 0.14 0.09Tarifa regu ladaCosto promedio mensual US$/mes 4 53 2,981 8,797

Tarifa promedio US$/mil m3 150 66 24 14

O SINERG

Margen de comercialización

Unidad

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

La función fiscalizadora permite a OSINERG imponer sanciones a las entidadesque realizan actividades sujetas a su competencia por el incumplimiento de lasobligaciones legales, técnicas y aquellas derivadas de los contratos de concesión,así como de las disposiciones reguladoras y/o normativas dictadas por elOSINERG. La función normativa comprende la facultad exclusiva de dictar, en elámbito y en materia de su respectiva competencia, los reglamentos, normas decarácter general y mandatos u otras normas de carácter particular referidas aintereses, obligaciones o derechos de las entidades o actividades supervisadas ode sus usuarios.

En la industria del gas natural el OSINERG ha venido cumpliendo estas funcionesdesde el mes de junio del año 200148, fecha en la que se iniciaron las actividadesdel proyecto Camisea. En particular, el OSINERG ha venido realizando lasupervisión del avance de las obras, del cumplimiento de los compromisoscontractuales y de los compromisos de inversión establecidos en los contratosBOOT (Build, Operate, Own and Transfer), así como la supervisión y fiscalizacióndel impacto de las obras sobre el medio ambiente y al medio social. Además,supervisa el cumplimiento de los estudios de impacto ambiental e impacto socialaprobados por el MEM.

Cuadro No 22Estructura Tarifaria al Consumidor Final

para las Otras Redes de Distribuciónde Gas Natural de Lima y Callao*

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


86

De otro lado, supervisa y fiscaliza el cumplimiento de la normativa técnica y deseguridad en las facilidades que comprometen las actividades de exploración yexplotación, las plantas de fraccionamiento y criogénica, y la construcción de losductos de transporte y distribución. Para efectuar estas labores se ha creado unequipo especial de profesionales y técnicos encargado de llevar a cabo estasfunciones dentro de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos.

En el Cuadro No 23, se detallan las funciones del OSINERG en el proceso desupervisión y fiscalización del Proyecto Camisea en temas de medio ambiente,medio social, normatividad técnica y seguridad. Estas actividades se encuentrana cargo de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos.

Cuadro No 23Funciones del OSINERG respecto a la Supervisión y Fiscalización del

Proyecto Camisea

Fiscalizadora – SancionadoraDaños al Medio ambienteIncumplimiento de compromisos Medio SocialIncumplimientos a la Normativa Técnica

Accidentes Seguridad

Año2004 • Supervisión la culminación de la etapa constructiva.

• Supervisión de la fase inicial de Operación Comercial.En adelante • Verificar la remediación y recomposición del Medio Ambiente.

• Verificar la Protección al Medio Ambiente y Medio Social.• Supervisión de la fase de Operación Comercial.• Supervisión de la construcción de otras facilidades relacionadas al Proyecto Base.

Seguridad

Planes de Acción

SupervisoraMedio ambienteMedio SocialNormativa Técnica

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

7.3.1. Supervisión del Proyecto

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


87

tramos desbrozados en exceso y tramos desbrozados abandonados, pérdida de labiodiversidad, creación de taludes inestables y problemas de erosión. En el casode la distribución del gas natural en Lima y Callao, se han realizado observacionessobre el manejo adecuado de los desechos, la afectación de áreas verdes y el usode canteras de arena sin autorización.

Como resultado de este proceso se ha logrado que los concesionarios reconozcanla pertinencia de una serie de observaciones y se comprometan a levantarlas, asícomo una mejor especificación de los procedimientos de los planes de manejoambiental, la regularización de una serie de actividades ejecutadas sin autorizaciónde la DGAA - MEM, la entrega de información actualizada sobre el proyecto, y unmayor grado de cumplimiento de los compromisos con las comunidades49. En elCuadro No 24 se presenta los resultados de las actividades de fiscalización delProyecto Camisea en el año 2003. Sin embargo, a pesar de estos avances, losconcesionarios todavía no han levantado la totalidad de las observaciones,mayormente sobre medio ambiente, las cuales serán subsanadas conforme avanceel desarrollo del Proyecto.50

49. En este proceso, OSINERG ha establecido una primera sanción importante, publicada en eldiario oficial El Peruano el 1 de noviembre del 2002, donde se impuso una multa de 1,100UIT, (aproximadamente US$ 970 mil) a TGP por las siguientes infracciones: 1) intervenir lasvías del Alto Shimaa sin contar con la resolución de aprobación del EIA correspondiente,provocando un impacto de carácter social y ambiental en esta comunidad, 2) desplazarmaquinaria en la quebrada Chiregoroato y desbrozar 600 metros lineales de bosque en el ÁreaNatural protegida de la Reserva de Apurímac sin contar con la autorización del INRENA nitener aprobación de la DGAA, 3) deforestar en exceso durante la apertura de derecho de vía,sobrepasando lo indicado en la norma, y 4) no aplicar el manejo ambiental preventivo,sobrepasando los límites otorgados para el derecho de vía, excediendo en algunos casos en100 por ciento lo indicado en el EIA.50. En agosto de 2003, se suscitó una controversia respecto a la localización de la planta defraccionamiento de líquidos de gas natural que se está construyendo en la playa Lobería,adyacente a la Reserva Nacional de Paracas en Pisco. Diversos grupos ambientalistas deEstados Unidos y del Perú han realizado observaciones serias al Estudio de Impacto Ambiental(EIA) de la planta aprobado por el MEM señalando los efectos perniciosos que la afluenciamasiva de buques tanque y los posibles derrames de hidrocarburos podrían tener sobre losecosistemas marinos y continentales de naturaleza frágil, los cuales ya se encuentran sometidosa la presión de las descargas de efluentes de las plantas productoras de conservas y harina depescado en la bahía de Paracas. Respecto a este tipo de problemas, debe recordarse que larevisión y la aprobación del EIA son responsabilidad del MEM, por lo cual es esta instituciónla que debe dirimir una solución a este problema. El OSINERG sólo tiene la función desupervisar el cumplimiento de los compromisos asumidos por lo que no le compete resolvereste tipo de controversias.


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Cuadro No 24Resultados de las Actividades de Fiscalización en el Proyecto Camisea


La Supervisión y Fiscalización de Camisea se realiza verificando el cumplimientode la información suministrada por los concesionarios y el cumplimiento de lanormatividad vigente tanto en la etapa de fiscalización pre – operativa comooperativa (véase el Cuadro No 25).

Cuadro No 25Esquema de la Supervisión y Fiscalización del Proyecto


Fiscalización Pre-Operativa Fiscalización OperativaM anual de Diseño M anual de O&MM anual de Construcción Plan de ContingenciasM anual de Seguridad de Construcción M anual de Seguridad de OperaciónEIA - EIS EIA – EISPlan de Cierre - Plan de Abandono Plan de Cierre - Plan de AbandonoEIS – Plan de Relaciones Comunitarias y PDL EIS – Plan de Relaciones Comunitarias y PDL

Información suministrada por los Concesionarios

Guías de Supervisión y FiscalizaciónDispositivos de Supervisión OSINERG

Leyes, Reglamentos y Normas

Procedimientos de Supervisión

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

• Visitas de supervisión y fiscalización mensual a las instalaciones decampo y seguimiento a las empresas concesionarias para constatar ellevantamiento de las observaciones detectadas.

Total Detectadas

Total Levantadas

Verificando Descargos Acciones

Correctivas

Evaluación inicio Proceso Administrativo

Con Proceso Administrativo

2,716 1,274 1,147 295 54


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• Elaboración de informes mensuales sobre la actividad de supervisión yfiscalización realizada.

• Notificación a los concesionarios de las observaciones detectadas.• Realización de reuniones mensuales de coordinación con los

representantes de las empresas concesionarias para tratar sobre laproblemática verificada en las visitas de fiscalización y evaluación de lainformación proporcionada por las empresas concesionarias, respectoal levantamiento de las observaciones.

• Evaluación de descargos sobre el levantamiento de observaciones.• Realización de inspecciones especiales de investigación de los accidentes

ambientales, seguridad y derrames que se reportan, así como verificaciónde denuncias y reclamos recibidos de terceros sobre incumplimientospor parte de concesionarios.

• Revisión y actualización de las Guías de Fiscalización de cada una de lasinstalaciones.

• Apertura de Procesos Administrativos cuando sea el caso.

7.3.2. Supervisión de la Operación Comercial

Para la fase de operación comercial del proyecto, el OSINERG ha programado unaserie de actividades dentro del Plan de Acción de Supervisión y Fiscalización quese detallan en los cuadros No 26 y 27 referidas al plan de cierre de la etapa deconstrucción y el inicio de las operaciones comerciales.

Para la ejecución de las actividades previstas en el Plan de Acción, el OSINERGcuenta con un plantel de 21 profesionales en las diferentes especialidades querequiere la Supervisión Ambiental y Social, de Normativa Técnica y Seguridad delProyecto Camisea tales como ingenieros geólogos, forestales, petroleros,químicos, civiles, metalúrgicos y mecánicos, así como biólogos y sociólogos,quienes están asignados a las diferentes actividades que comprende el proyecto.

Respecto a la supervisión del cumplimiento de la normatividad ambiental, se

vienen cumpliendo diversas actividades planteadas en la agenda entre las cuales

destacan:


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• Supervisión de Plataformas de Explotación, construcción de las líneas

de conducción y Planta Criogénica en el Lote 88.

• Supervisión y fiscalización de los impactos al Medio Ambiente a lo largo

del Derecho de Vía en los frentes de Selva, Sierra y Costa.

• Supervisión de los impactos al Medio Ambiente de las obras que se

realizan en Playa Lobería en Pisco.

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

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

Para la ejecución de estos procedimientos, se han llevado a cabo los siguientesestudios:

• Estudio sobre la supervisión de operaciones de gasoductos por elInstituto Canadiense de Petróleo y la empresa Stantec51.

• Servicio de Laboratorio para Monitoreo de Verificación de estándaresambientales en las etapas Constructiva y de inicio de Operación.

• Evaluación Geotécnica del Derecho de Vía del Gasoducto.

• Estudio de la Línea Base Marina en Playa Lobería.

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

• Estudio sobre Reforestación del Derecho de Vía del Gasoducto.

• Monitoreo de Impacto Ambiental Marino de las Instalaciones de Cargay Línea Submarina en Playa Lobería.

Por otro lado, las funciones que viene asumiendo el OSINERG en la etapa deoperación del Proyecto de Camisea están relacionadas con la emisión de Informes

51. El OSINERG contrató a la empresa consultora Stantec Consulting International Limited deCanadá, la cual realizó un estudio para identificar los riesgos mayores de interés nacional que sepodían encontrar en el proceso de construcción del ducto de transporte, identificar cualquierdebilidad en el proceso de fiscalización y proporcionar las recomendaciones con respecto a laspolíticas, prácticas y herramientas para aumentar la eficacia del proceso de fiscalización.


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Medio ambiente1. Control de erosión y estabilización de taludes.

2. Proceso de Recomposición.

3. Revegetación y Reforestación.

4. Plan de Abandono, Sísmica 3D.

5. Servicio de Monitoreo de Comprobación.

Medio Social1. Protección de la Reserva Nahua Kugapacori.

2. Plan de Relaciones Comunitarias.

3. Compensaciones e Indemnizaciones.

4. Plan de desarrollo Regional.

Normativa Técnica y Seguridad1. Evaluación de Pozos.

Medio Ambiente1. Estudio de Línea de Base Marina.

2. Estudio sobre fondo marino.

Medio Ambiente1. Control de erosión y estabilización de taludes.

2. Proceso de Recomposición.

3. Revegetación y Reforestación.

4. Planes de Abandono.

5. Estudios en geotecnia.

6. Estudios de Reforestación.

7. Servicio de Monitoreo de Comprobación.

Medio Social1. Plan de Relaciones Comunitarias.

2. Compensaciones e Indemnizaciones.

3. Plan de Desarrollo Local.

Normativa Técnica y Seguridad1. Inspección de soldadura.

2. Pruebas Hidrostáticas.

Medio Ambiente1. Proceso de Restauración.

Medio Social1. Plan de Relaciones Comunitarias.

2. Compensaciones e Indenminizaciones.

3. Plan de desarrollo Local.

Normativa Técnica y Seguridad1. Apoyo en el desarrollo de normas.

2. Apoyo en la calificación y certificación de instalaciones.

3. Supervisión de la operación del City Gate.

4. Cruces especiales.

5. Ramales Secundarios.

Distribución

Transporte de Gas Natural Seco y Líquidos de Gas

Natural

Bahía de Paracas Playa Lobería

Explotación – Lote 88

Cuadro No 26Actividades Supervisadas y Fiscalizadas

para el Cierre de la Construcción del Proyecto



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Técnicos Favorables para la instalación y uso o funcionamiento de las conexionesde abastecimiento a los usuarios, y las instalaciones comprometidas con ladistribución del gas natural. Asimismo, tiene a su cargo la ejecución de medidasde supervisión respecto a las condiciones de seguridad y calidad del servicio.

El ámbito de fiscalización del OSINERG respecto al abastecimiento del servicio anivel industrial, residencial y comercial comprende desde las instalaciones de laempresa distribuidora local, los ductos de baja presión hasta la conexióndomiciliaria en la fachada de los establecimientos abastecidos. Este nuevo tipo defiscalización ha demandado que se cree una Unidad de Gas Natural dentro de laGerencia de Fiscalización en Hidrocarburos, la cual cuenta con fiscalizadoresespecializados en la supervisión de las instalaciones comprometidas con laprovisión de gas natural (fases de explotación, transporte, distribución ycomercialización). Asimismo, se están llevando a cabo modificaciones en lossistemas de información de esta gerencia para captar los datos relevantes parallevar a cabo una fiscalización efectiva (como volúmenes de venta, agentesoperadores, etc).

Las labores de supervisión y fiscalización del OSINERG no sólo se incrementarán

por los aspectos antes mencionados, sino también por las siguientes razones:

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

etc.• Se están incorporando al ámbito de la supervisión la exploración y

explotación de nuevos lotes gasíferos como el lote 56 denominadoPagoreni, así como las plantas de procesamiento de gas natural (como laplanta de gas natural licuefactado de PERU LNG).

• Se fiscalizarán las posibles construcciones y obras que se lleven a cabocomo consecuencia del aumento de la demanda de gas natural que puedegenerar una expansión de la cobertura de la red de transporte a través deramales que se dirigirán a plazas como el Cusco, Ayacucho, Ica y el


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centro del país52. En estos espacios regionales, la construcción y uso deconexiones domiciliarias, comerciales e industriales, así como deestaciones de servicio de GNV constituyen un desafío para la supervisiónde la industria.

• La construcción de las obras para las conexiones domiciliarias en Lima yCallao demandará la selección por parte del concesionario (GNLC) decontratistas calificados para la habilitación de las conexiones de tiporesidencial, comercial e industrial. El OSINERG interviene en lasupervisión de estos operadores con el propósito de garantizar lascondiciones de seguridad y calidad del servicio para los usuarios.

De otra parte, un tema relevante para la supervisión del Proyecto Camisea es elconcerniente a la elaboración de normas técnicas para la realización de conexionesde gas domiciliarias y/o industriales, e implementación de mecanismos para laemisión de Informes Técnicos Favorables (ITFs) de instalación y funcionamientopara todas aquellas facilidades comprometidas con la distribución ycomercialización del gas natural, como por ejemplo gasocentros, facilidades para

el consumo de gas dentro de fábricas, etc.

Respecto a este particular, el OSINERG ha trabajado en el diseño de éstas normasdentro del marco del Comité Técnico Permanente de Gas Natural Seco53 del cuales miembro. Este comité ha elaborado los proyectos de normas técnicas sobre elmanejo de gas natural seco en las estaciones de servicio (gasocentros) y sobre lorelacionado a los sistemas de tuberías y conexiones a nivel residencial, comerciale industrial.

En este contexto, el OSINERG está desarrollando medidas para incrementar lacapacidad operativa de las unidades de la Gerencia de Fiscalización enHidrocarburos vinculadas al Proyecto con la finalidad de mejorar los sistemas de

52. Como se ha mencionado anteriormente, la demanda industrial de gas natural en el centrodel país puede provenir de las empresas mineras y las fundiciones de minerales que se localizanen esa zona. Por el lado residencial, la demanda puede generarse para satisfacer requerimien-tos de calefacción o fuentes caloríficas para uso de cocina.53. Este comité está conformado principalmente por las siguientes instituciones: INDECOPI,Instituto de Petróleo y Gas de la Universidad Nacional de Ingeniería (IPEGA) y OSINERG.


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información sobre hidrocarburos, así como para emitir los dispositivos legalescorrespondientes para viabilizar la supervisión de las nuevas instalaciones yestablecimientos comprometidos en la industria del gas natural.

8. Conclusiones

La industria del gas natural en el Perú ha mostrado un desarrollo notable en losúltimos años debido a la entrada del Proyecto Camisea, el cual constituye elmegaproyecto energético más importante del país debido al gran tamaño relativode las reservas de gas natural seco y líquidos asociados de alto valor comercial,en comparación con otros yacimientos de menor escala y desarrollo como Aguaytía

y los de la Costa Norte.

El diseño de la estructura de la industria en el Perú a partir de Camisea ha sidoconcebido en cuatro fases: la producción (que abarca la explotación del gasnatural, la exploración de nuevos yacimientos y la operación de la planta defraccionamiento en Pisco), el transporte (que comprende la operación delgasoducto principal de líquidos asociados y gas metano hasta el City Gate enLurín) y la distribución (referida a la operación de la red de ductos de distribuciónen alta, media y baja presión en Lima y Callao). Las inversiones ejecutadas por losoperadores para la construcción y puesta en operación de las facilidades en lasdiferentes fases del proyecto ascienden en total a US$ 1,500 millones, cifra que notiene parangón con otros proyectos energéticos en el sector hidrocarburos yseñala la gran magnitud de este Proyecto como generador de inversión extranjeradirecta.

La característica más relevante de la industria del gas natural definida a partir delProyecto Camisea es la provisión del servicio mediante redes de suministro, cuyaconstrucción requiere la realización de inversiones en activos altamente específicos(como los ductos de transporte y distribución), los cuales constituyen costoshundidos irrecuperables, los cuales provocan una asimetría natural entre los

operadores establecidos y los potenciales entrantes en cuanto al poder de mercado


96

que pueden ejercer dentro de la industria. Otra particularidad es la existencia designificativas economías de escala y de densidad respecto al tamaño de la demandaasociadas al uso de las redes de suministro. Esto determina que existan segmentosrelevantes de monopolio natural principalmente en las fases de transporte ydistribución.

Los diversos estudios que han proyectado la demanda de gas natural a largoplazo señalan que el consumo de este combustible tenderá a incrementarse yabarcar nuevos segmentos con el correr de los años, a medida que la red detransporte y distribución crezca, no sólo en el ámbito geográfico de LimaMetropolitana, sino también en otras regiones donde existen proyectos para laextensión del ducto de trasporte (Ayacucho, Cusco – Quillabamba, Pisco-Ica, yLa Oroya – Tarma). Se espera que en 10 años la demanda total ascienda a 383MMPCD, mientras que en 30 años esta habrá crecido a 1,143 MMPCD. Estecrecimiento sería explicado por el mayor consumo residencial y comercial a medidaque se masifique el uso del gas en estos sectores, por la mayor demanda industriala medida que más empresas se interconecten a la red, por la demanda generadapor las plantas de procesamiento de gas natural que se construirán a lo largo dela red de transporte principal (como las plantas de GTL y de LNG), y el mayorconsumo vehicular de GNV.

El uso masivo del gas natural al interior del Perú repercutirá de manera positiva envarios aspectos. En primer término, a nivel industrial, las empresas manufacturerasy de procesamiento primario contarán con un combustible más limpio para utilizarlocomo fuente generadora de calor en sus procesos productivos a precios menoresrespecto a otros combustibles sustitutos como el GLP, diesel 2 y residuales. Porotra parte, el gas natural permitirá el surgimiento de la industria de procesamientodel gas a través de plantas especiales como las de gas a líquidos (GTL), gas

natural licuefactado (LNG) para exportación, y las de amoniaco y metanol.

En segundo lugar, a nivel residencial y comercial el uso del gas natural permitirála sustitución de combustibles como el kerosene y el GLP que son menoscompetitivos y eficientes en la generación de energía para calefacción interna deambientes, cocina, refrigeración, entre otros usos. Finalmente, el gas natural


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también será utilizado en el transporte urbano bajo la modalidad de gas naturalvehicular (GNV), lo cual provocará que en los próximos años se desarrolle una redde estaciones de servicio que abastecerá a una creciente cantidad de vehículosconvertidos al sistema dual y los buses de transporte público, debido al reducidocosto del GNV y al menor mantenimiento que se le debe hacer a los vehículos queutilizan este combustible.

Sin embargo, se espera que la mayor demanda de gas natural provenga de lascentrales eléctricas que actualmente usan combustibles derivados del petróleoque se conviertan a gas natural y las nuevas centrales de ciclo simple y ciclocombinado que se instalen y que utilicen gas natural. La disponibilidad de gasnatural en el sector eléctrico permitirá contar con una tecnología eficiente ycompetitiva en costos para abastecer la demanda de electricidad, por lo que seespera que en el mediano plazo las nuevas centrales que se instalen usen estecombustible hasta que el gas natural llegue a tener una participación importanteen el parque generador peruano. Esta entrada de centrales a gas natural se realizaráconforme el incremento de la demanda de electricidad lo permita y tendrá sucorrelato en una paulatina reducción de las tarifas de generación hasta un nivelaproximado de US$ 30 MWh. Cabe destacar que esta reducción ya se ha venidoexperimentando dado que la proyección de las tarifas en barra considera unhorizonte de proyección de la oferta y la demanda de 4 años.

Por otro lado, el desarrollo de la industria del gas natural generará una serie deefectos positivos significativos a corto y largo plazo en la economía peruana. Losestudios realizados sobre la materia estiman que en el corto plazo la construccióndel proyecto ha generado un incremento aproximado de 1% en el crecimiento delPBI, un valor descontado de US$ 760 millones y la generación aproximada de20,000 empleos directos e indirectos. En el largo plazo los estudios estiman, enprimer lugar, que el déficit de la balanza de hidrocarburos será eliminado debido ala mayor exportación de derivados de alto valor comercial (como GLP y naftas),así como del LNG. En segundo lugar, se producirá un cambio drástico en lamatriz energética hacia una estructura intensiva en combustibles menoscontaminantes. De otra parte, se generará una mayor recaudación fiscal porconcepto de regalías e impuesto a la renta, la cual permitirá aliviar las presiones


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sobre el déficit fiscal. Finalmente, se producirán importantes ahorros de energíasectoriales al utilizarse combustibles más eficientes y menos contaminantes tantoen el sector industrial como en el eléctrico.

Por su parte, el OSINERG viene realizando las funciones de regulación ysupervisión en la industria del gas natural de acuerdo al marco institucional vigenteen el sector hidrocarburos, las cuales están referidas principalmente al proceso defijación de tarifas y a la supervisión de las condiciones técnicas y de seguridad,así como de los compromisos asumidos por los concesionarios en aspectosambientales y de seguridad, previamente aprobados por el Ministerio de Energíay Minas.

Sin embargo, el OSINERG en el futuro no restringirá su labor en la industria delgas natural a las funciones que le han sido encargadas, sino que se involucraráaún más en el proceso de desarrollo y promoción del gas natural junto conentidades como el Ministerio de Energía y Minas. Sobre el particular, se hanrealizado algunos avances como la publicación periódica de los costos relativosdel gas natural respecto a otros combustibles y sus ventajas en términos de lapreservación del medio ambiente y el ahorro de energía. Sin embargo, seránecesario llevar a cabo otras actividades que fomenten el consumo de gas ensegmentos como el residencial, el comercial y el automotriz, con el objeto depromover el desarrollo de la industria.

El desarrollo futuro de la industria de gas natural exigirá un esfuerzo de lasentidades involucradas para crear la normatividad adecuada que permitaaprovechar todo su potencial con las condiciones de seguridad y calidadrequeridas. En este sentido, es necesario que se formen grupos de trabajo en losaspectos referidos a la supervisión del proyecto. Estos grupos de trabajo, queincluirían a otros agentes como las municipalidades, deberían analizar experienciascomo la colombiana y argentina a fin de incorporar los avances logrados en estospaíses y realizar un seguimiento permanente del proceso de regulación, desupervisión y de promoción de la industria del gas natural en el Perú.


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9. Referencias Bibliográficas

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Ley No 27133. Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural.

Ley No 27506. Ley del Canon.

Ley No 28077. Ley que modifica diversos artículos de la Ley del Canon.

Ley No 28176. Ley de Promoción de la Inversión en Plantas de Procesamiento deGas Natural

Decreto Supremo No 032-95-EF. Reglamento de la Garantía de la EstabilidadTributaria.

Decreto Supremo No 040-99-EM. Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollode la Industria del Gas Natural, y sus modificatorias.

Resolución OSINERG No 084-2003-OS/CD. Fijan Tarifas de Transporte de Gasnatural por Ductos correspondientes a la Red Principal del Proyecto Camisea.

Resolución OSINERG No 082-2003-OS/CD. Fijan Tarifas de Distribución de Gasnatural por Red de Ductos en Alta Presión de la Concesión de Lima y Callaocorrespondiente a la Red Principal del Proyecto de Camisea.

Resolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD. Disponen la publicación de laResolución que aprueba las Tarifas de Distribución de Gas Natural en Baja Presiónpara Lima y Callao (Otras Redes).

Resolución OSINERG No 183-2004-OS/CD. Declaran fundado en parte recurso dereconsideración interpuesto contra la Res. N° 097-2004-OS/CD, en el extremoreferido al apartado 2.1.1, Costo Extra de Distribución (CED).


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Equipo de Trabajo

José Gallardo Ku Gerente de Estudios Económicos.

Especialistas:Raúl Pérez-Reyes Espejo Economista Principal.Raúl García Carpio Especialista en Regulación Económica.

Sector Eléctrico.Arturo Vásquez Cordano Especialista en Organización Industrial.

Sector Hidrocarburos.Luis Bendezú Medina Especialista en Econometría.Lennin Quiso Córdova Especialista en Supervisión.

Sector Eléctrico.

Asistente Administrativo:Clelia Bandini Malpartida

Practicantes:Emerson Barahona Urbano Sector Eléctrico.Gustavo Leyva Jiménez Sector Hidrocarburos.

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERGOficina de Estudios Económicos - 2004

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