PRINCIPIOS ECONÓMICOS DEL SECTOR DE GAS NATURAL · PRINCIPIOS ECONÓMICOS DEL SECTOR DE GAS NATURAL ENERGÍA - FUENTES Calor Iluminación Fuerza ... • El 90% del transporte de

1

Luis A. Espinoza QuiñonesGART

OSINERG

PRINCIPIOS ECONÓMICOS DEL SECTOR DE GAS NATURAL

ENERGÍA - FUENTES

Calor

Iluminación

Fuerza

Movimiento

TRANSFORMACION

Electricidad

CombustiblesLíquidos

CombustiblesSólidos

RESERVAS

Carbón

Petróleo

Eólica

Solar

Geotermia

Mareomotriz

Biomasa

Hidro

Gas Natural

Nuclear

CombustiblesGaseosos

Primaria Secundaria

Uso Final

PERSPECTIVA ENERGÉTICA GLOBAL

2

ENERGÍA - PROCESOS

UnidadTransformadora

EnergíaPrimaria

EnergíaSecundaria

Aparato

Útil

PérdidasPérdidas

RendimientosCentral Hidráulica: 85%

Ciclo Combinado a GN: 55%Central a Carbón: 40%

Motor Diesel: 38%Ciclo Simple (D2 o GN): 35%

Motor a Gasolina: 25%

Satisface unaNecesidad

ENERGÍA - EQUIVALENCIAS

Tonelada Equivalente de Petróleo (TEP)

Kilo Calorías (Kcal)

Giga Joule (GJ)

Millón de BTU (MBTU)

Tonelada de Carbón de Piedra

Tonelada de Lignito

Electricidad (MWh)

1 TEP

10 Millones Kcal

42 GJ

40 MBTU

1.5 Ton

3 Ton

12 MWh

3

POLÍTICA ENERGÉTICA

Política:... Arte o traza con que se conduce un asunto o se emplean los medios para alcanzar un fin determinado.

Diccionario de la Lengua Española.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO MUNDIAL

4

PETRÓLEO: RESERVAS

BP Statistical Review of World Energy 2004.

Distribution of proved oil reserves 2003.

PETRÓLEO: COBERTURA


Oil reserves-to-production (R/P) ratios.

5

PETRÓLEO: PRECIOS


Crude oil prices since 1861.

PETRÓLEO: COMERCIO


Major oil trade movements.

6

GAS NATURAL: RESERVAS

Distribution of proved natural gas reserves 2003.


GAS NATURAL: COBERTURA

Natural gas reserves-to-production (R/P) ratios.


7

GAS NATURAL: COMERCIO


Major natural gas trade movements.

Evolución del PBI y Consumo per Cápita desde 1970 al 2001

0.15

0.17

0.19

0.21

0.23

0.25

0.27

0.29

0.31

12 14 16 18 20 22 24 26 28

PBI per Cápita (miles US$ 1995) por Hab

TJ p

or M

il H

abita

ntes

Norteamérica Europa OECD

1970

1970

1970

Crisis1973

Crisis1979

Guerradel Golfo

1991

2001

2001

2001

Hab

itant

e

EFECTO EN LA ECONOMÍA

8

Evolución del PBI y Consumo per Cápita desde 1970 al 2001

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50


TJ p

or M

il H

abita

ntes

Estados Unidos Mexico Francia Alemania EspañaSuiza Reino Unido Japón Korea

Japón

Suiza

USA

Alemania

Korea

MexicoEspaña

Hab

itant

e

Evolución del PBI per Cápita y la Intensidad Energéticadesde 1970 al 2001

6

8

10

12

14

16

18

20

22

12 14 16 18 20 22 24 26 28


TJ p

or M

illón

US$

199

5

Norteamérica Europa OECD

1970

1970

1970

Crisis1973

Crisis1979

Guerradel Golfo

1991

2001

2001

2001

9

Evolución del PBI per Cápita y la Intensidad Energéticadesde 1970 al 2001

0

5

10

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0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50


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US$

199

5

Estados Unidos Mexico Francia Alemania EspañaSuiza Reino Unido Japón Korea

Japón

Suiza

USA

Alemania

Korea

Mexico

España

UK

AMERICA LATINA: ENERGÍA Y ECONOMÍA

2000

1970

2000

1970

1970

1970 2000

1970

1970

2000

1970

2000

2000

1970

-

5

10

15

20

25

30

- 1 2 3 4 5 6

PBI per Cápita (Miles US$ por Habitante)

Inte

nsid

ad E

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étic

a (T

J po

r Mill

ón U

S$)

ArgentinaBoliviaBrasilChileColombiaEcuadorMexicoPerúVenezuelaMedia

10

Consumo Mundial de Energía Primaria

-1 0002 0003 0004 0005 0006 0007 0008 0009 000

10 000

1965

1968

1971

1974

1977

1980

1983

1986

1 98

9

1 99

2

1 99

5

1 99

8

2 00

1

Mill

ones

de

TEP

0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%

Tasa

Med

ia A

nual

Consumo Mundial Crecimiento Quinquenal

Crisis1973

Crisis1979

Irak1991

Evolución y Proyección del Consumo Mundial de Energía

0

20

40

60

80

100

120

140

1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060 2080 2100

Gig

a B

arril

Equ

ival

ente

de

Petró

leo

(GB

EP)

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

Consumo Tasa de Crecimiento

Proyección

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Dependencia del Petróleo.

Contaminación del Aire.

Cambio Climático.

PROBLEMA ENERGÉTICO GLOBAL

Política Pública.

Tecnología.

Solución alProblema

SOLUCIÓN GLOBAL

12

PresenteFu

ente

s

Usos

FormasProductivas

Formas de

Consumo

ImpactoAmbiental

DependenciaExterna

Tecnología

Futuro

Fuen

tes

Usos

NuevasFormas

Productivas

NuevasFormas

de Consumo

MenorImpacto

Ambiental

MenorDependencia

Externa

NuevaTecnología

Cambios Tecnológicos

Cambios Ambientales

Cambios en la Matriz

Energética

Tiempo

MACROTENDENCIAS

EEUU: POLÍTICA ENERGÉTICA

13

EEUU

EEUU: Perspectiva Energética

EEUU: LABORATORIOS NACIONALES

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LA CADENA DEL GAS NATURAL Vs. LA CADENA DEL PETRÓLEO

Cadena del Petróleo

• Cadena Corta y Débil.• Fácil Compensación de Interrupciones.• Mecanismos de Mercado Incorporados debido a que el Petróleo

es fácilmente Negociable.• Patrón de Riesgo:

- El productor de Petróleo tiene muchas opciones, la pregunta esel precio.

- Existe riego en la Reserva y en el Precio, pero no en la Comercialización.

Cadena del Gas Natural

• Cadena Larga y Firme.• Existe Físicamente lazos fijos desde el Pozo hasta la boquilla del

Quemador.

• Interrupciones:– Si No Hay Gas Aguas Abajo (Clientes), entonces, No Hay

Dinero Aguas Arriba (Productor).• Grandes Inversiones en la Cadena.• No Existen Mecanismos de Mercado Incorporados, debido a la

Existencia de Capacidades Fijas.• Patrón de Riesgo:

– El Productor de gas y los Consumidores están Atados.– ¿Puede el riesgo del Gas ser similar al del Petróleo?

En Consecuencia:

• Los procesos de Comercialización del Gas Natural son fundamentalmente diferentes de los del Petróleo.

• Adicionalmente:– El Gas Natural No Tiene un Mercado Cautivo.

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FUENTES DE ENERGÍA EN COMPETENCIA CON EL GAS NATURAL

GasNatural

Residencial y Comercial

Industria

Gen

erac

ión

Eléc

tric

a Quím

ica

Electricidad Carbón Derivados del Petróleo

Electricidad Derivados del Petróleo

Hidroelectricidad

Carbón

Derivados delPetróleo

Nafta

TRANSPORTE DE GAS NATURAL VS PETRÓLEO

El Gas Natural ocupa un volumen1000 veces más grande que el Petróleo

para el mismo Contenido Energético

El Costo de Transportea Grandes Distancias

Para el Gas Natural es másalto que para el Petróleo Crudo

Por un Factor de 5 a 10

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Buque TanqueGNL

130 000 m3

2.9 1012 BTU200 x 106 US$

70 US$/ 106 BTU

Buque TanquePetróleo

70 000 TM3.0 1012 BTU60 x 106 US$

20 US$/ 106 BTU

1 TM Petróleo = 43 106 BTU1 m3 GNL = 22.36 106 BTU

Ducto GN900 mm = 36”100 TWh/año

1.5 x 106 US$/km

Ducto Petróleo900 mm = 36”500 TWh/año

0.7 x 106 US$/km

3.5 veces

10 veces

• Los altos costos del transporte de Gas Natural implican que raravez existen sobre capacidades, debido a que, la infraestructura del Gas debe ser rápidamente usada a plena capacidad para asegurar la Rentabilidad de la Inversión.

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COSTOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL VS PETRÓLEO

0

1

2

3

4

5

US$

/ 10

6 B

TU

1000 5000 km

Ducto de Gasde Alto Costo

Ducto de Gasde Bajo Costo

GNL

Ducto dePetróleoBuque de

Petróleo

ESTRUCTURA DEL MERCADO

• Al no tener la liquidez física del Petróleo Crudo, el Gas Natural esta condenado a la rigidez de una Infraestructura Cara.

• Esta Infraestructura limita el Comercio sobre las grandes distancias, y de esta manera, de retorno, induce la “No Liquidez” y la “No Homogeneidad” del Mercado de Gas.

• No Hay un Mercado Mundial del Gas Natural.– Existentes varios Mercados Regionales.

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LOS TRES PRINCIPALES MERCADOS REGIONALES DEL GAS NATURAL CON SUS LAZOS MARGINALES

OESTE

USA

Canadá

Norte AméricaCENTRO

Oeste de Europa

NoruegaRusia

Argelia

EuropaESTE

Japón

IndonesiaMedio EsteAustralia

Este del Asia

• Con esta estructura del “Mercado Mundial”, el Gas Natural esta en Competencia con Referencias Energéticas Regionales.

• No Existe Ajustes Mutuos de Precios y por consiguiente No Existeun Marcador Internacional para el Precio del Gas Natural.

• Los fundamentos para establecer el precio en un mercado de Gas dado esta relacionado con la especificidad del Mercado.

• La especificidad esta expresada por:– Organización:

• Regulado o No, Monopólico o Competitivo.– Tipo de Usuarios Finales:

• Industria, Generación Eléctrica, Residencial, etc.– Número de Vendedores, Compradores y Comercializadores.– Madurez.

19

EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE IMPORTACIÓN: CRUDO VS GN

0

1

2

3

4

5

6

7

8

19801981

19821983

19841985

19861987

19881989

19901991

19921993

19941995

1996

US$

/ 1

0^6

BTU

Crudo OECD GN USAGN Europa Occidental GNL Japón

EUROPA OCCIDENTAL• Alrededor del 50% de la demanda de gas natural es suministrada por

grandes (pesadas) infraestructuras de importación.• Pequeño número de actores:

- Principales suministradores:• Países Bajos, Noruega, Rusia y Argelia.• El 75% de la producción local de gas natural proviene de 10

compañías.• El 90% del transporte de gas proviene de 7 compañías.

• Control Estatal pero en dirección a la Desregulación.• Diferentes niveles de desarrollo para cada uno de los mercados

nacionales.• El Largo Plazo es la Regla, el Corto Plazo es la excepción.• La participación de la generación de electricidad en la demanda de gas

es baja pero esta creciendo rápidamente.

CARACTERÍSTICA DE LOS PRINCIPALESMERCADOS DEL GAS NATURAL

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• Competencia principal:

– Gas Natural vs Derivados del Petróleo.

• Determinación del Precio de Frontera del Gas Natural:

Precio de Frontera = Valor del Mercado menos Costos.

– Factores en el Valor del Mercado:• Estructura del Mercado.• Precios de los Combustibles Competidores.• Eficiencia Energética.• Costo de Equipamiento.

JAPÓN

• Alrededor del 97% de la demanda de gas es abastecida por importaciones de Gas Natural Licuefactado (GNL).

• Importadores Japoneses:– 6 productores de electricidad y 4 compañías de gas.– Involucrados en la Producción de gas.

• Los altos costos del suministro del GNL son accesibles para la industria de generación eléctrica.

• La cadena del gas, intensiva en Capital, impone contratos de Largo Plazo.

• El principal segmento del mercado es la generación de electricidad.

• Competencia Principal: Gas Natural vs Petróleo Crudo.• Determinación del Precio de Frontera del Gas Natural:

Precio CIF del GNL = Parte indexado al Crudo más otra parte indexado a la Inflación.

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• El rápido crecimiento económico del Japón indujo una fuerte presión sobre la demanda de electricidad, la cual podría mantenerse a precios altos, y así permitir altos costos de producción.

• Este contexto particular permitió:– Un precio de importación del gas natural más alto que para el

petróleo crudo, y por lo tanto, ayudo al desarrollo de varias delas cadenas del GNL.

ESTADOS UNIDOS

• Mercado libre maduro con un número grande de actores.• Importantes capacidades de importación y transporte.• Estructura de mercado con contratos directos entre productores y

clientes finales.• Confianza en el Mercado, lo cual reduce la necesidad de

garantías de suministro a largo plazo.• El Mercado SPOT y los contratos de corto plazo han sido posibles

en este contexto.• Existe competencia Gas a Gas en un sistema altamente

interconectado.• Determinación del Precio del Gas Natural:

– Precio del Mercado Libre.– El gas natural es ahora un artículo normal (commodity) con

una evolución del precio que obedece a las fuerzas del mercado.

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• Precio del Gas Natural– Traslada los efectos de la competencia Gas a Gas.– Refleja el uso marginal:

• En el invierno: paridad con el Residual #6.• En el verano: paridad con el Carbón.

PRECIO INTERNACIONAL DEL GAS

• Las cuestiones básicas en todas las decisiones importantes en elnegocio del gas son:– El transporte de gas esta caracterizado por grandes

economías de escala.– Gran participación de los costos de Transporte y Distribución

en toda la cadena del Gas.– Costos de almacenamiento del gas natural son demasiado

altos y son económicos únicamente para grandes volúmenes.– Existen ventajas ambientales y de eficiencia en el uso del gas

natural, pero, esta fuente energética puede ser siempre sustituida por otros combustibles a un precio que podría parecer alto pero que no es prohibitivo.

• Aparte de algunas áreas maduras donde el mercado esta liberalizado, las características de la cadena del gas requiere de un acceso estable a los suministros de gas y una valorización demercado asegurada.

23

• El comercio internacional del gas natural se basa por lo tanto en los contratos a Largo Plazo.

• El precio es sólo una de las condiciones comerciales que aseguraun balance a Largo Plazo entre los intereses de las partes en juego.

• Sin un Marcador Internacional, se usan fórmulas de indexación para establecer precios internacionales del gas.

• La Indexación es un instrumento usado para:– Reflejar la especificidad de la demanda en la zona.– Y por lo tanto asegurar la comercialidad del gas natural.

• Tema Clave en las Definición del Precio

Costo del Gas Valor del Gas

Zona de Acuerdo

Límite Inferiordel Precio del Gas

Límite Superiordel Precio del Gas

El Precio del Gases establecido a través de una negociación entre

El Costo del Gas y El Valor del Gas

24

REGLAS PARA EL USO FÍSICO DE LAS INVERSIONESPROVISIONES EN CANTIDAD Y CALIDAD

• Compromiso del Vendedor:– Suministrar el Gas: poner a disposición una cantidad definida de gas,

de una cierta calidad, y en un periodo dado de tiempo.• Compromiso del Comprador:

– Tomar o Pagar: tomar al menos la cantidad mínima de gas puesta adisposición y/o pagar por ella.

• Compensaciones:– Pago Mínimo para el Comprador.– Descuento por Incumplimiento para el Vendedor.

• Casos de Fuerza Mayor:– No Hay Compensación: los casos de Fuerza Mayor no son la razón

del negocio para el Vendedor o Comprador.• Riesgos del Reservorio y Riegos del Mercado:

– Estos riesgos son cubiertos por provisiones específicas fuera de la cláusulas de Fuerza Mayor.

ELEMENTOS COMERCIALES DE LOS CONTRATOS DE GAS

• El elemento central en un contrato por Depletación es la definición del perfil de volúmenes anuales, el cual esta limitado por las consideraciones en el manejo del Reservorio.

• Las provisiones en un contrato por depletación deberían definir:– El Crecimiento de los Volúmenes.– La Meseta con Inicio y Duración.– La Declinación con Inicio y Forma.

• Las obligaciones de Entrega son independientes de las consideraciones en el manejo del Campo.– El vendedor tiene la obligación de sustituir de otros campos.

• El perfil del ducto de conexión es fijado por el contrato o determinado por el comprador.– El ducto no depende del desempeño del Reservorio.

CONTRATO DEDICADO Y POR DEPLETACIÓNEL SUMINISTRO ESTA UNIDO A UN RESERVORIO ESPECÍFICO

TIPOS DE CONTRATOS DE GAS

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• Junto con los contratos de Compra y Venta de GNL, los cuales son del tipo de Contrato de Suministro, existe un Contrato de Transporte Marítimo.

• Existen 2 tipos de contratos de GNL, dependiendo de la distribución de los Riesgos:

a.- Contrato de GNL FOBEl punto de entrega corresponde a la brida del brazo de carga en el terminal de la planta de licuefacción.El comprador organiza el embarque, y soporta los riesgos marítimos y la pérdida de gas.

b.- Contrato de GNL CIFEl punto de entrega corresponde a la brida del brazo de descarga en el terminal de la planta de regasificación.

• El Vendedor organiza el embarque y soporta los riesgos marítimos y la pérdida de gas.

CONTRATO DE GAS NATURAL LICUEFACTADO

PERFIL DEL COMPROMISO

Fases de un Contrato de Venta de Gasa Largo Plazo

Inicio Crecimiento Meseta Extensión Declinaciónt

V

26

PERFIL DEL COMPROMISO

Inicio Crecimiento Meseta Extensión Declinación

Duración Semanas o Meses Meses a Años 5 a 20 años 3 a 10 años Varios Años

Características Prueba de Equipos

Crecimiento por Pasos

Términos de Entrega largos

y estables

Disminución de las entregas por

saltos

Compromisos Razonable

según Desempeño

Firme Firme Firme Firme

Elementos a ser definidos

Duración - Duración de los Pasos

- Nivel de los Pasos

- Cómo y Quién los determina

- Cambios en el Nivel


Duración - Duración de los Pasos

- Nivel de los Pasos


- Fin de las entregas

Fases de un Contrato de Venta de Gas a Largo Plazo

INSTRUMENTOS DE FLEXIBILIDAD• La flexibilidad en contratos de gas es Crítica por muchas razones:

– Debido a que el Gas no puede ser almacenado fácilmente, los requerimientos de flexibilidad del suministro y aceptación, deben se decididos antes que la Capacidad en la cadena del Gas este totalmente definida.

• La Capacidad de Diseño determina las inversiones a lo largo de la Cadena del Gas, y por lo tanto, los ingresos resultantes del uso de dicha cadena es también una función del grado de utilización de esta Capacidad.

• La flexibilidad en contratos de gas es definida como la diferencia entre la Capacidad Disponible y la Obligación de de Pago Mínimo por No Tomar Gas.

• La necesidad de almacenamiento depende grandemente de la flexibilidad entre los consumos diarios y anual, y de la relación entre ellos.

27

Flexibilidad Estacional

DelAlmacenaje

AlAlmacenaje

Ventas Diarias

Deja de Tomar

Promedio de la Demanda Anual de Gas

Promedio del Mínimo Pago Anual de Gas

Promedio de la Capacidad AnualMáxima Capacidad Diaria

• El Pago Mínimo es un punto de referencia donde ambas, las inversiones aguas arriba del vendedor y las inversiones aguas abajo del comprador, son provechosas o rentables.

• Procedimiento “Make Up”– Mecanismo mediante el cual la obligaciones de pago por el

Volumen de Gas tomado en exceso del pago mínimo anual es reducido en razón al gas prepagado bajo la aplicación de un pago mínimo anterior.

• Procedimiento “Carry Forward”– Mecanismo mediante el cual el Gas tomado en exceso del

pago mínimo anual es considerado como un crédito contra volúmenes futuros de pago mínimo, y por consiguiente se reduce la obligación del pago mínimo.

SISTEMA DE PAGO MÍNIMO

28

• Procedimiento “Carry Forward”

– Parte de la situación en la cual ambas partes tienen ingresos extras en exceso de sus necesidades mínimas.

– Luego, este procedimiento es un instrumento de flexibilidad muy útil para balancear los riesgos y oportunidades entre el vendedor y comprador.

– Es muy útil para manejar las variaciones multi-anuales de la demanda causada por los ciclos del negocio o por las anomalías climáticas no cubiertas por la Flexibilidad Anual, pero que podrían ser balanceadas fuera del año.

PROCEDIMIENTOSMAKE UP (MU) Y CARRY FORWARD (CF)

Vmin

Volúmenes

TOMA PAGAVmin: Volumen Mínimo

CF

MU

Inicio del AñoCF

Fin del Año

MU

AÑO 1

29

Vmin

Volúmenes


CF

MU

Inicio del AñoCF

Fin del Año

MU

AÑO 2


Vmin

Volúmenes


CF

MU

Inicio del AñoCF

Fin del Año

MU

AÑO 3


30

Vmin

Volúmenes


CF

MU

Inicio del AñoCF

Fin del Año

MU

AÑO 4


INSTRUMENTOS DE FLEXIBILIDAD: AJUSTE DE OBLIGACIONES

• El ajuste de las obligaciones anuales de Tomar el Gas o de Ponera Disposición, como función de los parámetros objetivos, es un afinamiento del patrón de riesgo en concordancia con la flexibilidad que debe existir entre el vendedor y el comprador.

• El ajuste planeado de las obligaciones podrían estar relacionados con el manejo del reservorio o con el desarrollo del mercado.

• La parte, de quién su sistema sufre una perturbación, tiene que encargarse de hacer todas las medidas necesarias para cumplir con todas sus obligaciones tan pronto como sea posible.

• La otra parte (cliente) es compensada con el objeto de liberar la correspondiente obligación, o también debería ser beneficiada (por el suministrador) de manera equivalente a la obligación.

31

PERÚ 2001: RESERVAS Y PRODUCCIÓN

54.757.2

8.9

19.6 0.2 8.1

23.0 28.3

0%

20%

40%

60%

80%

100%

PRODUCCIÓN RESERVAS

Petróleo (*) Gas Natural + LGN (*) Carbón Mineral (*) Hidroenergía

PERÚ: MATRIZ ENERGÉTICA

PERÚ 2001: OFERTA INTERNA Y CONSUMO

Perú 2001: Oferta Interna y Consumo Perú 2001: Oferta Interna y Consumo

Producción + Importación (TJ) = 674 834 Consumo Final (TJ) = 436 956

Consumo Final 65%

Pérdidas y Ajustes 18%

Exportación 18%

Producción Total 66%

Importación 34%

Consumo Final 100%

Pérdidas y Ajustes 27%

Exportación 27%

Producción Total 102%

Importación 52%

32

INCIDENCIA EN LA MATRIZ ENERGÉTICA

Oferta de Energía

-300 000

-200 000

-100 000

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

700 000

1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000

Años

Ofe

rta:

TJ

Producción Importación Exportación Oferta

Importación Total de Energía

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

1 970

1 972

1 974

1 976

1 978

1 980

1 982

1 984

1 986

1 988

1 990

1 992

1 994

1 996

1 998

2 000

Años

Con

sum

o: T

J

Carbón y Coque Petróleo GLP Gasolinas KeroseneDiesel Residual Otros Total

Exportación Total de Energía

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000

180 000

1 970

1 972

1 974

1 976

1 978

1 980

1 982

1 984

1 986

1 988

1 990

1 992

1 994

1 996

1 998

2 000

Años

Con

sum

o: T

J

Petróleo Gasolinas Kerosene Diesel Residual Otros Total

Consumo Total de Energía

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000

180 000

200 000

1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000 2 005

Años

Con

sum

o: T

J

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

350 000

400 000

450 000

500 000

Carbón Biomasa GLP Gasolina KeroseneDiesel Residual Electricidad Otros Total

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA

Consumo Total de Energía

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000

Años

Con

sum

o: T

J

Carbón Biomasa GLP Gasolina Kerosene Diesel Residual Electricidad Otros

Consumo Nacional de Diesel por Sectores

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

Años

Parti

cipa

ción

RESIDENCIAL Y COMERCIAL PÚBLICO TRANSPORTEAGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIA PESCA MINERO METALÚRGICOINDUSTRIAL OTROS

Sector Transporte: Consumo de Energía

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000

Años

Con

sum

o: T

J

GLP Gasolina Kerosene Diesel Residual

33

2001: COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

Carga a las Refinerías Producción de las Refinerías Consumo de Hidrocarburos

Total (TJ) = 339 502 Total (TJ) = 339 502 Total (TJ) = 264 307% del Consumo 60%

Nacional 54%

Importación 46% Gasolinas

18%Residuales 39%

Otros 20% Diesel N° 2

23%

Gasolinas 17%

Residuales 22%

Otros 25% Diesel N° 2

37%

Importación de Energía Exportación de Energía

Total (TJ) = 228 304 Total (TJ) = 118 634% del Consumo 52% % del Consumo 27%

Diesel N° 2 16%

Resto 16%

Petróleo 69% Residual

49%

Resto 17%

Petróleo 33%

2001: CONSUMO DEL SECTOR TRANSPORTE

Diesel N° 2 por Sectores Diesel N° 2 en Transporte

Total (TJ) = 96 591 Total (TJ) = 78 526% de la Importación 269% % de la Importación 219%

Transporte 81%

Resto 19%

Pasajeros 43%Carga

57%

Diesel N° 2 en Pasajeros Diesel N° 2 en Pasajeros - Lima

Total (TJ) = 33 416 Total (TJ) = 23 723% de la Importación 93% % de la Importación 66%

Lima 71%

Resto 29%

Público 79%

Privado 21%

34

PERÚ: BALANZA COMERCIAL

Balanza Comercial de Hidrocarburos

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Mill

ón U

S$

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1 000

1 200

Exportaciones Importaciones Saldo

Efecto Precio y Cantidad en la Balanza Comercial de hidrocarburos

-156 -185 -225-159 -189

-522

-350 -382

-187 -192-143 -119

-167-187

-226

-194 -164

-191

-181 -110

-202 5 19

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Mill

ones

de

US$

Efecto Cantidad Efecto Precio

Precios Medios de Intercambio

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

US$

/ B

arril

Exportación Importación Diferencia

Balanza Comercial de Hidrocarburos

-100

-50

0

50

100

150

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Mile

s de

bar

riles

por

día

-100

-50

0

50

100

150

Exportaciones Importaciones Saldo

EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES

Precio Ex Planta Petroperú

0

5

10

15

20

25

1990 1991 1992 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

US$

/ M

illón

BTU

Diesel N°2 Gasolina 84

Precio Relativo por Energía: Gasolina 84 / Diesel

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

1990 1991 1992 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Impuestos como Porcentaje de Precio de Venta

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

1990 1991 1992 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Diesel N°2 Gasolina 84

35

PRECIOS INTERNACIONALES

Precio de Combustibles en la Costa del Golfo USA

0

2

4

6

8

10

12

Ene

-86

Ene

-87

Ene

-88

Ene

-89

Ene

-90

Ene

-91

Ene

-92

Ene

-93

Ene

-94

Ene

-95

Ene

-96

Ene

-97

Ene

-98

Ene

-99

Ene

-00

Ene

-01

Ene

-02

Ene

-03

US$

(Dic

-200

0) p

or M

illón

BTU

WTI Diesel LS Gasolina R Propano Residual 1%S

Precio del Gas Natural en California

0

5

10

15

20

25

Ene-89 Ene-90 Ene-91 Ene-92 Ene-93 Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02

US$

(Dic

-200

0) p

or M

illón

BTU

City Gate Residencial Comercial Industria Generador Eléctrico

Precio Medio del Gas Natural en California(periodo 1989 al 2002)

3.4

7.77.0

4.74.0

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

City Gate Residencial Comercial Industria GeneradorEléctrico

US$

(Dic

-200

0) p

or M

illón

de

BTU

Precio del GN y WTI

0

2

4

6

8

10

12

14

Ene-89 Ene-90 Ene-91 Ene-92 Ene-93 Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02

US$

(Dic

-200

0) p

or M

illón

BTU

GN California City Gate WTI

COSTO DE LA ENERGÍAPrecio de Energéticos en Lima a junio de 2003

0

5

10

15

20

25

GLP Gasolinas Kerosene Diesel N° 2 Residual Gas NaturalEE

Gas NaturalOtros

US$

/ M

illón

BT

U

Ex Planta T&D Impuestos

PERÚ: PROBLEMA ENERGÉTICO

36

COSTO DE IMPORTACIÓN DE HIDROCARBUROS

Costo de Importación de Energía: Año 2003

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Crudo GLP Gasolinas DestiladosMedios

Residuales

US$

/ m

illón

BTU

2000: BALANZA COMERCIAL

Balanza Comercial del País: -455 millones US$Balanza Comercial Hidrocarburos: -713 millones US$

Balanza Comercial Otros: +258 millones US$

Otros8%

Minero-Metalurgia

51%Pesca16%

Textil10%

Agropecuario9%

Petróleo y Derivados

6%

Exportación: 6,952 millones

US$

Otros2%Insumos


15%

Insumos agro-industriales

34% Bienes de Capital

29%

Bienes de Consumo

20%Importación:

7,407 millones US$



37




Otros10%

Minero-Metalurgia

50%

Pesca16%

Textil9%

Agropecuario9%


6%


US$

Otros2%

Insumos Petróleo y Derivados

12%


37%Bienes de Capital

26%

Bienes de Consumo

23%Importación: 7,273 millones

US$




Balanza Comercial del País: +206 millones US$Balanza Comercial Hidrocarburos: -492 millones US$


Otros9%

Minero-Metalurgia

52%Pesca14%

Textil9%

Agropecuario10%


6%


US$

Otros1%

Insumos Petróleo y Derivados

13%


37%Bienes de Capital

25%

Bienes de Consumo

24%Importación: 7,440 millones

US$

Balanza Comercial del País: +206 millones US$Balanza Comercial Hidrocarburos: -492 millones US$


38

BALANCE DE CRUDO

Perú: Balance de Petróleo Crudo

-200

-100

0

100

200

300

400

500

1971 1981 1991 2001 2003

Mile

s de

TJ

Producción Importación Exportación

BALANCE DE DERIVADOS

Perú: Balance de Derivados del Petróleo

-200

-100

0

100

200

300

400

500

1971 1981 1991 2001 2003

Mile

s de

TJ

Producción Importación Exportación

39

BALANZA COMERCIAL

Perú: Balanza Comercial

-200-150-100

-500

50100150200250300

1971 1981 1991 2001 2003

Mile

s de

TJ

Imp Crudo Imp Derivados Exp Crudo Exp Derivados

OFERTA INTERNA DE DERIVADOS

Perú: Oferta Interna de Derivados

0

50

100

150

200

250

300

350

1971 1981 1991 2001 2003

Mile

s de

TJ

GLP Gasolinas Kerosene + JF Diesel Residual Otros

40

OFERTA INTERNA DE DERIVADOS (%)

Perú: Oferta Interna de Derivados

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1971 1981 1991 2001 2003

GLP Gasolinas Kerosene + JF Diesel Residual Otros

BALANCE DE HIDROCARBUROS AÑO 2003

41


Perú 2003Valor del Flujo de Hidrocarburos

US$ / GJ

Producción

4.4

Importación Exportación

4.6 4.1

Oferta Interna 4.6 Crudo


6.3 4.4

Oferta Interna 6.6 Derivados


5.1 4.3

Balance de C

rudoB

alance de Derivados

Crudo

Derivado

Balanza Comercial

Perú 2003Energía del Flujo de Hidrocarburos

Miles de TJ

Producción

199


189 65

Oferta Interna 324 Crudo


76 89

Oferta Interna 308 Derivados


266 154

-112

Balance de C

rudoB

alance de Derivados

Crudo

Derivado

Balanza Comercial


Perú 2003Estructura del Flujo de Hidrocarburos

% de la Oferta Interna de Derivados

Producción

65%


62% 21%

Oferta Interna 105% Crudo


25% 29%

Oferta Interna 100% Derivados


86% 50%

-36%

Balance de C

rudoB

alance de Derivados

Crudo

Derivado

Balanza Comercial

Perú 2003Valor del Flujo de Hidrocarburos

Millones de US$

Producción

875


867 266

Oferta Interna 1,476 Crudo


478 390

Oferta Interna 2,046 Derivados


1,345 656

-689

Balance de C

rudoB

alance de Derivados

Crudo

Derivado

Balanza Comercial

42

CAMISEAMEDIO PARA LA

TRANSFORMACIÓN ENERGÉTICA

Solución a nuestros problemas energéticos...

PERÚ:SOLUCIÓN AL PROBLEMA ENERGÉTICO

FUENTES DE ENERGÍA EN COMPETENCIA CON EL GAS NATURAL

GasGasNaturalNatural

Residencial y Comercial

Industria

Gen

erac

ión

Eléc

tric

a Quím

ica

Electricidad Carbón Derivados del Petróleo

Electricidad Derivados del Petróleo

Hidroelectricidad

Carbón

Derivados delPetróleo

Nafta

43

GAS NATURAL: DEFINICIÓN

Líquidos deGas Natural

(LGN)

Gas Natural Seco

Gas Natural(de pozos)

100% vol.

82 % vol.Metano C1Etano C2

GLP

GasolinaNatural

Propano C3Butano C4

Pentanos plusC5+

18 % vol.

Nota: Los porcentajes corresponden a Camisea.

PRECIOS DEL GAS EN EL CONO SUR

1,101,10CABO NEGROCABO NEGRO 1,001,00TIERRA DEL FUEGOTIERRA DEL FUEGO

SALTASALTA

SANTA CRUZSANTA CRUZ

SAN PABLOSAN PABLO

URUGUAYANAURUGUAYANA

BUENOS AIRESBUENOS AIRESSANTIAGOSANTIAGO

TOCOPILLATOCOPILLA

MEJILLONESMEJILLONES

CONCEPCIONCONCEPCION

NEUQUENNEUQUEN

2,302,30

2,302,30 2,002,00

1,401,40

3,103,10

1,501,50

2,202,20

2,502,50

1,201,20

(*) (*) Contratos Contratos T.O.P. T.O.P. firmadosfirmados

1,501,50 PRECIOS DE ORIGENPRECIOS DE ORIGEN

3,103,10 PRECIOS DE MERCADOPRECIOS DE MERCADO

FLUJO GAS NATURALFLUJO GAS NATURAL

1,901,90

2,502,50LIMA (*)LIMA (*)

GeneraciónGeneración

Otros usosOtros usos

Precios City Gate

1,101,10CABO NEGROCABO NEGRO 1,001,00TIERRA DEL FUEGOTIERRA DEL FUEGO

SALTASALTA

SANTA CRUZSANTA CRUZ

SAN PABLOSAN PABLO

URUGUAYANAURUGUAYANA

BUENOS AIRESBUENOS AIRESSANTIAGOSANTIAGO

TOCOPILLATOCOPILLA

MEJILLONESMEJILLONES

CONCEPCIONCONCEPCION

NEUQUENNEUQUEN

2,302,30

2,302,30 2,002,00

1,401,40

3,103,10

1,501,50

2,202,20

2,502,50

1,201,20

(*) (*) Contratos Contratos T.O.P. T.O.P. firmadosfirmados

1,501,50 PRECIOS DE ORIGENPRECIOS DE ORIGEN

3,103,10 PRECIOS DE MERCADOPRECIOS DE MERCADO

FLUJO GAS NATURALFLUJO GAS NATURAL

1,901,90

2,502,50LIMA (*)LIMA (*)

GeneraciónGeneración

Otros usosOtros usos

Precios City Gate

44

CAMISEA

Lima: Agosto 2004.

Precio del gas estable

• Precio máximo en boca de pozo (Contrato).

• Tarifas máximas de Transporte y Distribución (Reguladas).

Lima Camisea

Pisco

21

3

City Gate

4

6

5

LIMITANTE DEL DESARROLLO DEL PROYECTO CAMISEA

Falta de adaptación entre la oferta y

demanda

Incertidumbre en la demanda

de GN

1Incertidumbre en la inversión

óptima2

Riesgo elevado del

Negocio

3

Tarifas de T&Dmayores a lo razonable por

alto Riesgo

4Mayor costo del GN por

mayor Tarifa de T&D

5

Menor competitividad del GN reduce

la Demanda 6

El proyecto presentaba:-Riesgos de creación del mercado.-Riesgos constructivos.-Riesgos operativos.

Circulo vicioso del Gas Natural

Incertidumbre

Volu

men

Tiempo

45

BENEFICIO ELÉCTRICO POR EL GAS NATURAL

Precio del GasUS$ / 10^6 BTU

Costo de laElectricidadUS$ / MWh

0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0

10

20

30

40

0.0

Conformación del Precio del Gas

Gas en elYacimiento

Transportehasta el Cliente

Se expresa en

US$ / 106 BTU

US$ / 103 PC

Precio Total pagado por el ClientePrecio Total pagado por el Cliente

Influencia de la Incertidumbreen la Tarifa de Transporte

Prec

io

Incertidumbre

Precio de Venta MáximoPrecio de Venta Máximo

Tarifa deTarifa deTransporteTransporte

Máximodel Mercado

Máximodel Mercado

Máximo de laCompetencia

Mayor Riesgo

Menor Riesgo

Valor CompetitivoAho

rro

SOLUCIÓN AL PROBLEMA: GARANTÍA AL T&D DE GN

ClienteFinal

Eléctrico

GarantizaIngresos

Transportistade Gas

OptimizaDiseño,ReduceRiesgo

Se obtieneFinanciamiento

económico

MínimaTarifa

Transporte

GeneradorEléctrico

(intermediarioenergético)

MenorTarifa

Eléctrica

Preciodel Gas

Económico

BeneficioMayor que

Costos

Documents

PRINCIPIOS ECONÓMICOS DEL SECTOR DE GAS NATURAL · PRINCIPIOS ECONÓMICOS DEL SECTOR DE GAS NATURAL ENERGÍA - FUENTES Calor Iluminación Fuerza ... • El 90% del transporte de