PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DEL PERÚ
ESCUELA DE POSGRADO
“PROPUESTA DE ACCESO A LA ENERGÍA PARA POBLADORES
ALEDAÑOS AL GASODUCTO DE TRANSPORTE DEL GAS NATURAL
DE CAMISEA - PERÚ”
Tesis para optar el grado de Magíster en Regulación de Servicios
Públicos
AUTOR
HUGO A. TALAVERA HERRERA
ASESOR
RAÚL GARCIA CARPIO
LIMA – PERÚ
2015
RESUMEN DE LA TESIS
Hugo Alfonso Talavera Herrera
Maestría en Regulación de Servicios Públicos
Propuesta de acceso a la energía para pobladores aledaños al gasoducto de transporte del gas
natural de Camisea
La presente tesis tiene como objetivo proponer una alternativa de acceso a la
energía para los pobladores aledaños al recorrido del gasoducto de transporte del
gas natural de Camisea, quienes, a pesar de haber transcurrido más de 10 años
del uso de este energético y de su cercanía al gasoducto de transporte, no se han
beneficiado de ninguna forma con este recurso, debido a la inviabilidad de
proyectos de gas natural, al estar constituidos en zonas de extrema pobreza, de
poca cantidad poblacional y de condiciones de vida afectada por las bajas
temperaturas, entre otros factores.
Para dicho efecto se plantea el acceso comunitario a los beneficios del gas
natural, con el fin de generar un punto común, en el cual la población cuente con
agua caliente para su higiene, el lavado de prendas, con cocinas comunitarias en
base al gas natural, así como un ambiente común a temperatura confort, para
estudios y/o reuniones de coordinación de sus comunidades. Asimismo, esto
sería la base para que otros servicios indispensables se logren de manera
posterior o inmediata, tal como la generación eléctrica con un grupo electrógeno a
gas natural y con ello el acceso a internet, la televisión, la capacitación nocturna u
otros beneficios que puedan generarse a través de dicho punto común.
Para ello es necesario identificar los puntos de suministro comunitario, los cuales
partirían de las válvulas de bloqueo existente, diseñados para el sistema de
transporte de gas natural y que se encuentran ubicadas a lo largo del mismo. Por
otro lado, diseñar, construir y operar los centros comunitarios de acceso a la
energía, así como optimizar el mecanismo técnico - tarifario del gas natural y
plantear la participación de una Asociación Pública - Privada (APP) para dar
sostenibilidad y eficiencia en la operación; y por último, también se propone el
financiamiento completo a través del FISE, por ser un tema de inclusión social y
de ayuda a los más necesitados.
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DEDICATORIA
Dedico esta tesis a mi madre Elsa y mis hermanos Jaime, Manuel, Marco Antonio,
Janeeth y Rubí; a mi esposa Kelly y mis adorados hijos Nicole, Stephanie y
Huguito; a mis colegas del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y
Minería – OSINERGMIN; a los profesores de posgrado de la Maestría de
Regulación de Servicios Públicos de la Pontificia Universidad Católica del Perú -
PUCP, y a todos los interesados en la mejora y desarrollo del suministro de gas
natural para todos nuestros compatriotas, sobre todo para quienes necesitan
energía en los climas extremadamente fríos de nuestra serranía.
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AGRADECIMIENTO
Agradezco primero a Dios por todas aquellas acciones que han guiado el rumbo
de mi vida.
En segundo lugar a mi señora madre, sin quien no hubiera sido posible haber
llegado hasta donde estoy y quien me ha inculcado todo lo necesario para
alcanzar mis objetivos sin pasar por encima de mis principios y valores.
Asimismo quiero agradecer a mi esposa por su paciencia y su comprensión en
tantas largas horas de estudio y de clases.
A mis hijos, por haber tomado parte de su tiempo que con todo derecho les
corresponde.
Agradezco a todos los profesores de posgrado de la Maestría de Regulación de
Servicios Públicos de la Pontificia Universidad Católica del Perú, por haber
compartido sus conocimientos y experiencias conmigo y en especial al Magister
Raúl García Carpio por haber aceptado ser el asesor de mi tesis.
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INDICE
Índice de gráficos ................................................................................................. 7
1 CAPITULO I.- El problema de investigación. .............................................. 8
2 CAPITULO II.- Revisión de la literatura sobre acceso a la energía. .......... 8
2.1 El acceso a la energía a nivel internacional ........................................ 8
2.2 Alternativas tecnológicas para el acceso .......................................... 10
2.3 Instrumentos para el acceso y conflictos de objetivos .................... 13
2.4 Problemática del acceso rural en el Perú .......................................... 17
2.5 Problemática del transporte de gas natural en el Perú .................... 18
2.6 El proyecto de Camisea ....................................................................... 20
2.7 Fondo de Inclusión Social - Energético: FISE ................................... 26
3 CAPITULO III.- Objetivos. ........................................................................... 27
3.1 Objetivos ............................................................................................... 27
3.1.1 Objetivo general .............................................................................. 27
3.1.2 Objetivos específicos ...................................................................... 27
4 CAPITULO IV.- La Propuesta. ..................................................................... 27
4.1 Definiciones:......................................................................................... 27
4.2 Diseño Técnico ..................................................................................... 28
4.2.1 Punto comunitario de suministro: .................................................... 28
4.2.2 Determinación de los puntos comunitarios de suministro: .............. 33
4.2.3 Sistema de almacenamiento: .......................................................... 34
4.2.4 Sistema comunitario de suministro: ................................................ 36
4.2.5 Bosquejo del diseño planteado: ...................................................... 39
4.3 Diseño Económico ............................................................................... 39
4.3.1 Estructura Tarifaria: ........................................................................ 44
4.3.2 Flujo de caja y VAN de la propuesta: .............................................. 48
Pág. 5
4.3.3 Beneficios de la propuesta: ............................................................. 52
5 CAPITULO V.- Análisis de resultados. ...................................................... 52
6 CAPITULO VI.- Conclusiones y recomendaciones. ................................. 54
Conclusiones: ................................................................................................. 54
Recomendaciones: ......................................................................................... 55
7 BIBLIOGRAFÍA. ........................................................................................... 56
8 ANEXOS. ...................................................................................................... 58
8.1 Anexo 1.- Equivalencia GLP vs Gas Natural:..................................... 58
8.2 Anexo 2.- Cálculo de la densidad del Gas Natural: ........................... 60
8.3 Anexo 3.- Ubicación geográfica de las válvulas de bloqueo: .......... 62
8.4 Anexo 4.- Manual de Operaciones: ..................................................... 78
8.5 Anexo 5.- Las Reservas de gas natural en el Perú y el Mundo: ....... 85
Pág. 6
Índice de gráficos
Gráfico N° 1.- Costos de transporte de gas natural y petróleo. ..................... 11
Gráfico N° 2.- Costos medios de transporte de gas natural para demandas
pequeñas............................................................................................................. 11
Gráfico N° 3.- Proyecto del gasoducto del Mercosur. ..................................... 13
Gráfico N° 4.- Diseño del fondo unificado de acceso universal a la energía. 16
Gráfico N° 5.- Ubicación de Camisea. ............................................................... 21
Gráfico N° 6.- Estructuración del Gas Natural de Camisea en el Perú. ......... 22
Gráfico N° 7.- Recorrido de los ductos del proyecto Camisea. ...................... 23
Gráfico N° 8.- Dimensiones del gasoducto de Camisea. ................................ 23
Gráfico N° 9.- Consumo de las reservas de Camisea. .................................... 25
Gráfico N° 10.- Válvula de bloqueo del gasoducto de Camisea. .................... 29
Gráfico N° 11.- Bridas de la válvula de bloqueo. ............................................. 29
Gráfico N° 12.- Brida abierta de la válvula de bloqueo. .................................. 30
Gráfico N° 13.- Venteo en la brida abierta de la válvula de bloqueo. ............. 30
Gráfico N° 14.- Válvulas de alivio. ..................................................................... 31
Gráfico N° 15.- Poblado Libertadores – Válvula TGP (vista A). ...................... 31
Gráfico N° 16.- Poblado Libertadores – Válvula TGP (vista opuesta A). ....... 32
Gráfico N° 17.- Poblado San Felipe – Válvula TGP (vista B). .......................... 32
Gráfico N° 18.- Poblado San Felipe – Válvula TGP (vista opuesta B). ........... 33
Gráfico N° 19.- Válvula de Bloqueo de TGP. .................................................... 33
Gráfico N° 20.- Partes del sistema de almacenamiento. ................................. 36
Gráfico N° 21.- Localización de área y derecho de vía. ................................... 37
Gráfico N° 22.- Bosquejo del diseño planteado. .............................................. 39
Gráfico N° 23.- Porc. de variación del precio del GN en boca de pozo. ........ 43
Gráfico N° 24.- Porc. de variación del precio del GN en boca de pozo. ........ 44
Gráfico N° 25.- Componentes del gasto mensual en GN. ............................... 45
Gráfico N° 26.- Estructura actual del sistema convencional. ......................... 48
Gráfico N° 27.- Estructura propuesta. .............................................................. 48
Pág. 7
1 CAPITULO I.- El problema de investigación.
El acceso al gas natural en el Perú para consumo residencial ha sido
limitado, existiendo algunas alternativas como el GNC, pero no se han
beneficiado grupos como los que existen a lo largo del recorrido del
gasoducto, donde existen poblados con condiciones extremas de vida, tanto
económica como climática, que no tienen acceso a los beneficios del gas
natural y quienes son los que más lo necesitan.
Uso del gas natural con inclusión social, para pequeños poblados aledaños
al recorrido del gasoducto de transporte de manera económica y comunitaria,
contribuyendo a la mejora de las condiciones de vida de la población, dando
acceso al recurso a quienes solo han visto pasar el gas natural desde Cusco
hacia Lima e Ica.
Es importante porque la investigación permitirá beneficiar a muchas familias
de extrema pobreza y/o condiciones desfavorables de frio extremo, con una
propuesta innovadora, optimizando costos de inversión, operación y
mantenimiento, así como la estructura tarifaria en beneficio de dichas
poblaciones.
En este contexto se plantea: ¿Es posible proponer una alternativa de acceso
a la energía a los pobladores de los pequeños poblados aledaños al
recorrido del gasoducto de transporte del gas natural de Camisea - Perú?
2 CAPITULO II.- Revisión de la literatura sobre acceso a la energía.
2.1 El acceso a la energía a nivel internacional1
De acuerdo a la International Energy Agency - IEA (2011), en el año 2009
cerca de 1,300 millones de personas, equivalente al 20% de la población
mundial, no tenían acceso a la electricidad y cerca de 2,700 millones de
personas no tenían servicios modernos de energía para cocinar sus
alimentos. La mayor cantidad de esta población se ubicaba en África y Asia
Oriental y principalmente en las zonas rurales, tanto para el caso de la falta
de acceso a electricidad (un 85%) como para los que no poseían servicios
modernos de energía para cocinar (un 81%).
1 Esta sección se basa en Quintanilla, E., Vásquez, A.; García, R.; Salvador, J. y D. Orosco (2012). Acceso a la Energía
en el Perú: Algunas Opciones de Política. Documento de Trabajo No 29, Oficina de Estudios Económicos – OSINERGMIN,
Perú.
Pág. 8
Asimismo, en los años recientes se ha llegado a cierto consenso sobre la
necesidad de garantizar el acceso a la energía a toda la población como un
derecho universal (OECD- IEA 2010, 2011). La cumbre mundial de
desarrollo sostenible reconoció como objetivo prioritario el acceso a la
energía entre los objetivos WEHAB (Water, Energy, Health, Agriculture,
Biodiversity). Incluso la Organización de Naciones Unidas - ONU (2010) ha
propuesto que para el año 2030 se garantice el acceso a la energía limpia a
toda la población mundial. El rol de los Estados es identificar los
instrumentos más adecuados para lograr este objetivo, el cual se sustenta
principalmente en los efectos que tiene el acceso a la energía en términos
de reducir la desigualdad e incrementar el desarrollo de las capacidades
humanas de los ciudadanos. Esto nos hace reflexionar sobre la importancia
del acceso igualitario a la energía y el desarrollo y ver el objetivo final: “es
conveniente discutir las razones que justificarían que los Estados inviertan
en al acceso universal a la energía”, situación a la que, siguiendo a la IEA
(2011), podría llegarse cuando todos los hogares tengan un acceso
confiable y asequible a facilidades para cocinar, una primera conexión
eléctrica y luego un creciente nivel de consumo de electricidad que con el
tiempo llegue a la media regional.
En un contexto de crecimiento económico y altos niveles de desigualdad
como se observa en el caso peruano se justifican no sólo las políticas de
redistribución directa de ingresos, sino de políticas más generales orientadas
a mejorar las oportunidades económicas de la población que se encuentra
en condiciones de pobreza, mejorando sus condiciones de vida y
potencialidades y contribuyendo a la sostenibilidad del crecimiento
económico en un entorno de mercado. En este sentido, el acceso a la
energía y otros servicios básicos puede contribuir de forma importante a la
igualdad de oportunidades, contribuyendo al desarrollo de capacidades en la
población a través de la mejora de la calidad de vida, lo que se reflejará en
una mayor capacidad de generación de ingresos y mejora en los indicadores
de desarrollo del país.
Pág. 9
2.2 Alternativas tecnológicas para el acceso
Existen diversas opciones tecnológicas de acceso a los energéticos, una de
ellas es la ampliación de la red de distribución de gas natural y la
construcción de nueva infraestructura de transporte por ductos así como los
ramales desde los nuevos yacimientos, pero para que los ductos
tradicionales tengan costos accesibles se requiere normalmente de niveles
de demanda importantes, pues de lo contrario el gas natural dejaría de ser
un combustible competitivo respecto a los derivados del petróleo. Asimismo,
una segunda opción para zonas cercanas a la infraestructura ya existente es
el uso del gas natural comprimido (GNC) donde los costos unitarios son
menores para pequeñas distancias en las cuales se pueden aprovechar las
economías de escala generadas por la tecnología de compresión del gas.
Una tercera opción es llevar gas natural licuado desde el sur de Lima bajo
algún acuerdo con el consorcio de la planta de Gas Natural Licuado (LNG
por sus siglas en inglés) a algunos puntos de almacenamiento y
regasificación en determinadas regiones. También existe una alternativa
todavía no discutida referida al uso de la tecnología Gas To Liquids (GTL).
En el gráfico Nº 1 del estudio muestra los costos de transporte de las
principales alternativas tradicionales pudiendo apreciarse que la
conveniencia de una u otra depende de la magnitud de las distancias a ser
recorridas.
Pág. 10
Gráfico N° 1.- Costos de transporte de gas natural y petróleo.
Asimismo en el gráfico Nº 2 del estudio se muestra los costos de transporte
cuando se analizan las opciones de llevar gas natural a zonas con
demandas no tan grandes:
Gráfico N° 2.- Costos medios de transporte de gas natural para
demandas pequeñas.
Pág. 11
Iriza y De Moya (2010) 2 discuten los criterios de selección entre los
diferentes medios de transporte del gas natural como son los gasoductos y
los buques metaneros. Realizaron el análisis de las limitaciones que
presentan los medios de transporte, partiendo de las ventajas y desventajas
que brindan cada uno. Además de ello realizaron una serie de
comparaciones en donde se ven reflejados aspectos ambientales, políticos y
económicos que son importantes a la hora de escoger el medio para el
transporte del gas. También indican que respecto al diseño y posterior
construcción de un gasoducto, debe tomarse en cuenta la distancia y las
elevaciones que tomará el ducto a lo largo del recorrido, por medio de un
estudio de la ruta, ya que mientras más larga sea la distancia a la que se
desea llevar el gas natural y las condiciones de elevación del terreno sean
más irregulares, las instalaciones del gasoducto serán más complejas. De
igual manera, los gasoductos como cualquier otra instalación, necesitan
cada ciertos periodos de tiempo, operaciones de mantenimiento, para el
buen funcionamiento y durabilidad del mismo. Todas estas consideraciones
están directamente relacionadas con los costos que pueda generar la
inversión en la construcción de estos sistemas de transporte.
La instalación de un gasoducto es rentable cuando la distancia que hay
desde el punto de partida y el punto de destino para transportar el gas a
venta no es prolongada y siempre y cuando la demanda en el consumo lo
justifique. A lo largo del gasoducto se ubican estaciones de compresión que
requieren de una inversión significativa, por lo que mientras más largo sea el
gasoducto, más se invertirá en dichas estaciones, y el costo del gasoducto
será más elevado.
Finalmente presentan como conclusiones que los gasoductos son una
alternativa de transporte ideal para el transporte del gas a venta a distancias
relativamente cortas y donde la complejidad del terreno no se vea tan
marcada.
2 Esta sección se basa en Astrid Valentina Iriza Rivera y Ana Carolina De Moya De La Hoz: Evaluación de los diferentes
criterios de selección entre Gasoductos y Buques Metaneros para el transporte del Gas Natural. Trabajo De Grado.
UNIVERSIDAD DE ORIENTE (Barcelona). Año 2010. Disponible en
http://ri.biblioteca.udo.edu.ve/bitstream/123456789/2806/1/080-TESIS.IQ.pdf.
Pág. 12
Asimismo las autoras comentan respecto al proyecto del gasoducto del
Mercosur que uniría Venezuela, Brasil, Uruguay y argentina, señalando que
se tiene una visión de este proyecto en estudio considerando los aspectos
sociales, económicos, ambientales y políticos. También se hace énfasis en
el caso de no elegir la construcción del gasoducto sino que se envié el gas
natural por medio de un buque metanero, tomando en cuenta de igual
manera todos los aspectos para elegir dicho medio.
Gráfico N° 3.- Proyecto del gasoducto del Mercosur.
Fuente: Astrid Valentina Iriza Rivera y Ana Carolina De Moya De La Hoz
Los costos de transporte del gas aumentan en relación al incremento de la
distancia recorrida hasta los puntos de llegada.
En el transporte del gas a venta se producen pérdidas de energía, las cuales
deben ser aprovechadas de la mejor manera para la reducción de los costos
de transporte.
Para el transporte del gas natural por gasoductos, las pérdidas de presión se
compensan instalando a lo largo de la línea de tubería estaciones de
compresión, mientras que para los buques metaneros, el gas natural licuado
que se evapora en los tanques, se aprovecha como combustible.
2.3 Instrumentos para el acceso y conflictos de objetivos
Los instrumentos que podrían usarse para lograr metas de acceso a la
energía tomando en cuenta sus posibles ventajas y desventajas,
incluyéndose la discusión de un fondo de acceso integral a la energía, ha
Pág. 13
generado un debate en el Perú, principalmente, sobre la naturaleza del tipo
de acceso que se quiere garantizar y los costos que ello puede traer para la
sociedad en su conjunto. El debate ha motivado que se establezcan
objetivos tales como el “acceso universal” a fin de garantizar que los
ciudadanos tengan acceso a la energía, aunque sea de forma limitada y con
una calidad inferior. El mandato de acceso universal, por ejemplo, ha
motivado políticas en el sector telecomunicaciones que estimulen la
instalación de teléfonos públicos en los poblados alejados. En cambio, el
“servicio universal” es entendido como una situación bajo la cual los
consumidores poseen el servicio de manera individual y personalizada en
condiciones de calidad y precio de acuerdo a sus preferencias, y está
asociado a una etapa de desarrollo maduro de la industria energética.
Por otro lado se menciona respecto a que en el diseño de las tarifas de
servicios públicos se pueden tener diferentes objetivos, algunos de los
cuales pueden entrar en potencial conflicto con el objetivo clásico
considerado en la teoría de la regulación estándar que refiere a la “eficiencia
económica” (i.e., que cada usuario pague los costos unitarios que requiere la
provisión del servicio). Por ejemplo, se suele considerar como objetivo
deseable del diseño tarifario la “equidad” (e.g., que se considere el acceso
igualitario de los consumidores al uso del servicio)3y el autofinanciamiento4.
El conflicto entre los objetivos de eficiencia y equidad puede aparecer si en
una industria de tamaño reducido o para un número de consumidores
limitado, los costos de los diferentes tramos de la red no se repartieran
adecuadamente entre los usuarios que hacen efectivamente uso de estos.
A nivel conceptual, el estudio señala que debe tenerse en cuenta que un
sistema tarifario bien diseñado, que incluso no tenga consideraciones de
3 De acuerdo a Quintanilla, E., Vásquez, A.; García, R.; Salvador, J. y D. Orosco (2012). Acceso a la Energía en el Perú:
Algunas Opciones de Política. Documento de Trabajo No 29, Oficina de Estudios Económicos – OSINERGMIN, Perú. El
concepto de equidad tiene diferentes interpretaciones en la literatura económica. Por un lado, la equidad puede ser vista en
un sentido relativo, por ejemplo, que los usuarios de mayores ingresos asuman una mayor proporción de los costos de
ofrecer el servicio por parte de un concesionario regulado, lo cual se puede introducir mediante cambios en las funciones
de bienestar social con el uso de ponderadores asociadas a los niveles de ingreso de los consumidores (un dólar gastado
por un consumidor pobre en el servicio pesa más que un dólar gastado por un consumidor rico), tal como propone Feldstein
(1972). Por otro lado, la equidad también puede entenderse en sentido absoluto, por ejemplo que los usuarios accedan al
servicio sin importar su nivel de ingresos (tal como se cita en el texto principal) independientemente de que ellos puedan
pagar o no por el servicio.
4 Se puede consultar un análisis de estos posibles conflictos en Gallardo (1999) y una discusión más detallada en cuanto al
diseño de tarifas en Navajas y Porto (1990)
Pág. 14
equidad explícitas, tiene efectos positivos sobre el acceso al servicio. Así, es
posible diseñar diferentes esquemas tarifarios que busquen maximizar el
bienestar (medido como la suma del excedente de los consumidores y
productores5 en un mercado determinado) y comparar sus resultados entre
sí. Un esquema tarifario más eficiente reduce la pérdida de eficiencia social
asociada a niveles de producción diferentes a los vinculados con la venta al
costo marginal, los cuales muchas veces no son factibles en las industrias
con características de monopolio natural tales como el transporte y la
distribución de gas natural. Esta reducción de la ineficiencia social suele
estar asociada con el incremento en el acceso de los consumidores al
servicio.
Así, en el caso de un monopolio natural que produce un solo producto, pero
donde se puede aplicar un esquema de discriminación de precios de tercer
grado, se pueden implementar tarifas del tipo Ramsey - Boiteux6 donde se
carga un mayor precio a los usuarios que exhiben una menor sensibilidad en
su consumo ante cambios en los precios (i.e., menor elasticidad - precio de
la demanda7). Este esquema busca que todos los costos de la empresa
sean recuperados en el sistema tarifario (maximiza el “bienestar” sujeto a la
restricción que los ingresos obtenidos por la empresa regulada sean iguales
a los costos) y elimina los problemas asociados a la necesidad de subsidios
si vendiera cobrando los costos marginales. En algunos casos, sin embargo,
los usuarios con menor elasticidad, es decir los que tienen menos opciones
de sustituir el producto, pueden ser en muchos casos los más pobres. Ello
genera críticas a este criterio8.
5 El excedente del consumidor se define como la diferencia entre lo máximo que está dispuesto a pagar un consumidor por
un bien (precio de reserva) y lo que efectivamente paga. El excedente del productor se define como la diferencia entre el
precio de un bien y el costo marginal de cada unidad producida.
6 Al resolver el problema de maximización del bienestar estándar con la restricción de equilibrio financiero (restricción de
participación) sin considerar restricciones de compatibilidad de incentivos (asociados con la información asimétrica que
tiene el regulador respecto a la empresa regulada), se llega a la siguiente fórmula: pi(qi)-CMi(q) / pi(qi) = -λ / (1+λ) x 1/ei,
donde λ es el multiplicador de Lagrange de la restricción que la firma no debe incurrir en pérdidas (equilibrio
financiero),CMi(q) representa el costo marginal de qi y ei la elasticidad - precio de la demanda. La fórmula indica que la
desviación porcentual del precio respecto al costo marginal para el bien i debe ser inversamente proporcional al valor
absoluto de la elasticidad de la demanda en el mercado i (ver capítulo 3 de Berg y Tschirhart, 1988).
7 La elasticidad - precio de la demanda es una medida de la sensibilidad de la cantidad demanda de un bien ante un
cambio en su precio, manteniendo constantes todas las demás variables que afectan a la cantidad demandada
8 Un modelo que utiliza el esquema de Ramsey pero que incorpora explícitamente consideraciones de equidad es el
planteado por Feldstein (1972) donde se introducen ponderaciones en el excedente de los consumidores para considerar
las diferencias en la utilidad marginal del ingreso.
Pág. 15
El Gráfico Nº 4 un esquema de la conceptualización del fondo de
masificación de energía partiendo de la unificación de las fuentes de
ingresos. La forma como se determinaría el uso de los recursos recaudados
por el Fondo debería incluir el uso de criterios que busquen la optimización
del uso de los recursos teniendo en cuenta el impacto esperado en la
población objetivo.
Gráfico N° 4.- Diseño del fondo unificado de acceso universal a la
energía.
Fuente: Quintanilla, E., Vásquez, A.; García, R.; Salvador, J. y D. Orosco (2012)
Por otro lado el estudio narra las experiencias internacionales sobre el
fomento del acceso y uso de la energía en Sudamérica como referentes
importantes para la experiencia peruana, describiendo los avances
alcanzados en el caso Argentino, Colombiano, Uruguayo y El Salvador.
En una segunda parte del estudio se presenta un diagnóstico del acceso a
los diferentes energéticos en el Perú y se discuten los instrumentos
utilizados y evalúan las políticas de acceso en el Perú, incluyéndose la
iniciativa recientemente aprobada por el gobierno peruano sobre la creación
del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE).
En los comentarios finales el estudio precisa también algunos elementos que
deben tenerse en cuenta para mejorar las políticas de acceso a la energía
como la necesidad de un enfoque integral, así como de evaluar la magnitud
Pág. 16
de las metas establecidas y generar información en base a estudios de
demanda, perfiles de consumo, mejorar estimaciones de costos de los
combustibles alternativos e incluir aspectos medioambientales.
2.4 Problemática del acceso rural en el Perú
El Perú tiene 1´294,000 km2 aproximadamente y administrativamente está
dividido en: 25 Regiones, 194 Provincias, 1,828 distritos y 70,000 centros
poblados de los que el 90% son rurales con menos de 300 habitantes9.
Según el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), para el año
2013 en el Perú existía 8 millones de hogares de los cuales el 76%
corresponden a hogares en el área urbana y el 24% viviendo en áreas
rurales, en condiciones bastante difíciles:
• Dispersión geográfica de las comunidades.
• Baja densidad de la población. Migración a la ciudad.
• Bajo nivel educativo.
• Pobreza y extrema pobreza.
• Alta vulnerabilidad a los cambios de tiempo y clima
• Mal alineamiento entre aptitudes y ocupaciones.
• Insalubridad y mínima infraestructura de servicios públicos.
• Integración limitada a las cadenas productivas.
• Alto costos de producción y acceso limitado a fuentes de
financiamiento.
Por otro lado, el INEI define el área rural y los criterios de agrupación y
selección, de la manera siguiente:
Área rural.
Es el territorio integrado por los centros poblados rurales y que se extienden
desde los linderos de los centros poblados urbanos hasta los límites del
distrito.
Centro poblado rural.
9 Esta sección se basa en Villanueva: Acceso universal a las Tecnologías de la Información y la Comunicación en las
zonas rurales del Perú - Tesis para optar el Grado de Magíster en Regulación de los Servicios Públicos - PUCP
Pág. 17
Es aquel que no tiene más de 100 viviendas contiguamente ni es capital de
distrito; o que teniendo más de 100 viviendas, éstas se encuentran dispersas
o diseminadas sin formar bloques o núcleos.
Asimismo señala que en la exposición de motivos del DS 024-2008-MTC se
introduce la definición de área rural, acorde con el Anexo al Capítulo 14 –
Telecomunicaciones - del Acuerdo de Promoción (APC) suscrito por el Perú
con los Estados Unidos de América, que extiende lo expresado en el párrafo
anterior:
“Se propone considerar como área rural a los centros poblados que cumplan
con las siguientes condiciones:
• No formen parte de las áreas urbanas según el INEI.
• Cuenten con una población de menos de 3000 habitantes, según el
censo poblacional del INEI o su proyección oficial, de ser ésta más
reciente.
• Escaso de servicios básicos, entendiéndose por estos a las capitales
de provincia o distrito que carezcan al menos de un servicio público
de telecomunicaciones esencial.
Un “lugar de preferente interés social” es tal si pertenece al grupo de
“distritos considerados en el quintil 1, quintil 2 o quintil 3 de acuerdo con el
mapa de la pobreza publicado por el Fondo de Cooperación para el
desarrollo Social – FONCODES y que no se encuentren en la definición de
área rural… (y) cumpla con algunos de los supuestos previstos”.
2.5 Problemática del transporte de gas natural en el Perú
Es evidente que a estas alturas Camisea, ya presenta serios problemas en
el transporte y suministro de Gas Natural10, tenemos que en la actualidad el
gas de Camisea, sólo está disponible en los departamentos de Lima e Ica.
Así mismo, señala el autor que la gran preocupación actual en la industria
del Gas Natural, está enfocada en la capacidad del transporte por ello cabe
preguntarse ¿Cuál es el problema al que el demandante de gas se enfrenta
en la actualidad? Podríamos decir que son dos distintos (i) ¿Existe o no
10 Esta sección se basa en Luis Alberto Sarango Seminario (2010) - CONTROL O NO CONTROL DE FUSIONES EN LA
INDUSTRIA REGULADA: Extendiendo el caso del Sector Eléctrico al Mercado de Gas Natural - Tesis para optar el Grado
de Magíster en Regulación de los Servicios Públicos - PUCP
Pág. 18
suficiente capacidad de producción? y (ii) ¿Hay o no hay suficiente
capacidad en el transporte?
Por otro lado señala el autor, que podemos decir que un problema a corto,
mediano y largo plazo es la capacidad en el transporte, se sabe que el
gasoducto construido por Transportadora de Gas del Perú (TGP) presenta
problemas en su tramo selva y sierra, sin embargo, quienes compran gas
para la industria o para la producción eléctrica no necesitan el gas de forma
inmediata, sino que adquieren el bien obligándose a pagar un monto fijo por
el cargo denominado reserva de capacidad, ello implica que pagan por el
bien, lo usen o no lo usen. A este tipo de compra también se le denomina
suministro de gas de tipo firme muy usada por el sector industrial y eléctrico.
Por otro lado, el autor describe que debido a que los sistemas de transporte
de hidrocarburos por ductos (gas natural, principalmente) constituyen
monopolios naturales, se requieren establecer condiciones imparciales y
neutrales para el acceso al servicio, de modo tal que se garantice la
competencia, es decir el acceso abierto.
Asimismo señala que La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece que la
distribución de gas por red de ductos es un servicio público debido que su
objeto es llegar a una masa de usuarios (consumidores finales), los cuales
en su mayoría deberían ser residenciales. Por el contrario, el transporte de
hidrocarburos por ductos no recibe tal calificación, puesto que solo usuarios
con altos volúmenes de consumo pueden acceder a la red principal, es decir
los consumidores independientes.
El Acceso Abierto es una obligación impuesta por el Estado al Concesionario
en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, que exige el
cumplimiento de principios, como tratamiento equitativo, publicidad,
transparencia, libre concurrencia, entre otros. Sin embargo, también se
precisa que en casos de concesiones otorgadas vía licitaciones o concursos,
podrán establecerse restricciones al acceso, por razones de promoción, y
por períodos determinados (concurrencia limitada).
Sin embargo, existe una restricción legal al libre acceso la misma que está
prevista en el segundo artículo del Decreto Supremo Nro. 018- 2004 EM,
Pág. 19
debido a que le otorga a TGP, exclusividad en el transporte de gas natural
del lote 8811.
Asimismo el autor señala que existe la Ley denominada Ley de
Descentralización del acceso al consumo de gas natural Ley 28849,
recomienda a quienes explotan el Gas Natural ver la posibilidad de reducir
los precios de este recurso para los consumidores de provincias fuera de
Lima y Callao, dejando la posibilidad de una decisión unilateral de las
empresas de rebajar o no el precio del hidrocarburo. Entiéndase esta
medida como posibilidad de incentivo para el uso del Gas natural para el
desarrollo de la industria en las provincias del Perú.
2.6 El proyecto de Camisea
El Gas Natural en el Perú proviene principalmente de los reservorios
ubicados en la zona de Camisea, que se encuentra a unos 500 kilómetros al
este de la ciudad de Lima, capital del Perú, en la vertiente oriental de la
cordillera de los Andes, en el departamento del Cusco. Está situada en el
valle del Bajo Urubamba12.
11 Segunda- Restricciones al libre acceso.- durante los 10 primeros años contados a partir en la puesta en operación
comercial de la concesión otorgada mediante Resolución Suprema Nro. 101- 2000 EM, toda capacidad de la red de
transporte del concesionario deberá ser destinada a transportar el gas natural producido por el productor titular del Contrato
de Licencia para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos del lote 88 , Camisea (…)
12 Talavera Herrera, Hugo Alfonso (2010) – OBTENCIÓN DE GAS NATURAL LICUADO PRESURIZADO: GNLP -
Tesis para optar el Grado de Maestro en Ciencias en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural - UNI
Pág. 20
Gráfico N° 5.- Ubicación de Camisea.
Fuente: Ipega – mayo 2010
Las reservas de Camisea son de gran importancia para todos los peruanos
pues tienen el potencial de reducir las importaciones de energía, mejorar la
posición de la balanza de pagos, reducir los precios de la electricidad, crear
nuevos puestos de trabajo, atraer nuevas industrias al país y generar una
cantidad significativa de ingresos por tributación.
La producción cuenta con un contrato de licencia, en el cual el estado otorga
el derecho de explorar y/o explotar el hidrocarburo, recibiendo a cabo una
contraprestación llamada regalía.
Por otro lado, el accionariado que conformaba la cadena de gas natural en el
Perú, se encontraba distribuido de la siguiente manera:
Pág. 21
Gráfico N° 6.- Estructuración del Gas Natural de Camisea en el Perú.
Fuente: elaboración del autor. Dic. - 2010
Asimismo, recopila un mapa del sistema de transporte para darnos una idea
de que el gasoducto de transporte pasa por diferentes poblaciones de
extrema pobreza desde cusco hasta Ica y Lima:
YACIMIENTOS
LOTE 88 / 56
FRACCIONAMIENTO
ICA
LICUEFACCION
MELCHORITA
DISTRIBUCION
LIMA
EXPLORACION / PRODUCCION:
PLUSPETROL (Operador) 2.2%
PLUSPETROL CAMISEA 25.0%
HUNT OIL 25.2%
SK CORPORATION 17.6%
REPSOL 10.0%
SONATRACH 10.0%
TECGAS 10.0%
TRANSPORTE:
TECGAS 23.60%
HUNT OIL 22.38%
SONATRACH 21.18%
PLUSPETROL 12.38%
SK CORPORATION 11.19%
SUEZ-TRACTEBEL 8.07%
GRAÑA Y M. 1.20%
EXPORTACION:
HUNT OIL 50.0%
REPSOL 20.0%
SK CORPORATION 20.0%
MARUBENI 10.0%
DISTRIBUCION - CALIDDA:
ASHMORE ENERGY INTERNAT.
AEI 60.00%
PROMIGAS 40.00%
(52.9% de PROMIGAS pertenece
al grupo AEI)
GAS NATURAL CAMISEA
PLANTA
MALVINAS - CUSCO
GAS
SECO
FRACCIONAMIENTO:
(Son los mismos Accionistas de
Exploración / Producción).
CHIQUINTIRCA
LIQUIDOS
GAS
GAS
GAS
HUMEDO
DISTRIBUCION
ICA
DISTRIBUCION - CONTUGAS:
EMPRES. ENERGÍA DE BOGOTÁ
EEB 75.00%
TRANSP. DE GAS DEL INTERIOR
TGI 25.00%
GASODUCTO
SURANDINO
TRANSPORTE - KUNTUR:
KUNTUR TRANSPORT. DE GAS
KUNTUR 49.00%
ODEBRECHT Y PETROBRAS
OyP 51.00%
GAS
GAS
HUMAY
Pág. 22
Gráfico N° 7.- Recorrido de los ductos del proyecto Camisea.
Fuente: TGP
El Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate, está
constituido por un ducto de 729.30 Km. de longitud aproximada, estructurado
de la siguiente forma:
• Un primer tramo de 208.10 Km. de longitud, con un diámetro de tubería
de 32” (pulg.).
• Un segundo tramo de 309.76 Km. de longitud, con un diámetro de
tubería de 24” (pulg.).y
• Un tramo final de 211.40 Km. de longitud, con un diámetro de tubería de
18” (pulg.).
El recorrido de la línea de transporte es desde el campamento de Malvinas
en la Selva del departamento del Cusco, hasta el City Gate en Lurín-Lima.
Tal como se muestra en la siguiente figura:
Gráfico N° 8.- Dimensiones del gasoducto de Camisea.
Fuente: Latin Energy
Pág. 23
Los contratos sobre los servicios públicos utilizan el esquema BOOT (Build,
Own, Operate, Transfer) lo que significa: construir, ser propietario, prestar el
servicio y finalmente transferir al Estado la propiedad de los bienes de
Concesión.
En la actualidad los concesionarios que se encuentran operando son los que
se muestran a continuación:
La concesión de transporte de gas natural hacia el sur del Perú fue
entregada a la empresa Kuntur, respecto a la cual se resolvió el contrato
siendo otorgado al Consorcio Gasoducto Sur Peruano (GSP) conformado
por ODEBRECHT y Enagás. El Proyecto contempla la construcción y
posterior operación y mantenimiento del gasoducto con más de 1.000 km de
longitud, desde la zona de selva hasta la costa del Perú, y comprende el
reforzamiento del sistema de transporte de gas natural y líquidos existente,
impactando directamente en el desarrollo de las regiones de Cusco,
Arequipa, Moquegua, Puno, Apurímac y Tacna, sin embargo a la fecha no
se ha determinado quienes serían los concesionarios de la etapa de
Distribución de gas natural en los departamentos por donde pasará el
transporte:
Distribución en el dpto. de
Ica
Distribución:??
(Cusco
Arequipa, Puno
Moquegua)
Pág. 24
La Puesta en Operación comercial de los Sistemas de Transporte de Gas
Natural de Camisea al City Gate y del Sistema de Distribución de Gas
Natural por Red de Ductos en Lima y Callao se llevó a cabo el 20 de agosto
del 2004. Desde el año 2004 hasta enero del 2015 se han consumido
aproximadamente 2.5 TCF de los 12.5 TCF estimados de reservas probadas
de gas natural, es decir 20%:
Gráfico N° 9.- Consumo de las reservas de Camisea.
Fuente: Osinergmin
De acuerdo a las estadísticas de British Petroleum al 2010, el Perú tiene un
ratio R/P de 48 años, es decir los años que tendría gas natural al mismo
ritmo de producción y sin que aumentasen las reservas probadas. De
manera similar pero al 2012, de acuerdo a las estadísticas de British
Petroleum, el Perú tiene un ratio R/P de 27.9 años. La disminución del ratio
R/P es debido al inicio de la exportación del GNL en el año 2010 a casi la
mitad del horizonte inicial, sin embargo no resta la posibilidad de seguir
explorando y desarrollando pozos de gas natural con la finalidad de extender
dicho ratio.
Pág. 25
2.7 Fondo de Inclusión Social - Energético: FISE
El Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) se crea con la Ley N° 29852
en abril del 2012, con el propósito de llevar energía menos contaminante a
poblaciones más vulnerables en todo el país, a través de tres fines:
• La masificación del gas natural para viviendas y vehículos.
• La ampliación de la frontera energética utilizando energías renovables.
• La promoción para el acceso al GLP (balones de gas doméstico) en
los sectores vulnerables urbanos y rurales.
Los recursos económicos del FISE provienen de:
• Los grandes consumidores de electricidad.
• El servicio de transporte de gas natural (Gas de Camisea).
• La producción e importación de combustibles.
Con el dinero recaudado el FISE puede llevar a cabo la ejecución de sus
tres fines y también financiar proyectos energéticos adicionales, promovidos
por el Ministerio de Energía y Minas en beneficio de más peruanos.
El fondo está dirigido a personas que pertenecen al sector vulnerable del
Perú, ya sea en el sector rural o rural-urbano.
Cada uno de los tres fines del FISE poseerá un perfil específico de
beneficiario. Es decir, los requisitos para recibir el beneficio en la
masificación de gas natural pueden ser muy distintos a los que se
establezcan en la ampliación de frontera energética
Pág. 26
3 CAPITULO III.- Objetivos.
3.1 Objetivos
3.1.1 Objetivo general
Proponer una alternativa de acceso a la energía para los pobladores
aledaños al recorrido del gasoducto de transporte del gas natural de
Camisea.
3.1.2 Objetivos específicos
• Determinar los puntos comunitarios a lo largo del recorrido del
gasoducto de transporte de gas de Camisea - Perú.
• Evaluar la demanda potencial - efectiva y la accesibilidad de las
zonas aledañas a los puntos comunitarios.
• Determinar las características técnicas del suministro comunitario.
• Determinar la estructura tarifaria óptima del suministro
comunitario.
• Determinar los aspectos de mejora en las condiciones de vida de
las poblaciones aledañas.
4 CAPITULO IV.- La Propuesta.
4.1 Definiciones:
Considerando lo recogido en los antecedentes bibliográficos y en el marco
de referencia de la presente tesis se tiene como definiciones los siguientes
términos:
Punto de Acceso: Entendiéndose como el lugar físico donde se encuentran
las válvulas de bloqueo del gasoducto de transporte de gas de Camisea –
Perú con su respectivo bypass en diferentes puntos a lo largo del recorrido
del mismo.
Suministro Comunitario: Entendiéndose como el lugar físico que cuenta
con las facilidades para mejorar las condiciones de vida de las poblaciones
aledañas al recorrido del gasoducto de transporte de gas de Camisea – Perú.
Pág. 27
Acceso abierto: Es una obligación impuesta por el Estado al Concesionario
en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos.
Demanda potencial: Es la demanda que está en el área de influencia de los
puntos de acceso.
Demanda efectiva: Es la demanda que quiere el servicio y está dentro del
área de influencia, es decir los que estarían dispuestos a ir al suministro
comunitario.
MAPO: El gasoducto de transporte de gas natural de Camisea fue diseñado
para operar con una presión máxima en cabecera o de presión de operación
(MAPO) de 147 barg.
La presión mínima esperada: en el punto de entrega Lurín, establecido en
el contrato Boot es de 40 bara.
Pequeños poblados: Conjunto de viviendas alto-andinas de bajos recursos
formado por muy pocas casas.
4.2 Diseño Técnico
4.2.1 Punto comunitario de suministro:
Es el referido a las válvulas de bloqueo existentes en el recorrido del
gasoducto, las mismas que cuentan con un bypass físico externo pero con
conexión directa al gasoducto enterrado, con válvulas de accionamiento
manual tanto antes de la referida válvula como de manera posterior a la
misma. La distancia máxima entre las válvulas esféricas de la línea
principal fue establecida de acuerdo al código ASME B 31.8, por ejemplo
para la Clase 1 División 2 (con un factor de diseño de 0.72) se tiene un
máximo de 20 millas (32.2 Km). Ésta es la clase predominante a través del
ducto según señala el Manual de Operaciones del sistema de transporte
elaborado por la compañía de gas del amazonas. El detalle de del sistema
de bloqueo se muestra en la fotografía de campo de la visita de un
supervisor de OSINERGMIN:
Pág. 28
Gráfico N° 10.- Válvula de bloqueo del gasoducto de Camisea.
Fuente: fotografía de visita de campo de supervisor de OSINERGMIN
Gráfico N° 11.- Bridas de la válvula de bloqueo.
Válvulas de GN (amarilla) y GNL (anaranjada) de TGP
Pág. 29
Gráfico N° 12.- Brida abierta de la válvula de bloqueo.
Válvula de GN de Perú LNG. Para ventear se saca la brida
En la siguiente fotografía de campo se puede apreciar la continuidad de la
presión del gasoducto con el bypass que puede servir de alimentación
como punto de suministro comunitario:
Gráfico N° 13.- Venteo en la brida abierta de la válvula de bloqueo.
Venteando una válvula de gas natural de TGP (amarilla)
Pág. 30
Asimismo se puede apreciar en la siguiente vista las válvulas de alivio del
sistema de transporte que no son materia a considerarse en la presente
tesis:
Gráfico N° 14.- Válvulas de alivio.
Válvulas de alivio en PRS2 Ducto de LGN (color naranja es NGL) de TGP
En las siguientes fotografías de campo se puede apreciar la ubicación de
alguno de los poblados respecto a los puntos de suministro comunitario:
Gráfico N° 15.- Poblado Libertadores – Válvula TGP (vista A).
Fotografía: Propia
Válvula de Bloque XV-10013 / XV-50012 (Transportadora de Gas del Perú)
Poblado Libertadores (km148, carretera Libertadores-Wari)
Distancia aproximada 1 kilómetro.
Pág. 31
Gráfico N° 16.- Poblado Libertadores – Válvula TGP (vista opuesta A).
Fotografía: Propia
Poblado Libertadores (km148, carretera Libertadores-Wari)
Válvula de Bloque XV-10013 / XV-50012 (Transportadora de Gas del Perú)
Distancia aproximada 1 kilómetro
Gráfico N° 17.- Poblado San Felipe – Válvula TGP (vista B).
Fotografía: Propia
Poblado San Felipe (km 179, Carretera Libertadores-Wari)
Válvula XV-10012 / XV 50011 (Transportadora de Gas del Perú)
Distancia aproximada 2 kilómetros
Pág. 32
Gráfico N° 18.- Poblado San Felipe – Válvula TGP (vista opuesta B).
Fotografía: Propia
Válvula XV-10012 / XV 50011 (Transportadora de Gas del Perú)
Poblado San Felipe (km 179, Carretera Libertadores-Wari)
Distancia aproximada 2 kilómetros.
4.2.2 Determinación de los puntos comunitarios de suministro:
El sistema de transporte cuenta con 22 válvulas esféricas de paso total,
con actuadores de gas, en la línea principal.
El gas de alimentación para las válvulas de bloqueo de línea principal será
provisto desde el mismo ducto de NG.
Gráfico N° 19.- Válvula de Bloqueo de TGP.
Fuente: TGP
Pág. 33
Pero dado que se busca mejorar condiciones de vida debido a
temperaturas extremas, se ha determinado por conveniente analizar el
recorrido del gasoducto desde el kilómetro inicial en Echarate - Cusco
hasta el kilómetro 520 en Humay - Ica, por lo tanto solo se considerará las
16 válvulas de bloqueo existentes en dicho recorrido.
La determinación de los puntos de suministro a lo largo del recorrido del
gasoducto de transporte se ha obtenido de la información del
Concesionario donde la válvula de corte correspondiente al gas natural es
la XV100xx y las de los líquidos del gas natural es la XV500xx; para el caso
de la primera válvula que inicia en el departamento de cusco se encuentra
superpuesta, pues no se logra apreciar en la información del Manual de
Operaciones: Ver Anexo 3.
4.2.3 Sistema de almacenamiento:
Luego de obtenido el punto de suministro, se necesitará un punto de
almacenamiento para garantizar la continuidad del servicio en el suministro
comunitario, este diseño es de significativa importancia porque inferirá en
la modificación de la estructura tarifaria.
En ese sentido, se contará con batería de cilindros de acero dispuestos de
manera vertical u horizontal, cuya función es almacenar el gas que se
obtenga del bypass de las válvulas de bloqueo a una presión aproximada a
la presión que se tenga en el gasoducto de transporte, es decir a un
promedio estimado de 100 bar y que posteriormente pasará al suministro
comunitario por medio de tuberías que estarán conectadas a la batería de
los cilindros.
Estas baterías de cilindros están dispuestos generalmente en grupo de 10
o 12 unidades, firmemente asegurados a una estructura metálica y en las
que todos los recipientes cilíndricos están vinculados a un colector, a
efectos que el conjunto actúe como una unidad. Estas baterías de cilindros
son usados en las Estaciones de Servicio para almacenamiento de GNV,
es decir se encuentran comercialmente en el mercado siendo más
económico su adquisición que el diseño mecánico para que opere a la
Pág. 34
presión de trabajo señalada, aunque no se descarta la posibilidad de su
fabricación por un tema de optimización de costos.
La batería de almacenamiento cuenta con válvulas individuales para los
cilindros, válvula esférica manual de bloqueo general de salida, válvulas de
exceso de flujo, válvula de seguridad por sobre presión y tuberías de
interconexión en acero inoxidable. Lo particularidad es que el llenado de
los mismos se podría hacer por vasos comunicantes, es decir que los
recipientes alcancen la presión a la que se encuentra el ducto.
De acuerdo a lo señalado en la NTP 111.019, los cilindros contarán con
válvula de seguridad que se accionará entre el 15 % al 20 % por encima de
la máxima presión de operación, sobre este punto se tendría que setear, es
decir modificar su mecanismo de apertura para que los porcentajes
señalados sean aplicables a la nueva presión de trabajo en el diseño
planteado. Las válvulas de seguridad deberán ser capaces de evacuar el
máximo caudal de suministro ya sea de la válvula reguladora de ingreso de
presión a la batería de cilindros o de la presión máxima que pudiese
alcanzar el gasoducto donde correspondiera. Para flujos mayores y por
prevención a la salida del bypass y antes del ingreso a las baterías de
cilindros debería contar con una válvula de exceso de flujo a fin de no
interferir con la función neumática de las válvulas de bloqueo, de ser el
caso.
Asimismo dicha NTP señala que cada batería de cilindros de poseer diseño
en cascada (diferentes niveles de presión) deberá tener su correspondiente
manómetro con válvula de bloqueo y purga, de lo contrario solo será
necesario un manómetro con válvula de bloqueo y purga para toda la
batería.
Para conocer las diferentes partes de un sistema de almacenamiento de
GNC típico solo basta con consultar el contenido de la siguiente dirección
electrónica correspondiente a la empresa Aspro de
Argentina http://www.asprognc.com/descargas/storage.pdf , la cual muestra:
Pág. 35
Gráfico N° 20.- Partes del sistema de almacenamiento.
Sensor de presión Arranque – Parada:
Dispositivo de control de parada y arranque del
compresor.
1. Manómetro con venteo: Indicador de la
presión del almacenaje.
2. Válvula de Seguridad: Sistema de seguridad
que actúa en caso de sobrepresión.
3. Válvula de Exceso de Flujo: Elemento de
seguridad que bloquea la salida de gas ante un
aumento brusco del flujo.
4. Válvula de Cilindro: Dispositivo para apertura
y cierre de cada cilindro; además cuenta con
una válvula de seguridad por exceso de
temperatura.
5. Válvula Manual de Cierre: Dispositivo que
permite manualmente el cierre total del pasaje
de GNC hacia el surtidor.
6. Válvula Manual de Entrada: Elemento que
permite manualmente accionar el pasaje o
cierre del GNC hacia los cilindros.
7. Válvula Antirretorno: Componente que impide
el retroceso de gas hacia el compresor.
A. Entrada de gas desde compresor.
B. Salida de gas hacia surtidores.
C. Conexión eléctrica transductor de presión.
D. Venteo manual y de válvula de seguridad.
4.2.4 Sistema comunitario de suministro:
Es el lugar físico de “acceso comunitario” donde se brinde los beneficios
del gas natural en el cual la población tenga acceso al agua caliente para
su higiene, a cocinas comunitarias, así como un ambiente común a
temperatura confort para estudios y/o reuniones de coordinación. Esto
sería la base para que otros servicios indispensables para el desarrollo
humano se logren de manera contigua, tal como internet, televisión,
capacitación u otros beneficios puedan generarse a través de dicho punto
común. No se descarta la posibilidad de un micro grupo electrógeno con
alimentación a gas natural para generar energía eléctrica en cierto horario
a fin de que los pobladores accedan a la información a través de la
televisión, a la señal de internet y de telefonía local, medios que necesitan
como base a la energía eléctrica.
Pág. 36
Es importante tener en consideración la localización de área13 del centro
comunitario y el derecho de vía, siendo el primero un área geográfica
imaginaria a lo largo del gasoducto que transporta Gas Natural, de 1,600
metros de longitud y 200 metros de ancho a cada lado del eje del mismo
(en sistema inglés: 1milla x 1/4milla), la cual es clasificada según el número
y proximidad de las edificaciones actuales y previstas para la ocupación
humana. Para cada localización de área se consideran los siguientes
factores:
• las presiones de operación,
• los métodos de pruebas de las tuberías y
• la ubicación de las tuberías y accesorios a instalarse en esa
área.
Es decir, que el centro comunitario tiene que construirse fuera de la
localización de área a fin de no afectar las condiciones de seguridad con
que se diseñó el gasoducto, para este caso se trata de una clase 1, la cual
refiere a una sección con 10 o menos edificaciones previstas para la
ocupación humana, por lo que inclusive podría estar dentro de la
localización de área sin afectar sus condiciones de diseño:
Gráfico N° 21.- Localización de área y derecho de vía.
13 Art. 2.29° Definiciones; del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos Aprobado por D.S. N° 081-2007-EM; ASME
31.8 Sistemas de Tuberías para Transporte y Distribución de Gas, Numeral 855 Clase De Localidad Y Cambios En El
Número De Edificios Destinados A La Ocupación Humana, (edición 2007).
Pág. 37
Lo que es intangible, es el derecho de vía o derechos reales sobre predios
de propiedad privada o estatal, según lo señalado por el artículo 94° del
Reglamento de Transporte de Hidrocarburos aprobado por D.S. N° 081-
2007-EM que indica que el Derecho de Vía debe ser 12.5 m a cada lado
del eje de la tubería. Asimismo se señala que el MINEM y las autoridades
competentes coordinarán con los Gobiernos Locales la no emisión de
autorizaciones de construcción ni reconocerán nuevos derechos sobre
áreas que modifiquen la Localización de Área, para ello se considerarán las
normas de seguridad del Anexo 1 del D.S. N° 081-2007-EM, y se contará
con la opinión previa de Osinergmin. Finalmente señala la norma, que
determinada la Localización de Área, Osinergmin comunicará a la DGH y a
los Gobiernos Locales la clasificación de todos los tramos del Ducto, con el
objeto de que realicen las acciones necesarias para salvaguardar su
calificación e impedir que se realicen acciones que las desvirtúen.
En ese sentido, es necesario respetar el derecho de vía, pero existe la
posibilidad de estar dentro de la localización de área sin afectar la
calificación o clase del trazado del gasoducto, es decir su clasificación
como clase 1.
De acuerdo a la normativa para clase 1 y diámetro de tubería mayor a 12
pulgadas la distancia del eje del gasoducto al límite de las edificaciones
debe ser no menor de 20 metros.
Pág. 38
4.2.5 Bosquejo del diseño planteado:
Acceso comunitario con servicios de agua caliente, cocina, ambiente a
temperatura confort para lectura, reuniones, y para futuros servicios gracias
al gas natural de Camisea:
Gráfico N° 22.- Bosquejo del diseño planteado.
Elaboración: Propia
4.3 Diseño Económico
De acuerdo con el marco regulatorio el precio del gas natural en boca de
pozo es libre, pero en el caso del lote 88 posee un tope máximo
establecido en su contrato de licencia.
La cláusula 8.4.4.1, del literal a) del contrato de licencia para la explotación
de Hidrocarburos en el Lote 88, fijó el precio realizado máximo de 1.00
US$/MMBTU para el generador eléctrico y de 1.80 US$/MMBTU para otros
usuarios.
Gasoducto de
Transporte
Bypass de válvula
de bloqueo
Generador eléctrico
Otros usuarios
1.00 US$/MMBTU
1.80 US$/MMBTU
Batería de
cilindros
Centro comunitario de
servicios para la Población
Pág. 39
El literal b) de la Cláusula 8.4.4.1 señalaba que el reajuste a partir del
primer día de cada año, sería de acuerdo con el factor de actualización
para el precio máximo de gas natural en boca de pozo, para lo cual se
estableció la siguiente fórmula de actualización:
Donde:
FO 1, FO 2 y FO 3 son los promedios aritméticos de las cotizaciones
tomadas diariamente de los residuales USGC (Costa del Golfo de Estados
Unidos) 1%, Rotterdam (1% de azufre) y New York 3% respectivamente.
Los factores base del denominador, señalados con el subíndice “a” de la
fórmula precedente, se establecieron como fijos y correspondían a los
precios promedios de los residuales del periodo base (01/12/1999 -
30/11/2000), mientras que los factores del numerador, señalados con el
subíndice “j” se establecieron con variables y correspondían a los precios
promedio del periodo variable (12 meses anteriores al mes de la fecha de
cálculo).
Donde:
Pt = Precio realizado máximo, aplicable al nuevo año calendario.
Pa = Precio realizado máximo, a la fecha de suscripción del contrato.
FA = Factor de actualización anual
Por otro lado, mediante carta dirigida al Ministerio de Energía y Minas en el
mes de setiembre del 2006, la empresa Pluspetrol se comprometió a
efectuar un descuento del 63% del precio en boca de pozo a los primeros
cien mil usuarios residenciales o hasta alcanzar un máximo de 1,500
metros cúbicos de gas natural para cada uno. Asimismo, la empresa se
comprometió a mantener, por un periodo de 6 años, el precio máximo en
boca de pozo para el gas natural vehicular equivalente a 0.80 centavos de
dólar por millón de BTU.
El 19 de diciembre del 2006 se renegoció el Contrato de Licencia de
Explotación de Hidrocarburos del Lote 88, firmándose la quinta adenda a
dicho contrato. La citada modificación establece una nueva metodología
P
t
= P
a
* FA
Pág. 40
para el cálculo del Factor de Reajuste a partir del primero de enero del año
2007, desvinculando de la canasta de precios internacionales a los tres
tipos de residuales mencionados y vinculándola a los índices
internacionales relacionados con la industria del gas natural y la energía.
Según las modificaciones de dicha la adenda, la nueva fórmula de
actualización es la siguiente:
Los índices Ind1 e Ind2, son los promedios aritméticos del índice Oil Field
and Gas Field Machinery (WPS1191) y del índice Fuel and related product
sand power (WPU 05), publicado por el Department of Labor - USA. Los
factores del denominador señalados con el subíndice “0”, son fijos y
corresponden al periodo base (Diciembre 1999 - Noviembre 2000),
mientras los factores del numerador señalados con el subíndice “i” son
variables y corresponden al promedio de los índices de los doce (12)
meses anteriores a la fecha de cálculo. La actualización de precios
máximos en boca de pozo se hace al primer día de cada año.
Por lo tanto, el precio del gas en boca de pozo es actualizado anualmente
aplicando el factor FA al precio realizado máximo fijado a la fecha de
suscripción del contrato:
Pt = Precio realizado máximo, aplicable al nuevo año calendario.
Pa = Precio realizado máximo, a la fecha de suscripción del contrato.
FA = Factor de actualización anual.
En la renegociación del contrato se consideró que el primer ajuste se
realizaría el primer día útil del año 2007, asimismo, durante los primeros 6
años contados a partir del 1º de enero de 2007, la aplicación del Factor de
Ajuste no representaría un incremento acumulado anual en el precio
realizado máximo mayor al 5% y durante los 5 años subsiguientes, el
incremento acumulado anual de los precios realizados máximos, no
superará el 7%. Asimismo, se consideró que el periodo de determinación
P
t
= P
a
* FA
Pág. 41
del Factor de Ajuste (FA) será considerando los 12 últimos índices
publicados. Dicho factor será aplicable a partir del primer día hábil de cada
año calendario.
Para la aplicación de la Actualización del Precio en Boca de Pozo para el
año 2007 primero entramos a: http://data.bls.gov/pdq/SurveyOutputServlet;
para obtener los valores del WPS1191 y WPU05
En el siguiente cuadro se puede comparar los precios calculados con la
Fórmula de Actualización versus los precios realmente aplicados por la
empresa:
Pág. 42
F.A.: Factor de actualización utilizando las fórmulas del contrato de
licitación
Pt (Calculado): Precio en boca de pozo, calculado utilizando el F.A.
Pt (Aplicado): Precios en boca de pozo, el que realmente se aplica.
Del cuadro, se desprende que los precios en boca de pozo aplicados por el
concesionario, fueron menores a los precios calculado mediante la formula
de actualización utilizando los índices de precios de WPU y WPS. Sin
embargo, se aprecia que se ha cumplido con los topes máximos de
reajuste equivalente al 5% durante los 6 primeros desde el 2007 y de 7%
durante los años siguientes:
Gráfico N° 23.- Porc. de variación del precio del GN en boca de pozo.
Fuente: Datos reportado por OSINERGMIN y CÁLIDDA. Elaboración Propia.
EVOLUCION DEL PRECIO DEL GAS NATURAL EN BOCA DE POZO PARA EL SECTOR RESIDENCIAL
AÑO 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
PRECIO DEL G.N. ($ / Mmbtu) 1.8 1.8 2.215 2.3258 2.4421 2.5642 2.6924 2.826 2.968 3.176
% DE VARIACIÓN 0 0 23.06 5.00 5.00 5.00 5.00 4.96 5.02 7.01
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
% DE VARIACIÓN 0 0 23.06 5.00 5.00 5.00 5.00 4.96 5.02 7.01
0 0
23.06
5.00 5.00 5.00 5.00 4.96 5.02
7.01
0
5
10
15
20
25
U
S$
/
M
M
Bt
u
% de variación del precio del G.N. en boca de pozo
Pág. 43
Gráfico N° 24.- Porc. de variación del precio del GN en boca de pozo.
Fuente: Datos reportado por OSINERGMIN y CÁLIDDA. Elaboración Propia.
4.3.1 Estructura Tarifaria:
Según lo revisado en el marco teórico de la presente tesis se señala que la
tarifa final del gas natural está compuesta por tres cargos:
• Precio en boca de pozo - P(gas bp),
• Tarifa de transporte – Transp.,
• Tarifa única de distribución - TU (que se divide en margen de
distribución y margen de comercialización)
Precio Final = P(gas bp) + Transp. + TU
Asimismo se ha revisado que el componente de mayor peso es:
• Tarifa única de distribución, en particular el margen variable pues
este representa el 54% del gasto total,
• seguido por la tarifa de transporte (17%) y por el precio en boca de
pozo (15%).
• A través del presente gráfico se aprecia que el costo de boca de
pozo es solo de 15%, es decir el precio del gas natural, y todo lo
demás solo encarece el sistema, siendo necesario para que el
mercado regulado funcione, dado que es un Monopolio Natural:
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
USS/MMBtu 1.8 1.8 2.215 2.3258 2.4421 2.5642 2.6924 2.826 2.968 3.176
1.8 1.8
2.215
2.3258
2.4421
2.5642
2.6924
2.826
2.968
3.176
1.8
2
2.2
2.4
2.6
2.8
3
3.2
3.4
U
S$
/
M
M
Bt
u
Evolución del precio del G.N. en boca de pozo
Pág. 44
Gráfico N° 25.- Componentes del gasto mensual en GN.
Lo que se propone respecto al tema tarifario en la presente tesis, es buscar
la optimización en temas de costos, esto se genera como consecuencia del
diseño técnico planteado, es decir, en el esquema del monopolio natural,
es más eficiente que un gasoducto de transporte lleve el gas desde los
pozos de producción hacia la zona de demanda, en lugar de que lo lleven
diferentes gasoductos de transporte. En el presente esquema se pretende
hacer uso de una facilidad esencial ya instalada, por la cual los usuarios
finales pagan un costo medio de transporte y respecto a la cual se ha
determinado una asignación de capacidad, por lo tanto se busca hacer uso
de dicha capacidad en horarios nocturnos (madrugadas) donde la carga del
uso del gas disminuye.
Lo señalado líneas arriba lo podemos comparar con el caso de
telecomunicaciones respecto a la tarifa plana de internet, por la cual se
paga un cargo fijo todos los meses y se dispone de acceso las 24 horas del
día, sin embargo el mayor uso del servicio se puede dar entre las 6:00
hasta las 23:00 horas, por lo tanto entre las 00:00 y 5:00 se podría acceder
por un tercero con un finalidad social, previa autorización del dueño del
servicio, sin que se genere un gasto adicional al servicio de tarifa plana de
internet, pero en este caso es un poco complicado que un tercero esté
usando el servicio en horario de madrugada.
Pág. 45
En el caso del transporte de gas natural sucede algo similar a lo antes
descrito, con la ventaja de que en el horario nocturno se puede extraer y
almacenar gas natural para ser usado en horario regular. Esta extracción
se haría a un servicio que paga un costo medio y cuya carga de capacidad
baja en las madrugadas, dado que la demanda hace poco uso del gas
natural en ese horario, por lo tanto, es factible poder eliminar el costo de
transporte para el esquema planteado en la presente tesis. Asimismo cabe
resaltar que la cantidad a extraerse comparada con la que se transporta es
muy pequeña, prácticamente despreciable.
Los costos de distribución por lo general están asociados al sistema de
tuberías y mano de obra por vías públicas, acometidas, válvulas,
reguladores, medidores, etc. por domicilio de cada usuario. Lo que se
plantea en la presente tesis, es que la demanda se acerque a la oferta a
través de un acceso comunitario, asimismo, dado que no se está
desarrollando redes no sería necesario los costos de distribución porque no
habría crecimiento de redes, con lo cual todos los costos antes señalados
en la distribución serían prácticamente cero, solo existiría un costo
hundido en el desarrollo del suministro comunitario.
Finalmente, los costos de comercialización de un sistema convencional
están relacionados a la emisión y entrega de facturas en cada domicilio,
sistema de cobranzas, atención al cliente, análisis de viabilidad, habilitación
del suministro, gestión de reclamos, entre otros. Para el presente caso, al
tratarse de un sistema de acceso comunitario, lo costos antes descrito
serían prácticamente cero.
Los costos hundidos para desarrollar el punto de acceso comunitario
pueden ser cubiertos por el estado de a través de subsidios cruzados o
subvencionados por el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), si a
esto si le sumamos la exoneración de impuestos y consideramos que los
costos de transporte, distribución y comercialización son prácticamente
cero, entonces se estaría pagando solo el costo del gas natural en boca de
pozo (15% del precio final del gas natural), es decir, 85% menos del precio
que actualmente se paga por el gas natural en las concesiones de
Pág. 46
distribución, esto es considerando la estructura de precios que se señala
en el gráfico 23 de la presente tesis.
Los costos de llevar gas natural a zonas rurales con medios de transporte
convencional como el GNC o el GNL, generalmente son justificados por la
demanda para que puedan ser autofinanciados, dichos costos incluyen el
margen comercial, de operación y mantenimiento sobre la tarifa regulada
de los concesionarios de las redes de distribución.
Finalmente la estructura tarifaria para este tipo de aplicación sería:
• Precio en boca de pozo (se mantiene)
• Tarifa de la red principal (costo cero)
• Margen de distribución (costo cero)
• Margen de comercialización (costo cero)
Es decir tarifa regulada a 85% menos de los precios actuales para usuarios
de la categoría tarifaria A que paga aproximadamente 1 nuevo sol por cada
metro cúbico de consumo y que haciendo la equivalencia energética con el
consumo de un balón de GLP que tiene aproximadamente 14 m3 de gas
natural (ver anexo 1), un usuario del concesionario pagaría
aproximadamente 14 soles para su consumo energético equivalente a un
balón de GLP que cuesta aproximadamente 35 nuevos soles. Es decir, que
el costo para el mismo consumo de energía, sería, bajo el nuevo diseño,
equivalente a un monto de aproximadamente 2.3 nuevos soles, es decir 93%
menos de lo que cuesta el GLP, tal como se verá en la parte siguiente del
presente numeral.
Bajo ese esquema se hace factible que el estado pudiese brindar las
facilidades correspondientes y el subsidio posterior como un tema de
inclusión social en aquellos poblados aledaños al recorrido del gasoducto
de transporte de gas natural de Camisea.
Pág. 47
Gráfico N° 26.- Estructura actual del sistema convencional.
Gráfico N° 27.- Estructura propuesta.
4.3.2 Flujo de caja y VAN de la propuesta:
La evaluación consiste en hacer un análisis de los costos e ingresos del
servicio propuesto en la presente tesis, sin embargo, cabe resaltar que al
ser una propuesta de inclusión social, no se determina los ingresos y
costos desde el punto de vista privado, sino que se requiere que el
beneficio económico sea igual a cero y que los costos sean subsidiados
por el Estado Peruano, ya sea desde un subsidio cruzado o por
financiamiento del FISE.
Ingresos - Costos = Beneficios = 0 (Objetivo del regulador)
Ingresos = Costos
Pág. 48
Pero: Costos = (Subsidio (Por inclusión social) + Capacidad de Pago)
Donde: Capacidad de Pago es casi nula (Referido a la
disponibilidad de pagar por el servicio en zonas de extrema pobreza)
Por lo tanto:
Subsidio = (Costos del proyecto + Costos de Operación y Mantenimiento)
Este subsidio o monto financiado por el FISE se determinará cuando el
flujo de caja del proyecto alcance un Valor Actual Neto (VAN) igual a cero,
es decir, el valor en el cual económicamente el proyecto no tiene beneficios
extraordinarios a una tasa determinada por el Estado Peruano, para buscar
la participación de una Asociación Público Privada (APP).
Conocido el precio actual en boca de pozo en $/MMBtu, se procederá al
cálculo equivalente en Soles/m3:
Asimismo se ha estimado una media de asistencia de 100 personas
(aproximadamente 25 familias):
GAS NATURAL
1 MMBTU= 1000 PIE3 de GN
1 MMBTU= 28.32 M3 de GN
1 M3 de GN= 0.035314667 MMBTU
Costo de Boca de Pozo 3.18 US$/MMBTU
Tipo de cambio 2.80 Soles/Dólar
8.89 Soles/MMBTU
0.31 Soles/m3
Pág. 49
Se ha considerado un gasto en inversiones, con precios estimados de
mercado y dependiendo de la zona podría haber variaciones, por lo que la
información es referencial:
Dado que la idea es que una Asociación Público Privada permita al Estado
cumplir su rol social, es que se ha considerado una tasa de descuento de
12% para el privado y se busca que el VAN del proyecto sea igual a cero,
con lo que el privado tendría una ganancia económica reflejada en su tasa
de descuento. Por lo tanto aplicando la función objetivo del Excel
determinaremos el monto de subsidio por m3 de gas que hace que VAN del
proyecto sea igual a cero:
Consumo equivalente a 1 balón de GLP por persona (sm3 GN) 14.00 m3/mes
Consumo diario por persona 0.47 m3/día
Número de personas estimadas por día 100
Caso en estudio (consumo diario) 46.67 M3/día
Costos de equipos y accesorios
USS 2,000.00
USS 5,000.00
USS 30,000.00
USS 2,000.00
USS 1,000.00
Total USS 40,000.00
Obras y Otros
Terreno aprox. 100 m2
Local
Batería de 10 cilindros y accesorios
Cocina, calefactores, etc.
Pág. 50
Aquí se ha logrado que los beneficios extraordinarios sean iguales a cero y que
los montos a subsidiarse sean los siguientes:
Monto de Subsidio total en US. $ / punto de acceso $69,355.73
Inversiones $40,000.00
Total a subsidiar $109,355.73
Monto de Subsidio total en US. $ en todo el Gasoducto $1,749,691.72
(16 válvulas de bloqueo como punto de partida)
Sensib. Invers. Costos de equipos y accesorios
Consumo aprox. (m3/día) 46.67 0% USS 2,000.00
Sensibilidad Costo GN 0% USS 5,000.00
Costo Gas Natural (S/./m3) S/. 0.3140 USS 30,000.00
Sensibilidad Subsidio GN 0% USS 2,000.00
Subsidio (S/./m3) S/. 2.3 USS 1,000.00
Total USS 40,000.00
Tipo de cambio 2.8 Soles/US $
ANUAL 0 1 2 3 4 5
Inversion S/. 112,000
Terreno aprox. 100 m2 S/. 5,600
Local S/. 14,000
Instalaciones S/. 84,000
Cocina, calefactores, etc. S/. 5,600
Obras y Otros S/. 2,800
Subsidios S/. 38,839.21 S/. 38,839 S/. 38,839 S/. 38,839 S/. 38,839
Subsidios (aporte) S/. 38,839.2 S/. 38,839.2 S/. 38,839.2 S/. 38,839.2 S/. 38,839.2
Subsidio total en US. $ $69,355.73
Egresos S/. 7,769.32 S/. 7,769.32 S/. 7,769.32 S/. 7,769.32 S/. 7,769.32
Costos Materia Prima S/. 5,328.74 S/. 5,328.74 S/. 5,328.74 S/. 5,328.74 S/. 5,328.74
Costos Gas Natural 5275.98 5275.98 5275.98 5275.98 5275.98
Otros 1% 52.76 52.76 52.76 52.76 52.76
Sensibilidad L. y S. 0%
Gastos Limpieza y Seguridad S/. 263.80 S/. 263.80 S/. 263.80 S/. 263.80 S/. 263.80
Limpieza y Seguridad 5% 263.80 263.80 263.80 263.80 263.80
Sensibilidad Mantto. 0%
Gastos Mantto. S/. 1,400.00 S/. 1,400.00 S/. 1,400.00 S/. 1,400.00 S/. 1,400.00
Mantenimiento de instalaciones de gas 1400.00 1400.00 1400.00 1400.00 1400.00
(500 Dolares/año)
Gastos administrativos S/. 776.78 S/. 776.78 S/. 776.78 S/. 776.78 S/. 776.78
Gastos administrativos 2% 776.78 776.78 776.78 776.78 776.78
Flujo economico (S/. 112,000) S/. 31,070 S/. 31,070 S/. 31,070 S/. 31,070 S/. 31,070
Flujo contable (S/. 112,000) (S/. 80,930) (S/. 49,860) (S/. 18,790) S/. 12,280 S/. 43,349
VAN S/. 0
Tasa de descuento APP 12.00%
TIR anual 12.00%
Obras y Otros
FLUJO DE CAJA Y VAN DEL PROYECTO
SUMINISTRO COMUNITARIO DE GAS NATURAL
Terreno aprox. 100 m2
Local
Batería de 10 cilindros y accesorios
Cocina, calefactores, etc.
Pág. 51
4.3.3 Beneficios de la propuesta:
Los beneficios de la propuesta es generar bienestar y ayuda social a los
usuarios cuando acceden a la energía a través de los centros comunitarios,
estos beneficios pueden ser valorados desde la perspectiva cuantitativa,
como en los casos de los beneficios por calefacción, cocción de alimentos,
higiene con agua caliente, ambiente de estudios y de reuniones a
temperatura confort, iluminación, refrigeración, uso de radio/TV, internet,
entre otros beneficios directos; pero muchos otros beneficios podrán ser
valorados por los usuarios desde la perspectiva cualitativa, como son los
beneficios por el incremento del tiempo destinado para lectura, al
aprendizaje, a la mejora de la salud, la coordinaciones e integración como
comunidad, entre otros beneficios indirectos. Si bien es cierto la propuesta
estima costos del energético como fuente de generación de energía y otros
usos, sin embargo el beneficio social a los pobladores que han visto pasar
el gasoducto, prácticamente por debajo de sus pies, sería muy superior
debido a la mejora en su calidad de vida, salud y en su desarrollo como
comunidad, por lo que el ratio beneficio sobre costo sería mucho mayor
que la unidad (B/C>>>1).
5 CAPITULO V.- Análisis de resultados.
Para el análisis técnico se ha descrito cada una de las etapas que conforman
el proceso para el suministro comunitario de gas natural, partiendo del bypass
que acompaña a la válvula de bloqueo, desde el cual se puede colocar una
configuración en “T” adicional para continuar con la salida normal en caso de
venteo y en el otro extremo unir una tubería que permita alimentar la batería
de cilindros de almacenamiento. La salida del gas de los cilindros sería el
suministro de gas al local en el que se encuentre instalado las facilidades
respectivas a fin de mejorar las condiciones de vida del poblador que llegue a
dicho centro comunitario. Por lo tanto resulta técnicamente viable el diseño
planteado.
Para el análisis económico se ha considerado la Asociación Público Privada
que permita sostenibilidad en la operación y eficiencia y a la vez cubrir el
costo de oportunidad del privado interesado, por lo que se ha considerado
Pág. 52
una tasa de descuento de 12% para el privado y se busca que el VAN del
proyecto sea igual a cero, con lo que el privado tendría una ganancia
económica reflejada en su tasa de descuento.
Dado que el objetivo buscado es un VAN igual a cero, el resultado que se
obtuvo es el precio de subsidio igual a S/ 2.3, dicho precio refleja lo que el
estado podría subsidiar de manera cruzada con otros grandes consumidores
o como algún impuesto de solidaridad en el gasoducto de transporte o con el
fondo de inclusión social (FISE), pero independientemente de ello
englobaremos en un cuadro lo relacionado al precio estimado de mercado del
Balón del GLP de 10 kg cuyo costo es de aproximadamente S/ 35.00 nuevos
soles, asimismo de acuerdo a lo calculado en el Anexo 1 referente al
equivalente energético del gas natural tradicional por redes que nos dio como
resultado un valor aproximado de 14 sm3, considerándose un precio
estimado en lima de S/ 1 por m3, el resultado es un costo de S/ 14.00 nuevos
soles, tal como se recoge en el siguiente cuadro:
Costo del Balón GLP (10
Kg)
Equiv. En gas Natural
tradicional Equiv. en la propuesta
35 14 2.3
0% 60% 93%
35
14
2.3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Costo del Balón GLP
(10 Kg)
Equiv. En gas Natural
tradicional
Equiv. en la propuesta
N
ue
vo
s S
ol
es
Alternativas de fuente de energía
Comparativo de precios del GN versus el GLP
Pág. 53
Monto de Subsidio total en US. $ $109,355.73
En caso sea factible aplicar en mismo sistema en cada uno de los 16 puntos a
lo largo del gasoducto de transporte de gas natural de Camisea:
Monto de Subsidio total en US. $ en todo el Gasoducto $1,749,691.72
(16 válvulas de bloqueo como punto de partida).
6 CAPITULO VI.- Conclusiones y recomendaciones.
Conclusiones:
a) En la tesis se ha mostrado que es factible usar una alternativa de acceso al
gas natural para el suministro comunitario a pequeños poblados aledaños
al gasoducto de transporte del gas de Camisea, sin realizar un tendido de
redes y de costos adicionales que constituye llevar GNC o GNL o el mismo
GLP a lugares de muy poca demanda. El subsidio tiene la finalidad de
cubrir un proyecto de ayuda social a pequeños poblados que no pueden
autogenerar un ingreso, para lo cual se ha estimado un VAN igual a cero,
con la finalidad de eliminar beneficios extraordinarios, salvaguardando el rol
del estado en la regulación, asimismo, los costos del servicio - incluyendo
la operación y mantenimiento - podrían ser cubiertos por el FISE o alguna
forma de subsidio en la cadena del gas natural, calculándose dicho valor
0%
60%
93%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Costo del Balón GLP
(10 Kg)
Equiv. En gas Natural
tradicional
Equiv. en la
propuesta
N
ue
vo
s S
ol
es
Alternativas de fuente de energía
% de ahorrro de precios del GN
Pág. 54
de subsidio en 2.3 nuevos soles por cada m3 de gas natural que cada
poblador utilice.
b) Existen 22 válvulas de bloqueo para el gas natural a lo largo del gasoducto
de transporte de las que se ha considerado 16 entre el tramo de Cusco y
Humay, dado que en dicho tramo se encuentran las poblaciones más
vulnerables con un clima de bajas temperaturas, a quienes apunta el
objetivo de la presente tesis.
c) El Monto de subsidio total en US. $ / punto de acceso es de
aproximadamente $109,355.73. En caso se opte por considerar los 16
puntos el monto de subsidio total ascendería a $1,749,691.72
d) Una Asociación Pública Privada (APP) elegida por licitación, permitirá
desarrollar, operar y mantener lo planteado en la presente tesis, con lo cual
se podrá beneficiar a las integrantes de las pequeñas poblaciones que
necesitan que el Estado contribuya en la mejora de sus condiciones de vida.
Recomendaciones:
a) El gobierno podría considerar el subsidio correspondiente para hacer
posible la viabilidad del proyecto a través del FISE y generar bienestar
social a pequeñas poblaciones que se encuentran aledañas a los puntos de
suministro comunitario.
b) Asimismo, es recomendable que los gobiernos regionales promuevan o
faciliten la extensión del presente proyecto a otros puntos en la línea del
gasoducto, tal como las estaciones de Regulación PRS1 (Kp 453) y PRS2
(Kp 471) donde existen 2 válvulas de alivio generando así polos de
desarrollo.
c) En base al presente trabajo, se deja abierta la posibilidad de seguir
investigando puntos de acceso común en las redes de transporte e
inclusive de distribución por temas de inclusión social.
Pág. 55
7 BIBLIOGRAFÍA.
• Quintanilla, E., Vásquez, A.; García, R.; Salvador, J. y D. Orosco (2012).
Acceso a la Energía en el Perú: Algunas Opciones de Política.
Documento de Trabajo No 29, Oficina de Estudios Económicos –
OSINERGMIN, Perú.
• Astrid Valentina Iriza Rivera y Ana Carolina De Moya De La Hoz:
Evaluación de los diferentes criterios de selección entre Gasoductos y
Buques Metaneros para el transporte del Gas Natural. Trabajo De
Grado. UNIVERSIDAD DE ORIENTE (Barcelona). Año 2010.
Disponible en http://ri.biblioteca.udo.edu.ve/bitstream/123456789/2806/1/080-
TESIS.IQ.pdf
• Jesús Otto Villanueva Napurí: Acceso universal a las Tecnologías de la
Información y la Comunicación en las zonas rurales del Perú - Tesis
para optar el Grado de Magíster en Regulación de los Servicios
Públicos - PUCP
• Luis Alberto Sarango Seminario (2010) - CONTROL O NO CONTROL
DE FUSIONES EN LA INDUSTRIA REGULADA: Extendiendo el caso
del Sector Eléctrico al Mercado de Gas Natural - Tesis para optar el
Grado de Magíster en Regulación de los Servicios Públicos – PUCP
• Talavera Herrera, Hugo Alfonso (2010) – OBTENCIÓN DE GAS
NATURAL LICUADO PRESURIZADO: GNLP - Tesis para optar el
Grado de Maestro en Ciencias en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural -
UNI
• Manual de Operaciones del sistema de transporte de gas natural y
líquidos de gas natural – Compañía operadora de gas del Amazonas
• A.; García, R.; Cueva, S.; Nario, T. y C. Salazar (2012). Reporte de
Análisis Económico Sectorial – Gas Natural, Año 1 – Número 2. Oficina
de Estudios Económicos, OSINERGMIN – Perú.
• Informes de supervisión de campo de supervisores de la División de
Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas
Natural de OSINERGMIN
Pág. 56
• NORMAS TECNICAS PERUANAS (NTP)
• NTP 101.001 Gas Natural Seco. Terminología Básica.
• NTP 111.002 Gas natural seco. Calidad
• NTP 111.005: Análisis de la composición del gas natural por
cromatografía de gases
• REGLAMENTOS DEL SECTOR HIDROCARBUROS
• Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos:
Decreto Supremo Nº 042-99-EM.
• Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de
Hidrocarburos: Decreto Supremo Nº 015-2006-EM.
• Páginas WEB consultadas:
• Ministerio de Energía y Minas: www.minem.gob.pe
• Ministerio de Transportes y Comunicaciones: www.mtc.gob.pe
• Organismo Superv. de Inversión en Energía y
Minería: www.osinerg.gob.pe
• Tecnologías del Gas Natural: www.inl.gov/lng/projects
• Instituto de Petróleo y Gas de la UNI: www.ipegauni.edu.pe
Pág. 57
8 ANEXOS.
8.1 Anexo 1.- Equivalencia GLP vs Gas Natural:
Equivalencia energética de un balón de GLP en metros cúbicos
estándar de Gas Natural:
Fuente: http://www.slideshare.net/rgrados/propiedades-y-caractersticas-del-glp-9166571
De la referencia extraemos las propiedades que necesitamos para hacer el
cálculo respectivo:
PROPIEDAD DEL GLP (Fuente: Información Publicada por GFHL - OSINERGMIN)
60% Propano y 40% de butano
Poder Calorífico 95,657.00 Btu / gal
(Líquido a 60º F)
Densidad 2.038 Kg / gal
(Líquido a 15º C)
Pág. 58
Obtenemos el equivalente energético de 1 MMbtu en kilogramos de GLP y
de igual forma en metros cúbicos estándar de gas natural:
Para la misma cantidad de energía (1 MMbtu) igualamos los kilogramos de
GLP y de metros cúbicos estándar de gas natural, y despejamos el
equivalente a 1 balón de GLP, cuyo peso de gas natural es de 10 kg:
GLP
Poder Calorifico
PC 95657 Btu/Gl 1 galón= 0.095657 MMbtu
1 MMbtu= 10.45 galones de GLP
1 MMbtu= 21.31 Kilogramos de GLP
GN
Poder Calorifico
Promedio Fuente: Contrato BOOT Lima
Entre 8800 y 10300 Kcal/m3
PC (asum. Mínimo) 8800 Kcal/m3
Estándar equivalente a:
Pero 1 MMbtu= 252016 Kcal 1000.00 Pie3 de GN
Estándar equivalente a:
Entonces 1 MMbtu= 28.64 m3 de GN 1011.35 Pie3 de GN
Para una misma cantidad de energía = 1 Mmbtu tenemos:
28.64 m3 de GN = 21.31 Kilogramos de GLP
despejando:
1m3 de GN = 0.7439 Kilogramos de GLP
Invirtiendo:
Para la misma cantidad de energía: 1 Kg GLP = 1.34 m3 de GN
Finalmente: 1 BALON DE GLP (10 kg) 10 Kg GLP = 13.44 m3 de GN
Unidad
Recomendada: 1 BALON DE GLP (10 kg) 10 Kg GLP = 14.00 m3 de GN
Pág. 59
8.2 Anexo 2.- Cálculo de la densidad del Gas Natural:
Densidad del gas natural a condiciones estándar:
Cualquier transacción comercial debe ser corregida a la densidad señalada,
cuando las condiciones de transferencia de custodia difieran de las
condiciones estándar.
Se partirá de la composición molar del Gas Natural a Gas Natural a
condiciones estándar14 , por lo que es necesario conocer la densidad del
Gas Natural a dichas condiciones.
Luego, se
calculará el
peso
molecular
de cada uno de los componentes con una estimación básica de sus
elementos:
M(N2) = 28 g/mol
M(CO2) = 44 g/mol
M(CH4) = 16 g/mol
M(C2H6) = 30 g/mol
M(C3H8) = 44 g/mol
M((CH3)2CH-CH3) = 58 g/mol
M(C4H10) = 58 g/mol
14 DS 040-2008-EM: Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de
Ductos, aprobado mediante D.S. Nº 042-99-EM establece en su artículo 43º.- “El Gas Natural suministrado a
los Consumidores deberá corregirse a condiciones estándar de presión y temperatura, entendiéndose como
condiciones estándar una temperatura de 15,5 ºC (60 ºF) y una presión de 1013,25 milibar (1 Atm.).”
COMPONENTES FRACCION MOLAR
Nitrógeno (N2) 0.0106
Dióxido de Carbono (CO2) 0.0032
Agua (H2O) 0.0000
Metano (CH4) 0.8937
Etano (C2H6) 0.0857
Propano (C3H8) 0.0065
Iso-Butano ((CH3)2CH-CH3) 0.0002
Normal-Butano (C4H10) 0.0001
TOTAL 1.0000
Pág. 60
Por lo tanto el peso molecular del Gas Natural (MG) será la sumatoria de los
productos de los pesos moleculares de sus componentes por su fracción
molar respectiva:
MG = 0.0106 x 28 + 0.0032 x 44 + 0.8937 x 16 + 0.0857 x 30 + 0.0065 x 44
+ 0.0002 x 58 + 0.0001 x 58
MG = 17.6112 g/mol
Para estimar la densidad se usará:
PM=ρRT → ρ= PM / RT
Convirtiendo la temperatura de Fahrenheit a Kelvin tenemos:
[K] = ([°F] + 459.67) x 5/9 = (60 + 459.67) x 5/9 = 288.7056
Reemplazando valores para hallar la densidad:
ρ= (1 atm x 17.6112 g/mol) / (0.08205746 atm.L/(K.mol) x 288.7056 K)
ρ= 0.7434 g/L = 0.7434 kg / m3 (Densidad del GN a condiciones estándar)
Pág. 61
8.3 Anexo 3.- Ubicación geográfica de las válvulas de bloqueo:
Ubicación de las válvulas de bloqueo de TGP:
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 62
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 63
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 64
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 65
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 66
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 67
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 68
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 69
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 70
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 71
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 72
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 73
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 74
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 75
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 76
Fuente: Manual de Operación del sistema de transporte
Pág. 77
8.4 Anexo 4.- Manual de Operaciones:
El Manual de Operaciones del sistema de transporte de gas natural y
líquidos de gas natural 15, describe en su contenido las características
técnicas del gasoducto de transporte de Camisea:
• Código de diseño: ASME B31.8.
• Material: API 5L X70.
• Revestimiento: polietileno, espesor: 3 mm para 32", 2.5mm para 24”,
2.2 mm para 18”.
• Tapada Mínima: 1m.
• Protección Catódica externa por corriente impresa en el ducto y
ánodos de sacrificio en las instalaciones de superficie.
• Diámetro exterior y espesor:
Fuente: Manual de Operaciones del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural
Asimismo, se señala en dicho manual que considerando las Clases de
trazado indicadas en la ruta seleccionada (según el código ASME 31.8), los
factores de diseño usados para el diseño fueron los siguientes:
Fuente: Manual de Operaciones del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural
15 Manual de Operaciones del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural – Compañía operadora de
gas del Amazonas
Pág. 78
Por otro lado, señala las propiedades del gas natural transportado que
surgen de los análisis realizados durante el año de operación 2008 (valores
promedio) son los siguientes:
Fuente: Manual de Operaciones del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural
Tanto la composición como el poder calorífico sirven para calcular la
densidad estimada del gas a fin de utilizarlo en cálculos económicos por
temas tarifarios.
Pág. 79
Otra información de importancia que describe el Manual de Operaciones,
son las propiedades generales del gas que sería necesario corroborar el la
presente tesis:
Fuente: Manual de Operaciones del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural
Finalmente describe un punto muy interesante respecto a la calidad del
producto, lo cual se encuentra regulado por la normativa vigente con la
finalidad de salvaguardad la salud, las instalaciones y la seguridad de los
ciudadanos en general:
Fuente: Manual de Operaciones del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural
El Manual de Operación describe un detalle interesante para la presente
tesis, como está diseñado para operar, lo cual debido a los cambios en la
presión de operación y de diseño a lo largo de su traza, por las grandes
diferencias de elevación, el ducto fue diseñado con diferentes espesores.
Este ducto fue diseñado para operar con una presión máxima en
Pág. 80
cabecera (MAPO) de 147 barg. La presión mínima esperada en el punto
de entrega Lurín, establecido en el contrato BOOT es de 40 bara.
Las Estaciones de Control de Presión están diseñadas para controlar el
perfil de presión aguas abajo de la misma ante escenarios de baja demanda
y en la que por cuestiones operativas se decidiera trabajar con bajas
presiones aguas abajo y/o altas presiones aguas arriba de la misma.
Las estaciones reguladoras de presión cuentan con dos ramales de
regulación, una en operación y la otra en stand by, en el caso que se
estuviera operando con la reguladora y ante la eventualidad de que una de
las ramas en operación fallara, el sistema de control automático habilitará la
rama en stand by y bloqueará la rama en falla.
Las estaciones reguladoras de presión presentan cierre de la Estación por
Alta Presión de Salida: Actuarán en caso de detectar muy alta presión en la
descarga.
Además contará con una pre-alarma que alertará previamente al Operador
que la presión aguas abajo se está incrementando excesivamente antes del
cierre.
Con el objeto de mantener las presiones aguas abajo de las estaciones
controladoras por debajo de la MAPO, las estaciones controladoras de
presión deberán regularse aguas abajo a 123 barg en PCS1 y 128 barg
en PCS2. Se prevé que en la primera etapa, para caudales de transporte
mayor a 7.3 MMSCMD no será necesario regular la presión aguas abajo.
La activación del interlock de cierre de estación producirá el cierre de las
válvulas de: entrada de estación, bypass de estación y entrada de ramales
de regulación.
El Manual de Operación señala que las estaciones cuentan con dos válvulas
de alivio de presión redundantes en la línea de salida, diseñadas para aliviar
presiones ante la eventual falla del sistema de control de presión (sistema de
protección del ducto).
La Estación Compresora en la primera etapa incrementará la capacidad de
transporte de 293 a 450 MMPCD con dos (2) turbocompresores, uno en
operación y el otro en stand by. En la segunda etapa se aumentará la
capacidad de compresión con dos (2) turbocompresores adicionales, se
Pág. 81
tendrá la siguiente configuración: tres (3) turbocompresores en operación y
uno (1) en stand by; en esta etapa se incrementará la capacidad de
transporte de 450 a 1150 MMPCD.
La presión de operación mínima de succión en la Estación Compresora
de Chiquintirca es de 80 barg y la máxima de descarga es de 140 barg,
con el objeto de proteger el revestimiento del gasoducto aguas abajo ante
daños debido a efectos de temperatura, se ha establecido un control de
temperatura a la salida de estación en 40 °C.
A.; García, R.; Cueva, S.; Nario, T. y C. Salazar (2012)16, señalan en su
reporte de análisis económico sectorial de gas natural que la tarifa final del
gas natural está compuesta por tres cargos: el precio en boca de pozo,
la tarifa de la red principal y la tarifa única de distribución17.
Así mismo precisan que en el contrato de licencia de explotación del Lote 88
de Camisea se establecieron topes máximos para el precio en boca de
pozo, adicionalmente, se estableció una fórmula de actualización de dicho
precio que se realiza en el mes de enero de cada año18.
Cabe mencionar que en setiembre del 2006, Pluspetrol se comprometió a
realizar un descuento promocional del 63% del precio del gas natural en
boca de pozo para los primeros 100,000 clientes residenciales (Categoría
Tarifaria A) hasta alcanzar un consumo máximo de 1,500 m3 de gas natural
por cliente19, compromiso que a la fecha se levantó debido a que se ha
sobrepasado el número de clientes señalado, tanto en categoría tarifaria A,
así como de los clientes residenciales.
Asimismo, precisan que OSINERGMIN regula la tarifa de la red principal de
transporte que está a cargo de la empresa Transportadora de Gas del Perú
(TGP). Por último, señalan que la tarifa única de distribución20 también se
encuentra regulada y ésta abarca el margen de distribución que cubre los
16 A.; García, R.; Cueva, S.; Nario, T. y C. Salazar (2012). Reporte de Análisis Económico Sectorial – Gas Natural, Año 1 –
Número 2. Oficina de Estudios Económicos, OSINERGMIN – Perú.
17 GART (2009). Regulación de las Tarifas del Gas Natural en el Perú. OSINERGMIN.
18 Cláusula 8.4.4.1, literales a y b del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88.
19 Carta de Pluspetrol PPC-GG-06-0083 dirigida al Ministerio de Energía y Minas
20 Las Tarifas Únicas de Distribución vigentes, se fijaron en la regulación tarifaria del año 2009 con la Resolución
OSINERGMIN N° 261-2009-OS/CD. Este es un tipo de subsidio cruzado en el que los grandes consumidores (generadoras
e industrias) financian a través de una tarifa mayor el costo de la infraestructura necesaria para abastecer a nuevos
usuarios residenciales.
Pág. 82
costos de inversión y de operación y mantenimiento de la redes y el margen
comercial que cubre los costos relacionados al a venta del servicio.
El reporte de análisis económico sectorial de gas natural elaborado por la
oficina de estudios económicos del OSINERGMIN ha compilado en un
interesante gráfico los costos porcentuales que representa la estructura
tarifaria actual para el gas natural proveniente de Camisea:
El gráfico del reporte de análisis económico muestra la estructura del gasto
mensual de un hogar representativo con un consumo promedio mensual
de 21.3 m3 de GN. El componente de mayor peso es la tarifa única de
distribución, en particular el margen variable pues este representa el 54%
del gasto total, seguido por la tarifa de la red principal (17%) y por el
precio en boca de pozo (15%).
El reporte de análisis económico sectorial de gas natural, en sus
comentarios finales resalta que en la actualidad, uno de los principales
desafíos para la masificación del gas natural está relacionado a la
ampliación de la cobertura energética y a la utilización de combustibles
amigables con el ambiente. En ese sentido, la experiencia internacional
ha demostrado que la existencia de diversos esquemas de subsidios
permite, en un inicio, la masificación tan esperada, aunque no se puede
dejar de lado el costo económico de estas medidas pues su financiamiento
distorsiona los mercados en el largo plazo.
Asimismo, los autores señalan un punto con el que también concuerdo
respecto al desarrollo de proyectos a cargo de asociaciones público-privadas
así como mecanismos de promoción a la inversión, como una alternativa
atractiva para lograr alcanzar nuestros objetivos como nación. Al respecto,
precisan que en el artículo 3 de la ley N° 29969 se establece la
incorporación de procesos de concesión para las distribuidoras de gas
natural que hayan surgido de los proyectos de las empresas distribuidoras
eléctricas estatales.
Asimismo el reporte señala que la ley N° 2997021 permitirá la construcción
del Gasoducto Sur Peruano que tiene como objetivo masificar este
21 Ley que alianza la seguridad energética y promueve el desarrollo del Polo Petroquímico en el Sur del País. Ley N°
29970.
Pág. 83
servicio en las zonas rurales al sur del país, desarrollando sistemas de
transporte por ductos y gasoductos virtuales. Este proyecto es paralelo al
Gasoducto Andino del Sur que está a cargo de la empresa Odebrecht.
Al respecto se amplía la posibilidad de extender lo propuesto en la presente
tesis, pero enfocado en otro gasoducto de transporte.
Pág. 84
8.5 Anexo 5.- Las Reservas de gas natural en el Perú y el Mundo:
Reservas al 2010:
Fuente: British Petroleum, elaboración propia.
Reservas Probadas At end 2010
Estadisticas Gas Natural Trillion Trillion
British Petroleum cubic cubic Share R/P
País feet metres of total ratio
1 Iran 1045.7 29.6 15.8% *
2 Qatar 894.2 25.3 13.5% *
3 Turkmenistan 283.6 8.0 4.3% *
4 United Arab Emirates 213.0 6.0 3.2% *
5 Venezuela 192.7 5.5 2.9% *
6 Nigeria 186.9 5.3 2.8% *
7 Iraq 111.9 3.2 1.7% *
8 Kuwait 63.0 1.8 1.0% *
9 Papua New Guinea 15.6 0.4 0.2% *
10 Libya 54.7 1.5 0.8% 98.0
11 Saudi Arabia 283.1 8.0 4.3% 95.5
12 Azerbaijan 44.9 1.3 0.7% 84.2
13 Yemen 17.3 0.5 0.3% 78.3
14 Russian Federation 1580.8 44.8 23.9% 76.0
15 Vietnam 21.8 0.6 0.3% 66.0
16 Other Africa 41.4 1.2 0.6% 65.7
17 Other Middle East 7.7 0.2 0.1% 62.1
18 Australia 103.1 2.9 1.6% 58.0
19 Algeria 159.1 4.5 2.4% 56.0
20 Kazakhstan 65.2 1.8 1.0% 54.9
21 Romania 21.0 0.6 0.3% 54.4
22 Ukraine 33.0 0.9 0.5% 50.4
23 Peru 12.5 0.4 0.2% 48.8
24 Indonesia 108.4 3.1 1.6% 37.4
25 Malaysia 84.6 2.4 1.3% 36.1
26 Egypt 78.0 2.2 1.2% 36.0
27 Syria 9.1 0.3 0.1% 33.2
28 Poland 4.2 0.1 0.1% 29.2
29 China 99.2 2.8 1.5% 29.0
30 Brazil 14.7 0.4 0.2% 28.9
31 India 51.2 1.5 0.8% 28.5
32 Other Europe & Eurasia 10.0 0.3 0.2% 28.3
33 Myanmar 11.8 0.3 0.2% 27.5
34 Uzbekistan 55.1 1.6 0.8% 26.4
35 Oman 24.4 0.7 0.4% 25.5
36 Brunei 10.6 0.3 0.2% 24.7
37 Other S. & Cent. America 2.3 0.1 ◆ 22.4
38 Pakistan 29.1 0.8 0.4% 20.9
39 Other Asia Pacific 12.4 0.4 0.2% 20.4
40 Bolivia 9.9 0.3 0.2% 19.5
41 Norway 72.1 2.0 1.1% 19.2
42 Bangladesh 12.9 0.4 0.2% 18.3
43 Bahrain 7.7 0.2 0.1% 16.7
44 Netherlands 41.5 1.2 0.6% 16.6
45 US 272.5 7.7 4.1% 12.6
46 Italy 3.0 0.1 ◆ 11.1
47 Colombia 4.4 0.1 0.1% 11.0
48 Canada 61.0 1.7 0.9% 10.8
49 Mexico 17.3 0.5 0.3% 8.9
50 Trinidad & Tobago 12.9 0.4 0.2% 8.6
51 Argentina 12.2 0.3 0.2% 8.6
52 Thailand 11.0 0.3 0.2% 8.6
53 Germany 2.4 0.1 ◆ 6.5
54 Denmark 1.8 0.1 ◆ 6.4
55 United Kingdom 9.0 0.3 0.1% 4.5
Total World 6608.9 187.1 100.0% 58.6
* More than 100 years.
◆ Less than 0.05%.
Pág. 85
Reservas al 2012:
Fuente: British Petroleum, elaboración propia.
Reservas Probadas
Estadisticas Gas Natural at end 2012
British Petroleum Trillion Trillion
(Acceso al 02/08/2013) cubic cubic Share R/P
País feet metres of total ratio
1 Iran 1187.3 33.6 18.0% *
2 Qatar 885.1 25.1 13.4% *
3 Turkmenistan 618.1 17.5 9.3% *
4 United Arab Emirates 215.1 6.1 3.3% *
5 Venezuela 196.4 5.6 3.0% *
6 Nigeria 182.0 5.2 2.8% *
7 Iraq 126.7 3.6 1.9% *
8 Kuwait 63.0 1.8 1.0% *
9 Libya 54.6 1.5 0.8% *
10 Papua New Guinea 15.6 0.4 0.2% *
11 Saudi Arabia 290.8 8.2 4.4% 80.1
12 Other Middle East 7.3 0.2 0.1% 78.0
13 Australia 132.8 3.8 2.0% 76.6
14 Other Africa 44.3 1.3 0.7% 68.1
15 Kazakhstan 45.7 1.3 0.7% 65.6
16 Vietnam 21.8 0.6 0.3% 65.6
17 Yemen 16.9 0.5 0.3% 63.1
18 Azerbaijan 31.5 0.9 0.5% 57.1
19 Russian Federation 1162.5 32.9 17.6% 55.6
20 Algeria 159.1 4.5 2.4% 55.3
21 Indonesia 103.3 2.9 1.6% 41.2
22 Syria 10.1 0.3 0.2% 37.5
23 Ukraine 22.7 0.6 0.3% 34.6
24 Egypt 72.0 2.0 1.1% 33.5
25 India 47.0 1.3 0.7% 33.1
26 Oman 33.5 0.9 0.5% 32.8
27 Other Europe & Eurasia 10.1 0.3 0.2% 29.2
28 China 109.3 3.1 1.7% 28.9
29 Poland 4.2 0.1 0.1% 28.3
30 Peru 12.7 0.4 0.2% 27.9
31 Brazil 16.0 0.5 0.2% 26.0
32 Brunei 10.2 0.3 0.2% 22.9
33 Malaysia 46.8 1.3 0.7% 20.3
34 Uzbekistan 39.7 1.1 0.6% 19.7
35 Other Asia Pacific 11.8 0.3 0.2% 18.6
36 Norway 73.8 2.1 1.1% 18.2
37 Myanmar 7.8 0.2 0.1% 17.4
38 Bolivia 11.2 0.3 0.2% 17.0
39 Netherlands 36.7 1.0 0.6% 16.3
40 Other S. & Cent. America 2.0 0.1 15.5
41 Pakistan 22.7 0.6 0.3% 15.5
42 Bahrain 7.0 0.2 0.1% 14.0
43 Colombia 5.5 0.2 0.1% 12.9
44 Canada 70.0 2.0 1.1% 12.7
45 US 300.0 8.5 4.5% 12.5
46 Romania 3.6 0.1 0.1% 9.3
47 Trinidad & Tobago 13.3 0.4 0.2% 8.9
48 Argentina 11.3 0.3 0.2% 8.5
49 Bangladesh 6.5 0.2 0.1% 8.4
50 Italy 1.9 0.1 7.0
51 Thailand 10.1 0.3 0.2% 6.9
52 Mexico 12.7 0.4 0.2% 6.2
53 Germany 2.0 0.1 6.1
54 United Kingdom 8.7 0.2 0.1% 6.0
55 Denmark 1.3 0.0 5.9
Total World 6614.1 187.3 100.0% 55.7
* More than 100 years.
◆ Less than 0.05%.
Pág. 86
Reservas al 2013:
Fuente: British Petroleum, elaboración propia.
Reservas Probadas
Estadisticas Gas Natural at end 2013
British Petroleum Trillion Trillion
(Acceso al 18/03/2015) cubic cubic Share R/P
feet metres of total ratio
1 Iran 1192.9 33.8 18.2% *
2 Qatar 871.5 24.7 13.3% *
3 Turkmenistan 617.3 17.5 9.4% *
4 United Arab Emirates 215.1 6.1 3.3% *
5 Venezuela 196.8 5.6 3.0% *
6 Nigeria 179.4 5.1 2.7% *
7 Iraq 126.7 3.6 1.9% *
8 Kuw ait 63.0 1.8 1.0% *
9 Libya 54.7 1.5 0.8% *
10 Papua New Guinea 5.5 0.2 0.1% *
11 Australia 129.9 3.7 2.0% 85.8
12 Kazakhstan 53.9 1.5 0.8% 82.5
13 Saudi Arabia 290.8 8.2 4.4% 79.9
14 Syria 10.1 0.3 0.2% 63.9
15 Vietnam 21.8 0.6 0.3% 63.3
16 Algeria 159.1 4.5 2.4% 57.3
17 Other Africa 43.3 1.2 0.7% 56.9
18 Azerbaijan 31.0 0.9 0.5% 54.3
19 Russian Federation 1103.6 31.3 16.8% 51.7
20 Yemen 16.9 0.5 0.3% 46.3
21 Indonesia 103.3 2.9 1.6% 41.6
22 India 47.8 1.4 0.7% 40.2
23 Peru 15.4 0.4 0.2% 35.7
24 Other Middle East 8.1 0.2 0.1% 35.3
25 Other Europe & Eurasia 8.8 0.2 0.1% 33.4
26 Ukraine 22.7 0.6 0.3% 33.4
27 Egypt 65.2 1.8 1.0% 32.9
28 Oman 33.5 0.9 0.5% 30.7
29 China 115.6 3.3 1.8% 28.0
30 Poland 4.1 0.1 0.1% 27.5
31 Other S. & Cent. America 2.2 0.1 24.9
32 Brunei 10.2 0.3 0.2% 23.6
33 Myanmar 10.0 0.3 0.2% 21.6
34 Brazil 15.9 0.5 0.2% 21.2
35 Uzbekistan 38.3 1.1 0.6% 19.7
36 Norw ay 72.4 2.0 1.1% 18.8
37 Other Asia Pacif ic 11.5 0.3 0.2% 17.5
38 Pakistan 22.7 0.6 0.3% 16.7
39 Malaysia 38.5 1.1 0.6% 15.8
40 Bolivia 11.2 0.3 0.2% 15.2
41 US 330.0 9.3 5.0% 13.6
42 Canada 71.4 2.0 1.1% 13.1
43 Colombia 5.7 0.2 0.1% 12.8
44 Bangladesh 9.7 0.3 0.1% 12.6
45 Netherlands 30.1 0.9 0.5% 12.4
46 Bahrain 6.7 0.2 0.1% 12.1
47 Romania 4.1 0.1 0.1% 10.6
48 Argentina 11.1 0.3 0.2% 8.9
49 Trinidad & Tobago 12.4 0.4 0.2% 8.2
50 Italy 1.8 0.1 7.3
51 Denmark 1.2 0.0 7.0
52 Thailand 10.1 0.3 0.2% 6.8
53 United Kingdom 8.6 0.2 0.1% 6.7
54 Mexico 12.3 0.3 0.2% 6.1
55 Germany 1.7 0.0 5.9
Total World 6557.8 185.7 100.0% 55.1
* More than 100 years.
^ Less than 0.05
Less than 0.05%.
n/a not available.
Pág. 87