1
Luis A. Espinoza QuiñonesGART
OSINERG
PRINCIPIOS ECONÓMICOS DEL SECTOR DE GAS NATURAL
ENERGÍA - FUENTES
Calor
Iluminación
Fuerza
Movimiento
TRANSFORMACION
Electricidad
CombustiblesLíquidos
CombustiblesSólidos
RESERVAS
Carbón
Petróleo
Eólica
Solar
Geotermia
Mareomotriz
Biomasa
Hidro
Gas Natural
Nuclear
CombustiblesGaseosos
Primaria Secundaria
Uso Final
PERSPECTIVA ENERGÉTICA GLOBAL
2
ENERGÍA - PROCESOS
UnidadTransformadora
EnergíaPrimaria
EnergíaSecundaria
Aparato
Útil
PérdidasPérdidas
RendimientosCentral Hidráulica: 85%
Ciclo Combinado a GN: 55%Central a Carbón: 40%
Motor Diesel: 38%Ciclo Simple (D2 o GN): 35%
Motor a Gasolina: 25%
Satisface unaNecesidad
ENERGÍA - EQUIVALENCIAS
Tonelada Equivalente de Petróleo (TEP)
Kilo Calorías (Kcal)
Giga Joule (GJ)
Millón de BTU (MBTU)
Tonelada de Carbón de Piedra
Tonelada de Lignito
Electricidad (MWh)
1 TEP
10 Millones Kcal
42 GJ
40 MBTU
1.5 Ton
3 Ton
12 MWh
3
POLÍTICA ENERGÉTICA
Política:... Arte o traza con que se conduce un asunto o se emplean los medios para alcanzar un fin determinado.
Diccionario de la Lengua Española.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO MUNDIAL
4
PETRÓLEO: RESERVAS
BP Statistical Review of World Energy 2004.
Distribution of proved oil reserves 2003.
PETRÓLEO: COBERTURA
BP Statistical Review of World Energy 2004.
Oil reserves-to-production (R/P) ratios.
5
PETRÓLEO: PRECIOS
BP Statistical Review of World Energy 2004.
Crude oil prices since 1861.
PETRÓLEO: COMERCIO
BP Statistical Review of World Energy 2004.
Major oil trade movements.
6
GAS NATURAL: RESERVAS
Distribution of proved natural gas reserves 2003.
BP Statistical Review of World Energy 2004.
GAS NATURAL: COBERTURA
Natural gas reserves-to-production (R/P) ratios.
BP Statistical Review of World Energy 2004.
7
GAS NATURAL: COMERCIO
BP Statistical Review of World Energy 2004.
Major natural gas trade movements.
Evolución del PBI y Consumo per Cápita desde 1970 al 2001
0.15
0.17
0.19
0.21
0.23
0.25
0.27
0.29
0.31
12 14 16 18 20 22 24 26 28
PBI per Cápita (miles US$ 1995) por Hab
TJ p
or M
il H
abita
ntes
Norteamérica Europa OECD
1970
1970
1970
Crisis1973
Crisis1979
Guerradel Golfo
1991
2001
2001
2001
Hab
itant
e
EFECTO EN LA ECONOMÍA
8
Evolución del PBI y Consumo per Cápita desde 1970 al 2001
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
PBI per Cápita (miles US$ 1995) por Hab
TJ p
or M
il H
abita
ntes
Estados Unidos Mexico Francia Alemania EspañaSuiza Reino Unido Japón Korea
Japón
Suiza
USA
Alemania
Korea
MexicoEspaña
Hab
itant
e
Evolución del PBI per Cápita y la Intensidad Energéticadesde 1970 al 2001
6
8
10
12
14
16
18
20
22
12 14 16 18 20 22 24 26 28
PBI per Cápita (miles US$ 1995) por Hab
TJ p
or M
illón
US$
199
5
Norteamérica Europa OECD
1970
1970
1970
Crisis1973
Crisis1979
Guerradel Golfo
1991
2001
2001
2001
9
Evolución del PBI per Cápita y la Intensidad Energéticadesde 1970 al 2001
0
5
10
15
20
25
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
PBI per Cápita (miles US$ 1995) por Hab
TJ p
or M
illón
US$
199
5
Estados Unidos Mexico Francia Alemania EspañaSuiza Reino Unido Japón Korea
Japón
Suiza
USA
Alemania
Korea
Mexico
España
UK
AMERICA LATINA: ENERGÍA Y ECONOMÍA
2000
1970
2000
1970
1970
1970 2000
1970
1970
2000
1970
2000
2000
1970
-
5
10
15
20
25
30
- 1 2 3 4 5 6
PBI per Cápita (Miles US$ por Habitante)
Inte
nsid
ad E
nerg
étic
a (T
J po
r Mill
ón U
S$)
ArgentinaBoliviaBrasilChileColombiaEcuadorMexicoPerúVenezuelaMedia
10
Consumo Mundial de Energía Primaria
-1 0002 0003 0004 0005 0006 0007 0008 0009 000
10 000
1965
1968
1971
1974
1977
1980
1983
1986
1 98
9
1 99
2
1 99
5
1 99
8
2 00
1
Mill
ones
de
TEP
0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%
Tasa
Med
ia A
nual
Consumo Mundial Crecimiento Quinquenal
Crisis1973
Crisis1979
Irak1991
Evolución y Proyección del Consumo Mundial de Energía
0
20
40
60
80
100
120
140
1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060 2080 2100
Gig
a B
arril
Equ
ival
ente
de
Petró
leo
(GB
EP)
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
Consumo Tasa de Crecimiento
Proyección
11
Dependencia del Petróleo.
Contaminación del Aire.
Cambio Climático.
PROBLEMA ENERGÉTICO GLOBAL
Política Pública.
Tecnología.
Solución alProblema
SOLUCIÓN GLOBAL
12
PresenteFu
ente
s
Usos
FormasProductivas
Formas de
Consumo
ImpactoAmbiental
DependenciaExterna
Tecnología
Futuro
Fuen
tes
Usos
NuevasFormas
Productivas
NuevasFormas
de Consumo
MenorImpacto
Ambiental
MenorDependencia
Externa
NuevaTecnología
Cambios Tecnológicos
Cambios Ambientales
Cambios en la Matriz
Energética
Tiempo
MACROTENDENCIAS
EEUU: POLÍTICA ENERGÉTICA
13
EEUU
EEUU: Perspectiva Energética
EEUU: LABORATORIOS NACIONALES
14
LA CADENA DEL GAS NATURAL Vs. LA CADENA DEL PETRÓLEO
Cadena del Petróleo
• Cadena Corta y Débil.• Fácil Compensación de Interrupciones.• Mecanismos de Mercado Incorporados debido a que el Petróleo
es fácilmente Negociable.• Patrón de Riesgo:
- El productor de Petróleo tiene muchas opciones, la pregunta esel precio.
- Existe riego en la Reserva y en el Precio, pero no en la Comercialización.
Cadena del Gas Natural
• Cadena Larga y Firme.• Existe Físicamente lazos fijos desde el Pozo hasta la boquilla del
Quemador.
• Interrupciones:– Si No Hay Gas Aguas Abajo (Clientes), entonces, No Hay
Dinero Aguas Arriba (Productor).• Grandes Inversiones en la Cadena.• No Existen Mecanismos de Mercado Incorporados, debido a la
Existencia de Capacidades Fijas.• Patrón de Riesgo:
– El Productor de gas y los Consumidores están Atados.– ¿Puede el riesgo del Gas ser similar al del Petróleo?
En Consecuencia:
• Los procesos de Comercialización del Gas Natural son fundamentalmente diferentes de los del Petróleo.
• Adicionalmente:– El Gas Natural No Tiene un Mercado Cautivo.
15
FUENTES DE ENERGÍA EN COMPETENCIA CON EL GAS NATURAL
GasNatural
Residencial y Comercial
Industria
Gen
erac
ión
Eléc
tric
a Quím
ica
Electricidad Carbón Derivados del Petróleo
Electricidad Derivados del Petróleo
Hidroelectricidad
Carbón
Derivados delPetróleo
Nafta
TRANSPORTE DE GAS NATURAL VS PETRÓLEO
El Gas Natural ocupa un volumen1000 veces más grande que el Petróleo
para el mismo Contenido Energético
El Costo de Transportea Grandes Distancias
Para el Gas Natural es másalto que para el Petróleo Crudo
Por un Factor de 5 a 10
16
Buque TanqueGNL
130 000 m3
2.9 1012 BTU200 x 106 US$
70 US$/ 106 BTU
Buque TanquePetróleo
70 000 TM3.0 1012 BTU60 x 106 US$
20 US$/ 106 BTU
1 TM Petróleo = 43 106 BTU1 m3 GNL = 22.36 106 BTU
Ducto GN900 mm = 36”100 TWh/año
1.5 x 106 US$/km
Ducto Petróleo900 mm = 36”500 TWh/año
0.7 x 106 US$/km
3.5 veces
10 veces
• Los altos costos del transporte de Gas Natural implican que raravez existen sobre capacidades, debido a que, la infraestructura del Gas debe ser rápidamente usada a plena capacidad para asegurar la Rentabilidad de la Inversión.
17
COSTOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL VS PETRÓLEO
0
1
2
3
4
5
US$
/ 10
6 B
TU
1000 5000 km
Ducto de Gasde Alto Costo
Ducto de Gasde Bajo Costo
GNL
Ducto dePetróleoBuque de
Petróleo
ESTRUCTURA DEL MERCADO
• Al no tener la liquidez física del Petróleo Crudo, el Gas Natural esta condenado a la rigidez de una Infraestructura Cara.
• Esta Infraestructura limita el Comercio sobre las grandes distancias, y de esta manera, de retorno, induce la “No Liquidez” y la “No Homogeneidad” del Mercado de Gas.
• No Hay un Mercado Mundial del Gas Natural.– Existentes varios Mercados Regionales.
18
LOS TRES PRINCIPALES MERCADOS REGIONALES DEL GAS NATURAL CON SUS LAZOS MARGINALES
OESTE
USA
Canadá
Norte AméricaCENTRO
Oeste de Europa
NoruegaRusia
Argelia
EuropaESTE
Japón
IndonesiaMedio EsteAustralia
Este del Asia
• Con esta estructura del “Mercado Mundial”, el Gas Natural esta en Competencia con Referencias Energéticas Regionales.
• No Existe Ajustes Mutuos de Precios y por consiguiente No Existeun Marcador Internacional para el Precio del Gas Natural.
• Los fundamentos para establecer el precio en un mercado de Gas dado esta relacionado con la especificidad del Mercado.
• La especificidad esta expresada por:– Organización:
• Regulado o No, Monopólico o Competitivo.– Tipo de Usuarios Finales:
• Industria, Generación Eléctrica, Residencial, etc.– Número de Vendedores, Compradores y Comercializadores.– Madurez.
19
EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE IMPORTACIÓN: CRUDO VS GN
0
1
2
3
4
5
6
7
8
19801981
19821983
19841985
19861987
19881989
19901991
19921993
19941995
1996
US$
/ 1
0^6
BTU
Crudo OECD GN USAGN Europa Occidental GNL Japón
EUROPA OCCIDENTAL• Alrededor del 50% de la demanda de gas natural es suministrada por
grandes (pesadas) infraestructuras de importación.• Pequeño número de actores:
- Principales suministradores:• Países Bajos, Noruega, Rusia y Argelia.• El 75% de la producción local de gas natural proviene de 10
compañías.• El 90% del transporte de gas proviene de 7 compañías.
• Control Estatal pero en dirección a la Desregulación.• Diferentes niveles de desarrollo para cada uno de los mercados
nacionales.• El Largo Plazo es la Regla, el Corto Plazo es la excepción.• La participación de la generación de electricidad en la demanda de gas
es baja pero esta creciendo rápidamente.
CARACTERÍSTICA DE LOS PRINCIPALESMERCADOS DEL GAS NATURAL
20
• Competencia principal:
– Gas Natural vs Derivados del Petróleo.
• Determinación del Precio de Frontera del Gas Natural:
Precio de Frontera = Valor del Mercado menos Costos.
– Factores en el Valor del Mercado:• Estructura del Mercado.• Precios de los Combustibles Competidores.• Eficiencia Energética.• Costo de Equipamiento.
JAPÓN
• Alrededor del 97% de la demanda de gas es abastecida por importaciones de Gas Natural Licuefactado (GNL).
• Importadores Japoneses:– 6 productores de electricidad y 4 compañías de gas.– Involucrados en la Producción de gas.
• Los altos costos del suministro del GNL son accesibles para la industria de generación eléctrica.
• La cadena del gas, intensiva en Capital, impone contratos de Largo Plazo.
• El principal segmento del mercado es la generación de electricidad.
• Competencia Principal: Gas Natural vs Petróleo Crudo.• Determinación del Precio de Frontera del Gas Natural:
Precio CIF del GNL = Parte indexado al Crudo más otra parte indexado a la Inflación.
21
• El rápido crecimiento económico del Japón indujo una fuerte presión sobre la demanda de electricidad, la cual podría mantenerse a precios altos, y así permitir altos costos de producción.
• Este contexto particular permitió:– Un precio de importación del gas natural más alto que para el
petróleo crudo, y por lo tanto, ayudo al desarrollo de varias delas cadenas del GNL.
ESTADOS UNIDOS
• Mercado libre maduro con un número grande de actores.• Importantes capacidades de importación y transporte.• Estructura de mercado con contratos directos entre productores y
clientes finales.• Confianza en el Mercado, lo cual reduce la necesidad de
garantías de suministro a largo plazo.• El Mercado SPOT y los contratos de corto plazo han sido posibles
en este contexto.• Existe competencia Gas a Gas en un sistema altamente
interconectado.• Determinación del Precio del Gas Natural:
– Precio del Mercado Libre.– El gas natural es ahora un artículo normal (commodity) con
una evolución del precio que obedece a las fuerzas del mercado.
22
• Precio del Gas Natural– Traslada los efectos de la competencia Gas a Gas.– Refleja el uso marginal:
• En el invierno: paridad con el Residual #6.• En el verano: paridad con el Carbón.
PRECIO INTERNACIONAL DEL GAS
• Las cuestiones básicas en todas las decisiones importantes en elnegocio del gas son:– El transporte de gas esta caracterizado por grandes
economías de escala.– Gran participación de los costos de Transporte y Distribución
en toda la cadena del Gas.– Costos de almacenamiento del gas natural son demasiado
altos y son económicos únicamente para grandes volúmenes.– Existen ventajas ambientales y de eficiencia en el uso del gas
natural, pero, esta fuente energética puede ser siempre sustituida por otros combustibles a un precio que podría parecer alto pero que no es prohibitivo.
• Aparte de algunas áreas maduras donde el mercado esta liberalizado, las características de la cadena del gas requiere de un acceso estable a los suministros de gas y una valorización demercado asegurada.
23
• El comercio internacional del gas natural se basa por lo tanto en los contratos a Largo Plazo.
• El precio es sólo una de las condiciones comerciales que aseguraun balance a Largo Plazo entre los intereses de las partes en juego.
• Sin un Marcador Internacional, se usan fórmulas de indexación para establecer precios internacionales del gas.
• La Indexación es un instrumento usado para:– Reflejar la especificidad de la demanda en la zona.– Y por lo tanto asegurar la comercialidad del gas natural.
• Tema Clave en las Definición del Precio
Costo del Gas Valor del Gas
Zona de Acuerdo
Límite Inferiordel Precio del Gas
Límite Superiordel Precio del Gas
El Precio del Gases establecido a través de una negociación entre
El Costo del Gas y El Valor del Gas
24
REGLAS PARA EL USO FÍSICO DE LAS INVERSIONESPROVISIONES EN CANTIDAD Y CALIDAD
• Compromiso del Vendedor:– Suministrar el Gas: poner a disposición una cantidad definida de gas,
de una cierta calidad, y en un periodo dado de tiempo.• Compromiso del Comprador:
– Tomar o Pagar: tomar al menos la cantidad mínima de gas puesta adisposición y/o pagar por ella.
• Compensaciones:– Pago Mínimo para el Comprador.– Descuento por Incumplimiento para el Vendedor.
• Casos de Fuerza Mayor:– No Hay Compensación: los casos de Fuerza Mayor no son la razón
del negocio para el Vendedor o Comprador.• Riesgos del Reservorio y Riegos del Mercado:
– Estos riesgos son cubiertos por provisiones específicas fuera de la cláusulas de Fuerza Mayor.
ELEMENTOS COMERCIALES DE LOS CONTRATOS DE GAS
• El elemento central en un contrato por Depletación es la definición del perfil de volúmenes anuales, el cual esta limitado por las consideraciones en el manejo del Reservorio.
• Las provisiones en un contrato por depletación deberían definir:– El Crecimiento de los Volúmenes.– La Meseta con Inicio y Duración.– La Declinación con Inicio y Forma.
• Las obligaciones de Entrega son independientes de las consideraciones en el manejo del Campo.– El vendedor tiene la obligación de sustituir de otros campos.
• El perfil del ducto de conexión es fijado por el contrato o determinado por el comprador.– El ducto no depende del desempeño del Reservorio.
CONTRATO DEDICADO Y POR DEPLETACIÓNEL SUMINISTRO ESTA UNIDO A UN RESERVORIO ESPECÍFICO
TIPOS DE CONTRATOS DE GAS
25
• Junto con los contratos de Compra y Venta de GNL, los cuales son del tipo de Contrato de Suministro, existe un Contrato de Transporte Marítimo.
• Existen 2 tipos de contratos de GNL, dependiendo de la distribución de los Riesgos:
a.- Contrato de GNL FOBEl punto de entrega corresponde a la brida del brazo de carga en el terminal de la planta de licuefacción.El comprador organiza el embarque, y soporta los riesgos marítimos y la pérdida de gas.
b.- Contrato de GNL CIFEl punto de entrega corresponde a la brida del brazo de descarga en el terminal de la planta de regasificación.
• El Vendedor organiza el embarque y soporta los riesgos marítimos y la pérdida de gas.
CONTRATO DE GAS NATURAL LICUEFACTADO
PERFIL DEL COMPROMISO
Fases de un Contrato de Venta de Gasa Largo Plazo
Inicio Crecimiento Meseta Extensión Declinaciónt
V
26
PERFIL DEL COMPROMISO
Inicio Crecimiento Meseta Extensión Declinación
Duración Semanas o Meses Meses a Años 5 a 20 años 3 a 10 años Varios Años
Características Prueba de Equipos
Crecimiento por Pasos
Términos de Entrega largos
y estables
Disminución de las entregas por
saltos
Compromisos Razonable
según Desempeño
Firme Firme Firme Firme
Elementos a ser definidos
Duración - Duración de los Pasos
- Nivel de los Pasos
- Cómo y Quién los determina
- Cambios en el Nivel
- Cómo y Quién los determina
Duración - Duración de los Pasos
- Nivel de los Pasos
- Cómo y Quién los determina
- Fin de las entregas
Fases de un Contrato de Venta de Gas a Largo Plazo
INSTRUMENTOS DE FLEXIBILIDAD• La flexibilidad en contratos de gas es Crítica por muchas razones:
– Debido a que el Gas no puede ser almacenado fácilmente, los requerimientos de flexibilidad del suministro y aceptación, deben se decididos antes que la Capacidad en la cadena del Gas este totalmente definida.
• La Capacidad de Diseño determina las inversiones a lo largo de la Cadena del Gas, y por lo tanto, los ingresos resultantes del uso de dicha cadena es también una función del grado de utilización de esta Capacidad.
• La flexibilidad en contratos de gas es definida como la diferencia entre la Capacidad Disponible y la Obligación de de Pago Mínimo por No Tomar Gas.
• La necesidad de almacenamiento depende grandemente de la flexibilidad entre los consumos diarios y anual, y de la relación entre ellos.
27
Flexibilidad Estacional
DelAlmacenaje
AlAlmacenaje
Ventas Diarias
Deja de Tomar
Promedio de la Demanda Anual de Gas
Promedio del Mínimo Pago Anual de Gas
Promedio de la Capacidad AnualMáxima Capacidad Diaria
• El Pago Mínimo es un punto de referencia donde ambas, las inversiones aguas arriba del vendedor y las inversiones aguas abajo del comprador, son provechosas o rentables.
• Procedimiento “Make Up”– Mecanismo mediante el cual la obligaciones de pago por el
Volumen de Gas tomado en exceso del pago mínimo anual es reducido en razón al gas prepagado bajo la aplicación de un pago mínimo anterior.
• Procedimiento “Carry Forward”– Mecanismo mediante el cual el Gas tomado en exceso del
pago mínimo anual es considerado como un crédito contra volúmenes futuros de pago mínimo, y por consiguiente se reduce la obligación del pago mínimo.
SISTEMA DE PAGO MÍNIMO
28
• Procedimiento “Carry Forward”
– Parte de la situación en la cual ambas partes tienen ingresos extras en exceso de sus necesidades mínimas.
– Luego, este procedimiento es un instrumento de flexibilidad muy útil para balancear los riesgos y oportunidades entre el vendedor y comprador.
– Es muy útil para manejar las variaciones multi-anuales de la demanda causada por los ciclos del negocio o por las anomalías climáticas no cubiertas por la Flexibilidad Anual, pero que podrían ser balanceadas fuera del año.
PROCEDIMIENTOSMAKE UP (MU) Y CARRY FORWARD (CF)
Vmin
Volúmenes
TOMA PAGAVmin: Volumen Mínimo
CF
MU
Inicio del AñoCF
Fin del Año
MU
AÑO 1
29
Vmin
Volúmenes
TOMA PAGAVmin: Volumen Mínimo
CF
MU
Inicio del AñoCF
Fin del Año
MU
AÑO 2
PROCEDIMIENTOSMAKE UP (MU) Y CARRY FORWARD (CF)
Vmin
Volúmenes
TOMA PAGAVmin: Volumen Mínimo
CF
MU
Inicio del AñoCF
Fin del Año
MU
AÑO 3
PROCEDIMIENTOSMAKE UP (MU) Y CARRY FORWARD (CF)
30
Vmin
Volúmenes
TOMA PAGAVmin: Volumen Mínimo
CF
MU
Inicio del AñoCF
Fin del Año
MU
AÑO 4
PROCEDIMIENTOSMAKE UP (MU) Y CARRY FORWARD (CF)
INSTRUMENTOS DE FLEXIBILIDAD: AJUSTE DE OBLIGACIONES
• El ajuste de las obligaciones anuales de Tomar el Gas o de Ponera Disposición, como función de los parámetros objetivos, es un afinamiento del patrón de riesgo en concordancia con la flexibilidad que debe existir entre el vendedor y el comprador.
• El ajuste planeado de las obligaciones podrían estar relacionados con el manejo del reservorio o con el desarrollo del mercado.
• La parte, de quién su sistema sufre una perturbación, tiene que encargarse de hacer todas las medidas necesarias para cumplir con todas sus obligaciones tan pronto como sea posible.
• La otra parte (cliente) es compensada con el objeto de liberar la correspondiente obligación, o también debería ser beneficiada (por el suministrador) de manera equivalente a la obligación.
31
PERÚ 2001: RESERVAS Y PRODUCCIÓN
54.757.2
8.9
19.6 0.2 8.1
23.0 28.3
0%
20%
40%
60%
80%
100%
PRODUCCIÓN RESERVAS
Petróleo (*) Gas Natural + LGN (*) Carbón Mineral (*) Hidroenergía
PERÚ: MATRIZ ENERGÉTICA
PERÚ 2001: OFERTA INTERNA Y CONSUMO
Perú 2001: Oferta Interna y Consumo Perú 2001: Oferta Interna y Consumo
Producción + Importación (TJ) = 674 834 Consumo Final (TJ) = 436 956
Consumo Final 65%
Pérdidas y Ajustes 18%
Exportación 18%
Producción Total 66%
Importación 34%
Consumo Final 100%
Pérdidas y Ajustes 27%
Exportación 27%
Producción Total 102%
Importación 52%
32
INCIDENCIA EN LA MATRIZ ENERGÉTICA
Oferta de Energía
-300 000
-200 000
-100 000
0
100 000
200 000
300 000
400 000
500 000
600 000
700 000
1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000
Años
Ofe
rta:
TJ
Producción Importación Exportación Oferta
Importación Total de Energía
0
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
300 000
1 970
1 972
1 974
1 976
1 978
1 980
1 982
1 984
1 986
1 988
1 990
1 992
1 994
1 996
1 998
2 000
Años
Con
sum
o: T
J
Carbón y Coque Petróleo GLP Gasolinas KeroseneDiesel Residual Otros Total
Exportación Total de Energía
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
160 000
180 000
1 970
1 972
1 974
1 976
1 978
1 980
1 982
1 984
1 986
1 988
1 990
1 992
1 994
1 996
1 998
2 000
Años
Con
sum
o: T
J
Petróleo Gasolinas Kerosene Diesel Residual Otros Total
Consumo Total de Energía
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
160 000
180 000
200 000
1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000 2 005
Años
Con
sum
o: T
J
0
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
300 000
350 000
400 000
450 000
500 000
Carbón Biomasa GLP Gasolina KeroseneDiesel Residual Electricidad Otros Total
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA
Consumo Total de Energía
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000
Años
Con
sum
o: T
J
Carbón Biomasa GLP Gasolina Kerosene Diesel Residual Electricidad Otros
Consumo Nacional de Diesel por Sectores
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
Años
Parti
cipa
ción
RESIDENCIAL Y COMERCIAL PÚBLICO TRANSPORTEAGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIA PESCA MINERO METALÚRGICOINDUSTRIAL OTROS
Sector Transporte: Consumo de Energía
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1 970 1 975 1 980 1 985 1 990 1 995 2 000
Años
Con
sum
o: T
J
GLP Gasolina Kerosene Diesel Residual
33
2001: COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
Carga a las Refinerías Producción de las Refinerías Consumo de Hidrocarburos
Total (TJ) = 339 502 Total (TJ) = 339 502 Total (TJ) = 264 307% del Consumo 60%
Nacional 54%
Importación 46% Gasolinas
18%Residuales 39%
Otros 20% Diesel N° 2
23%
Gasolinas 17%
Residuales 22%
Otros 25% Diesel N° 2
37%
Importación de Energía Exportación de Energía
Total (TJ) = 228 304 Total (TJ) = 118 634% del Consumo 52% % del Consumo 27%
Diesel N° 2 16%
Resto 16%
Petróleo 69% Residual
49%
Resto 17%
Petróleo 33%
2001: CONSUMO DEL SECTOR TRANSPORTE
Diesel N° 2 por Sectores Diesel N° 2 en Transporte
Total (TJ) = 96 591 Total (TJ) = 78 526% de la Importación 269% % de la Importación 219%
Transporte 81%
Resto 19%
Pasajeros 43%Carga
57%
Diesel N° 2 en Pasajeros Diesel N° 2 en Pasajeros - Lima
Total (TJ) = 33 416 Total (TJ) = 23 723% de la Importación 93% % de la Importación 66%
Lima 71%
Resto 29%
Público 79%
Privado 21%
34
PERÚ: BALANZA COMERCIAL
Balanza Comercial de Hidrocarburos
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Mill
ón U
S$
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1 000
1 200
Exportaciones Importaciones Saldo
Efecto Precio y Cantidad en la Balanza Comercial de hidrocarburos
-156 -185 -225-159 -189
-522
-350 -382
-187 -192-143 -119
-167-187
-226
-194 -164
-191
-181 -110
-202 5 19
-800
-700
-600
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Mill
ones
de
US$
Efecto Cantidad Efecto Precio
Precios Medios de Intercambio
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
US$
/ B
arril
Exportación Importación Diferencia
Balanza Comercial de Hidrocarburos
-100
-50
0
50
100
150
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Mile
s de
bar
riles
por
día
-100
-50
0
50
100
150
Exportaciones Importaciones Saldo
EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES
Precio Ex Planta Petroperú
0
5
10
15
20
25
1990 1991 1992 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
US$
/ M
illón
BTU
Diesel N°2 Gasolina 84
Precio Relativo por Energía: Gasolina 84 / Diesel
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
1990 1991 1992 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Impuestos como Porcentaje de Precio de Venta
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
1990 1991 1992 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Diesel N°2 Gasolina 84
35
PRECIOS INTERNACIONALES
Precio de Combustibles en la Costa del Golfo USA
0
2
4
6
8
10
12
Ene
-86
Ene
-87
Ene
-88
Ene
-89
Ene
-90
Ene
-91
Ene
-92
Ene
-93
Ene
-94
Ene
-95
Ene
-96
Ene
-97
Ene
-98
Ene
-99
Ene
-00
Ene
-01
Ene
-02
Ene
-03
US$
(Dic
-200
0) p
or M
illón
BTU
WTI Diesel LS Gasolina R Propano Residual 1%S
Precio del Gas Natural en California
0
5
10
15
20
25
Ene-89 Ene-90 Ene-91 Ene-92 Ene-93 Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02
US$
(Dic
-200
0) p
or M
illón
BTU
City Gate Residencial Comercial Industria Generador Eléctrico
Precio Medio del Gas Natural en California(periodo 1989 al 2002)
3.4
7.77.0
4.74.0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
City Gate Residencial Comercial Industria GeneradorEléctrico
US$
(Dic
-200
0) p
or M
illón
de
BTU
Precio del GN y WTI
0
2
4
6
8
10
12
14
Ene-89 Ene-90 Ene-91 Ene-92 Ene-93 Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02
US$
(Dic
-200
0) p
or M
illón
BTU
GN California City Gate WTI
COSTO DE LA ENERGÍAPrecio de Energéticos en Lima a junio de 2003
0
5
10
15
20
25
GLP Gasolinas Kerosene Diesel N° 2 Residual Gas NaturalEE
Gas NaturalOtros
US$
/ M
illón
BT
U
Ex Planta T&D Impuestos
PERÚ: PROBLEMA ENERGÉTICO
36
COSTO DE IMPORTACIÓN DE HIDROCARBUROS
Costo de Importación de Energía: Año 2003
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Crudo GLP Gasolinas DestiladosMedios
Residuales
US$
/ m
illón
BTU
2000: BALANZA COMERCIAL
Balanza Comercial del País: -455 millones US$Balanza Comercial Hidrocarburos: -713 millones US$
Balanza Comercial Otros: +258 millones US$
Otros8%
Minero-Metalurgia
51%Pesca16%
Textil10%
Agropecuario9%
Petróleo y Derivados
6%
Exportación: 6,952 millones
US$
Otros2%Insumos
Petróleo y Derivados
15%
Insumos agro-industriales
34% Bienes de Capital
29%
Bienes de Consumo
20%Importación:
7,407 millones US$
Balanza Comercial del País: -455 millones US$Balanza Comercial Hidrocarburos: -713 millones US$
Balanza Comercial Otros: +258 millones US$
37
2001: BALANZA COMERCIAL
Balanza Comercial del País: -266 millones US$Balanza Comercial Hidrocarburos: -531 millones US$
Balanza Comercial Otros: +265 millones US$
Otros10%
Minero-Metalurgia
50%
Pesca16%
Textil9%
Agropecuario9%
Petróleo y Derivados
6%
Exportación: 7,007 millones
US$
Otros2%
Insumos Petróleo y Derivados
12%
Insumos agro-industriales
37%Bienes de Capital
26%
Bienes de Consumo
23%Importación: 7,273 millones
US$
Balanza Comercial del País: -266 millones US$Balanza Comercial Hidrocarburos: -531 millones US$
Balanza Comercial Otros: +265 millones US$
2002: BALANZA COMERCIAL
Balanza Comercial del País: +206 millones US$Balanza Comercial Hidrocarburos: -492 millones US$
Balanza Comercial Otros: +698 millones US$
Otros9%
Minero-Metalurgia
52%Pesca14%
Textil9%
Agropecuario10%
Petróleo y Derivados
6%
Exportación: 7,646 millones
US$
Otros1%
Insumos Petróleo y Derivados
13%
Insumos agro-industriales
37%Bienes de Capital
25%
Bienes de Consumo
24%Importación: 7,440 millones
US$
Balanza Comercial del País: +206 millones US$Balanza Comercial Hidrocarburos: -492 millones US$
Balanza Comercial Otros: +698 millones US$
38
BALANCE DE CRUDO
Perú: Balance de Petróleo Crudo
-200
-100
0
100
200
300
400
500
1971 1981 1991 2001 2003
Mile
s de
TJ
Producción Importación Exportación
BALANCE DE DERIVADOS
Perú: Balance de Derivados del Petróleo
-200
-100
0
100
200
300
400
500
1971 1981 1991 2001 2003
Mile
s de
TJ
Producción Importación Exportación
39
BALANZA COMERCIAL
Perú: Balanza Comercial
-200-150-100
-500
50100150200250300
1971 1981 1991 2001 2003
Mile
s de
TJ
Imp Crudo Imp Derivados Exp Crudo Exp Derivados
OFERTA INTERNA DE DERIVADOS
Perú: Oferta Interna de Derivados
0
50
100
150
200
250
300
350
1971 1981 1991 2001 2003
Mile
s de
TJ
GLP Gasolinas Kerosene + JF Diesel Residual Otros
40
OFERTA INTERNA DE DERIVADOS (%)
Perú: Oferta Interna de Derivados
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1971 1981 1991 2001 2003
GLP Gasolinas Kerosene + JF Diesel Residual Otros
BALANCE DE HIDROCARBUROS AÑO 2003
41
BALANCE DE HIDROCARBUROS AÑO 2003
Perú 2003Valor del Flujo de Hidrocarburos
US$ / GJ
Producción
4.4
Importación Exportación
4.6 4.1
Oferta Interna 4.6 Crudo
Importación Exportación
6.3 4.4
Oferta Interna 6.6 Derivados
Importación Exportación
5.1 4.3
Balance de C
rudoB
alance de Derivados
Crudo
Derivado
Balanza Comercial
Perú 2003Energía del Flujo de Hidrocarburos
Miles de TJ
Producción
199
Importación Exportación
189 65
Oferta Interna 324 Crudo
Importación Exportación
76 89
Oferta Interna 308 Derivados
Importación Exportación
266 154
-112
Balance de C
rudoB
alance de Derivados
Crudo
Derivado
Balanza Comercial
BALANCE DE HIDROCARBUROS AÑO 2003
Perú 2003Estructura del Flujo de Hidrocarburos
% de la Oferta Interna de Derivados
Producción
65%
Importación Exportación
62% 21%
Oferta Interna 105% Crudo
Importación Exportación
25% 29%
Oferta Interna 100% Derivados
Importación Exportación
86% 50%
-36%
Balance de C
rudoB
alance de Derivados
Crudo
Derivado
Balanza Comercial
Perú 2003Valor del Flujo de Hidrocarburos
Millones de US$
Producción
875
Importación Exportación
867 266
Oferta Interna 1,476 Crudo
Importación Exportación
478 390
Oferta Interna 2,046 Derivados
Importación Exportación
1,345 656
-689
Balance de C
rudoB
alance de Derivados
Crudo
Derivado
Balanza Comercial
42
CAMISEAMEDIO PARA LA
TRANSFORMACIÓN ENERGÉTICA
Solución a nuestros problemas energéticos...
PERÚ:SOLUCIÓN AL PROBLEMA ENERGÉTICO
FUENTES DE ENERGÍA EN COMPETENCIA CON EL GAS NATURAL
GasGasNaturalNatural
Residencial y Comercial
Industria
Gen
erac
ión
Eléc
tric
a Quím
ica
Electricidad Carbón Derivados del Petróleo
Electricidad Derivados del Petróleo
Hidroelectricidad
Carbón
Derivados delPetróleo
Nafta
43
GAS NATURAL: DEFINICIÓN
Líquidos deGas Natural
(LGN)
Gas Natural Seco
Gas Natural(de pozos)
100% vol.
82 % vol.Metano C1Etano C2
GLP
GasolinaNatural
Propano C3Butano C4
Pentanos plusC5+
18 % vol.
Nota: Los porcentajes corresponden a Camisea.
PRECIOS DEL GAS EN EL CONO SUR
1,101,10CABO NEGROCABO NEGRO 1,001,00TIERRA DEL FUEGOTIERRA DEL FUEGO
SALTASALTA
SANTA CRUZSANTA CRUZ
SAN PABLOSAN PABLO
URUGUAYANAURUGUAYANA
BUENOS AIRESBUENOS AIRESSANTIAGOSANTIAGO
TOCOPILLATOCOPILLA
MEJILLONESMEJILLONES
CONCEPCIONCONCEPCION
NEUQUENNEUQUEN
2,302,30
2,302,30 2,002,00
1,401,40
3,103,10
1,501,50
2,202,20
2,502,50
1,201,20
(*) (*) Contratos Contratos T.O.P. T.O.P. firmadosfirmados
1,501,50 PRECIOS DE ORIGENPRECIOS DE ORIGEN
3,103,10 PRECIOS DE MERCADOPRECIOS DE MERCADO
FLUJO GAS NATURALFLUJO GAS NATURAL
1,901,90
2,502,50LIMA (*)LIMA (*)
GeneraciónGeneración
Otros usosOtros usos
Precios City Gate
1,101,10CABO NEGROCABO NEGRO 1,001,00TIERRA DEL FUEGOTIERRA DEL FUEGO
SALTASALTA
SANTA CRUZSANTA CRUZ
SAN PABLOSAN PABLO
URUGUAYANAURUGUAYANA
BUENOS AIRESBUENOS AIRESSANTIAGOSANTIAGO
TOCOPILLATOCOPILLA
MEJILLONESMEJILLONES
CONCEPCIONCONCEPCION
NEUQUENNEUQUEN
2,302,30
2,302,30 2,002,00
1,401,40
3,103,10
1,501,50
2,202,20
2,502,50
1,201,20
(*) (*) Contratos Contratos T.O.P. T.O.P. firmadosfirmados
1,501,50 PRECIOS DE ORIGENPRECIOS DE ORIGEN
3,103,10 PRECIOS DE MERCADOPRECIOS DE MERCADO
FLUJO GAS NATURALFLUJO GAS NATURAL
1,901,90
2,502,50LIMA (*)LIMA (*)
GeneraciónGeneración
Otros usosOtros usos
Precios City Gate
44
CAMISEA
Lima: Agosto 2004.
Precio del gas estable
• Precio máximo en boca de pozo (Contrato).
• Tarifas máximas de Transporte y Distribución (Reguladas).
Lima Camisea
Pisco
21
3
City Gate
4
6
5
LIMITANTE DEL DESARROLLO DEL PROYECTO CAMISEA
Falta de adaptación entre la oferta y
demanda
Incertidumbre en la demanda
de GN
1Incertidumbre en la inversión
óptima2
Riesgo elevado del
Negocio
3
Tarifas de T&Dmayores a lo razonable por
alto Riesgo
4Mayor costo del GN por
mayor Tarifa de T&D
5
Menor competitividad del GN reduce
la Demanda 6
El proyecto presentaba:-Riesgos de creación del mercado.-Riesgos constructivos.-Riesgos operativos.
Circulo vicioso del Gas Natural
Incertidumbre
Volu
men
Tiempo
45
BENEFICIO ELÉCTRICO POR EL GAS NATURAL
Precio del GasUS$ / 10^6 BTU
Costo de laElectricidadUS$ / MWh
0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0
10
20
30
40
0.0
Conformación del Precio del Gas
Gas en elYacimiento
Transportehasta el Cliente
Se expresa en
US$ / 106 BTU
US$ / 103 PC
Precio Total pagado por el ClientePrecio Total pagado por el Cliente
Influencia de la Incertidumbreen la Tarifa de Transporte
Prec
io
Incertidumbre
Precio de Venta MáximoPrecio de Venta Máximo
Tarifa deTarifa deTransporteTransporte
Máximodel Mercado
Máximodel Mercado
Máximo de laCompetencia
Mayor Riesgo
Menor Riesgo
Valor CompetitivoAho
rro
SOLUCIÓN AL PROBLEMA: GARANTÍA AL T&D DE GN
ClienteFinal
Eléctrico
GarantizaIngresos
Transportistade Gas
OptimizaDiseño,ReduceRiesgo
Se obtieneFinanciamiento
económico
MínimaTarifa
Transporte
GeneradorEléctrico
(intermediarioenergético)
MenorTarifa
Eléctrica
Preciodel Gas
Económico
BeneficioMayor que
Costos
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