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Ing. Mg. Jaime Salazar Montenegro
Módulo:I Unidad:III Semana:VI
PROCESOS INDUSTRIALES
LA INDUSTRIA DEL GAS EN EL
PERU Y EL MUNDO
ORIENTACIONES
Para que usted pueda lograr los objetivos de
cada semana ponga en practica las siguientes
recomendaciones:
1.Estudiar las ayudas que el profesor entrega.
2.Realizar las actividades que al final se sugiere.
3.Cualquier duda consulte, no se la guarde.
CONTENIDOS TEMÁTICOS
1. La industria del gas en el Perú y el mundo.
2. La industria del gas natural.
• Es una mezcla de hidrocarburos livianos (principalmente metano, etano y
propano) que en condiciones de reservorio se encuentran en estado gaseoso o
en disolución con el petróleo.
• El metano no requiere de plantas de refinación complejas para procesarlo y
obtener productos comerciales. Los líquidos de gas natural son procesados en
plantas de fraccionamiento donde se obtienen derivados como el GLP y
gasolina natural.
• Tiende a expandirse al contacto con el medio ambiente, por lo cual su
almacenamiento a gran escala no es económicamente viable y su transporte
por ductos es costoso.
• El gas natural compite con otros combustibles (líquidos, carbón y electricidad)
en la provisión de energía en diferentes segmentos económicos.
• Es una fuente de energía no renovable.
Características del Gas Natural
Entre las principales características económicas que condicionan la
organización de los mercados de gas natural están:
– Posibilidad de almacenamiento, aunque de forma limitada.
– La existencia de segmentos con características de monopolio natural (transporte y distribución. Mayores niveles de demanda pueden cambiar progresivamente esta configuración).
– La existencia de inversiones de alto riesgo (exploración) y costos hundidos e inversiones específicas.
– Posibilidad de competencia en segmentos como la explotación (múltiples cuencas) y diferentes formas de comercialización.
– Importante competencia con otros combustibles a nivel de clientes finales (generación eléctrica, consumo comercial y residencial).
Características del Gas Natural
Fuentes de Energía en Competencia con el Gas Natural
7
Gas
Natural
Residencial y Comercial
Industria
Gen
era
ció
n
Elé
ctr
ica
Qu
ímic
a
Electricidad Carbón Derivados del Petróleo
Electricidad Derivados del Petróleo
Hidroelectricidad
Carbón
Derivados del
Petróleo
Nafta
GeneraciónEléctrica
Fábricas
HotelesEdificios
EscuelasUniversidades
Gas NaturalVehicular
Industrial
Comercial yTransporte
TransportePúblico
Residencial
Exportación
LNG
Mercados Relevantes para el Gas Natural
• En el mercado mundial aún no es considerado un bien commodity:
- No es susceptible de ser transado fluidamente en el mercado internacional.
- Sus características no se encuentra estandarizadas.
- No existe un mercado global de este producto (importancia de los mercado
regionales).
• El mayor comercio del Gas Natural Licuefactado (LNG) generará en el futuro
la conformación de un mercado mundial similar al del petróleo.
Características del Gas Natural
Etapas:
Exploración: fase previa altamente riesgosa (fallos
de información).
Explotación de Yacimientos: Actividad
competitiva, aunque dependiendo de la abundancia
de recursos puede estar concentrada en pocos
operadores.
Transporte y Distribución:
Necesarias porque normalmente los yacimientos
de gas natural son lejanos de los grandes centros
de consumo.
Estas redes exhiben características de monopolio
natural, aunque el desarrollo de una red
interconectada puede hacerlas más débiles.
Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (I)
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• La característica más importante en esta industria es la prestación del
suministro del gas mediante redes de abastecimiento (gaseoductos),
diseñadas para atender a una diversidad de usuarios.
• Estas redes son exclusivas para el abastecimiento del combustible a través de
conexiones domiciliarias a nivel residencial o mediante enlaces a la red
principal de distribución para el abastecimiento de la industria.
• Las inversiones en las redes de transporte son relativamente elevadas en
comparación, por ejemplo, con los oleoductos pues requieren unidades de
compresión de alto costo, tubos de especial calidad para soportar las
presiones a las que trabaja el gas natural y sistemas de telemando y control
sofisticados.
• El gas se puede almacenar a un costo razonable en los ductos de transporte
(pero de manera limitada) o en facilidades de almacenamiento artificiales a un
mayor costo (Salt Dome Trap Storage).
Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (II)
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• También es posible transportar a mayores distancias el gas mediante barcos
tanque en su forma licuefactada (LNG). El gas es enfriado en plantas
especiales (cuya construcción demanda fuertes inversiones) a menos de -160
C comprimiéndose en una relación de 1/600 veces, haciendo viable su
transporte vía marítima en barcos “metaneros”.
• Otra tecnología es el transporte del gas natural comprimido en vehículos de
transporte terrestre especiales para ser descomprimido a la llegada a los
centros de consumo. A esta modalidad se le ha denominado “gasoducto
virtual”.
Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (III)
Despacho del LNG: de la Producción a la Distribución
13
Du
cto
s d
e G
as N
atu
ral
Facilidades de
Vaporización y
Almacenamiento
Facilidades de
Licuefacción y
Almacenamiento
Pro
du
cció
n d
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atu
ral
Do
ck
Do
ck
Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (IV)
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 para cubrir
sus riesgos.
• Existe riesgo en la capacidad
de reserva y en el precio, pero
no en la comercialización.
Proceso de Abastecimiento del Gas Natural
Cadena del Gas Natural
– Cadena Larga y Firme
– Existe lazos físicamente fijos desde la
boca de pozo hasta la boquilla del
quemador.
– Si no hay suministro de gas natural
aguas abajo (clientes), entonces no
hay ingresos arriba (productor)
– Grandes Inversiones en la cadena (el
gas natural ocupa un volumen 1000
veces más grande que el petróleo para
el mismo contenido energético).
– No suelen existir mecanismos de
mercado incorporados para manejar la
reserva debido a la existencia de
capacidades fijas.
15
Cambios Físicos:
– Significativo incremento de la capacidad de transporte.
– Desarrollo de una alta velocidad de entrega y almacenamiento.
– Desarrollo de nuevos ductos y mayores interconexiones.
– Una serie de avances tecnológicos.
Cambios en la estructura de la industria:
– Mayor énfasis en el fomento de la competencia y regulación ambiental.
– Paulatina reducción de los operadores de ductos a solo el transporte.
– Acceso abierto a los explotadores – desarrollo de nueva oferta.
– Desregulación de los precios en boca de pozo.
– Surgimiento de un mercado secundario donde se transa capacidad de transporte.
Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos
Estructura de la Industria a inicios del 2000
0 Etapa de Desregulación de Precios
0 se inició 1979, concluyó en 1989
Ductos 285,000 FERC
Comercializadores 0 No Regulado
Empresas locales de Gas 833,000 Comisión de Empresas Públicas
Usuarios finales Residenciales 53 mill.
No regulado Comerciales 4.5 mill. 0
Industriales 40 mil
Interestatal: FERC Empresas Eléctricas 500 0
Intraestatal: Comisiones Estatales
260
1500
Productores
Millas de
Tuberías Participantes
160
24 Principales
Régimen Regulatorio
en el 2000
8000 Independientes
Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos
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• Incremento de la competencia en el mercado.
• Introducción de nuevos agentes como los comercializadores.
• Desarrollo de Hubs (puntos de confluencia de ductos donde se genera un
precio de referencia en base al cual se firman contratos a fututo como el
Henry Hub de Lousiana), así como centros de Comercialización.
• Creación de oportunidades de mercado en base al manejo de riesgos.
• Adaptación de Tecnologías.
• Mayor orientación al consumidor y nuevas estrategias de negocios,
incluyendo tipos de contratos.
• Paulatina reducción de transportistas a operadores de redes.
Efectos de la Reestructuración de la Industria
Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos
• Desarrollo de instrumentos financieros (contratos a futuro, forwards y
derivados):
– El 3 de abril de 1990 se lanzó en NYMEX el primer contrato de futuros de
gas natural. El punto de entrega de este contrato fue el Henry Hub en
Erath, Lousiana. En este punto se interconecta el gasoducto Sabine Pipe
Line Co con otro doce gasoductos.
– El éxito de este contrato se debió a la necesidad de cubrir los riesgos de
la volatilidad de los precios para las distribuidoras locales y a la ausencia
de restricciones de restricciones de capacidad en el punto elegido.
– Los contratos que toman como referencia este punto permiten gestionar
el riesgo por variaciones en los precios entre los puntos de entrega y de
salida en cuanto haya correlación entre los precios de compra y de venta
con el precio del Henry Hub.
– En estos mercados participan no sólo comercializadores y productores de
gas natural sino empresas dedicadas exclusivamente al trading estos
instrumentos financieros.
Efectos de la Reestructuración de la Industria
Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VI)
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Efectos de la Reestructuración: Incremento del Consumo de Gas Natural en la Generación Eléctrica
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
RenovableHidráulicaNuclearPetróleoGas Natural Carbón
Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos
La Industria del Gas Natural en el Perú
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Hasta antes de la entrada en operación del proyecto de Camisea, la industria del gas natural tuvo un desarrollo más bien limitado restringiéndose a las actividades de generación de electricidad y suministro en la zona de dos yacimientos: • Yacimiento de Aguaytía: localizado en la provincia de Curimaná – Ucayali (a 77 km de Pucallpa (lote 31-C). Reservas posibles 0.44 TPC de Gas Seco (terapies cúbicos). 20 millones de barriles de LGN. Abastece a la empresa generadora Termoselva (161.5 MW en una central a ciclo simple), de propiedad del mismo grupo inversor (Maple). • Yacimientos de la Costa Norte Continental: localizados en el cuenca petrolera de Piura y Tumbes. El gas natural se haya asociado al petróleo. Reservas Probables: 0.251 TPC. Abastece a EEPSA (Empresa Eléctrica de Piura) del grupo Endesa (111 MW a gas natural en una central a ciclo simple).
Antecedentes
Antecedentes
Las reservas probadas a diciembre de 2008 son cercanas a los 17 TPC,
existiendo reservas no explotadas en la zona noroeste (cercanas a 5 TPC) y en
la selva central y sur existe un potencial importante cuya magnitud real solo se
sabrá con el avance de las actividades de exploración. Se estima un total
cercano a los 40 TPC.
En la actualidad empresas como Petrobras y Repsol se encuentran explorando
en la selva peruana en zonas cercanas a Camisea.
• El yacimiento de Camisea está localizado en la provincia de La Convención – Cusco.
– Campos de San Martín y Cashiriari (lote 88).
– Reservas Probadas: 10,7 TPC (Terapies Cúbicos).
– Entrada en Operación: Agosto - 2004.
• El potencial energético de Camisea equivale a aproximadamente 2,500 millones de BEP (barriles equivalentes de petróleo), cerca de 50 años del consumo nacional de petróleo.
• Camisea permite contar con:
– Gas Natural Seco usado en generación eléctrica, calor, vapor para procesos industriales, industria petroquímica.
– Combustibles líquidos: principalmente Nafta, Turbo Jet, y GLP.
• Producción Inicial: 200 MMPC de Gas Seco y 27,000 BPD.
• Producción actual es cercana a 300 MMPCD de Gas Seco y 35,000 BPD.
El Proyecto Camisea
• Se optó por la separación vertical de las actividades de explotación, transporte y distribución. Se establecen tarifas reguladas para el ducto de transporte y distribución principal basadas en costos medios de largo plazo.
Esquema de Camisea: • Dado el mínimo desarrollo del mercado de gas natural en el Perú se
establecieron medidas de promoción como la garantía de ingresos de los operadores de ductos.
• Se establecieron precios máximos para el gas en boca de pozo en el contrato de concesión, dada la existencia de un solo operador de campo.
• El explotador tiene un concesión por 40 años, el transportista de 33 años. Se establece la exclusividad de 10 años del explotador para usar los ductos. Luego de este período se obliga al acceso abierto a la tarifa regulada.
• En el transporte y la distribución la tarifa reconoce el costo del servicio (inversión más valor presente de los COyM), actualizada al 12%.
Diseño de Mercado y el Proyecto de Camisea
Estructura del Suministro del Gas Natural
Tarifas del Gas Natural y Régimen Regulatorio
Precio a Boca de Pozo
Los precios base en boca de pozo se fijaron en el Contrato de Explotación.
La subasta fue adjudicada al operador que ofreció el mayor porcentaje de
regalías al Estado (37.24%).
Se estableció una menor tarifa para los generadores eléctricos con el objetivo de
promover el uso del gas en el sector eléctrico (de US$ 1.0 MMBTU versus US$
1.8 por MMBTU para los otros clientes).
Se actualizaban en base a la evolución del precio de una canasta de petróleos
residuales del Golfo de México. Luego se cambió la fórmula por una asociada a
los costos en el sector energético.
El productor ha llegado a acuerdos diferentes con los clientes sobre la aplicación
de estas modificaciones dadas luego de la firma de los contratos.
Para el gas natural vehicular viene cobrando US$ 0,8 por MMBTU.
Consumidor
Doméstico - Costo
de la Tubería de
Conexión y
Acometida
(Regulado)
Gas
Transporte
Distribución AP
Distribución BP
Tubería de
Conexión
Acometida
Pluspetrol
TGP
Red Común
De Cálidda
Conexión a
Clientes 131
66
US$/Cliente
197
Monto que debe
pagar
el usuario para
conectarse al
sistema de
distribución.
Caso Calidda
Costo Medio de la Distribución de Cálidda (CMe)
30
CMe Costo Actualizado de 4 años
Demanda Actualizada de 4 años
CMe 201 978 (US$)
8 600 810 (Miles m3)
CMe 23,48 US$/Mil m3
Caso Calidda
Evolución Reciente y Perspectivas
Futuras
Problemática Reciente
El proyecto de Camisea ha traído ya importantes beneficios para el país. Sin embargo, a partir del año 2007 se enfrentaron algunos problemas:
La demanda del ducto se acercó a la capacidad de diseño del ducto en el tramo de Pisco a Chilca.
La capacidad era principalmente interrumpible debido a que el ducto no se utilizaba en niveles cercanos a su máxima capacidad. Esta nueva situación obligará al mercado a migrar a un esquema de contratos a firme.
El concesionario está obligado a ampliar la capacidad (construir un ducto adicional) cuando el crecimiento de la demanda lo requiera. Sin embargo, argumenta que esta solamente procede cuando la capacidad contratada a firme supere la capacidad del ducto.
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Situación Actual del Mercado
Situación Actual del Mercado
• Los resultados positivos y el crecimiento de la demanda de gas natural han motivado
que el Consorcio decida ejecutar la segunda ampliación de las plantas de Malvinas
con el objetivo de incrementar la capacidad de procesamiento de GN (470 MMPCD
adicionales de gas seco) y LGN (35,000 barriles adicionales por día) con una
inversión de US$490 millones para el 2012.
• Así, la capacidad de procesamiento de Malvinas llegaría hasta los 1,580 MMPCD de
gas seco y 120,000 barriles de LGN por día.
• Asimismo, el Consorcio cuenta con un plan de inversiones en exploración en los
Lotes 56 y 88 por cerca de US$516.7 millones (US$147.7 millones en el Lote 56 y
US$369 millones en el Lote 88) entre los años 2010 y 2014, con la finalidad de
obtener nuevos pozos exploratorios, permitiendo incrementar el nivel de reservas
certificadas.
• Por último, se tiene un plan de inversiones por US$635 millones en Cashiriari con el
fin de obtener diez nuevos pozos, el incremento de compresión en Malvinas y la
construcción de tuberías para conectar los pozos de Cashiriari con Malvinas.
Perspectivas Futuras
Lurín
32”
24” 18”
34”
24”
PRESIÒN
MÀXIMA
147 bar
Malvinas
PRESIÒN
MÀXIMA
140 bar
FLUJO DE
ENTREGA:
50 MMPCD
FLUJO DE
ENTREGA:
620 MMPCD
FLUJO DE
ENTREGA:
480 MMPCD
PRESIÒN
MÌNIMA
40 bar
Chiquintirca
(EC 140 bar) Pisco Pampa Melchorita
(PLNG)
Chilca
Capacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural con Perú LNG
Fuente: Osinergmin
Elaboración: Oficina de Estudios Económicos - Osinergmin
Km 00 Km 208 Km 521 Km 730
Humay
Planta de Licuefacción - Pampa
Melchorita (PLNG)
Km 700 Km 594
Perspectivas Futuras
Posible Extensión de la Red del Gas Natural en el Perú
Eléctrico
53% Industrial
32%
Transporte
15%
Piura
Chiclayo
Trujillo
Chimbote
Lima
Pisco
Ica
Nazca ( Marcona )
Ayacucho
Huancavelica
Huancayo
Jauja
La Oroya
Andahuaylas
Abancay Cusco
Quillabamba
Puno Ilo , Arequipa , Moquegua , Tacna
Tarma
Aguaytía
Talara
Camisea
CONCLUSIONES Y/O ACTIVIDADES DE INVESTIGACIÓN
SUGERIDAS
El Perú enfrenta una nueva etapa en el desarrollo de la industria del gas natural
luego de un primer momento basado en esquemas de promoción.
El reto es generar reglas que incentiven la inversión en la industria pero que
terminen beneficiando al país.
En este sentido existen algunos puntos de discusión como:
- Evaluación del mejor uso del gas natural teniendo en cuenta la incertidumbre
sobre las reservas, sus usos alternativos (en particular la industria
petroquímica) y el importante potencial hidroeléctrico (sólo se ha aprovechado
un 5%).
- La necesidad de monitorear y planificar el desarrollo de las redes, incluyendo
su relación con otras redes como la transmisión eléctrica
GRACIAS