boletin feb 2013
TRANSCRIPT
GERENCIA DE FISCALIZACION DE GAS NATURAL
BOLETIN ESTADISTICO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL
FEBRERO 2013
INDICE
1. INTRODUCCION _________________________________________________________ 5
2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ____________________________ 5
3. INDICADORES __________________________________________________________ 5
3.1. MATRIZ ENERGETICA _____________________________________________________ 5 3.1.1. Matriz Energética en el mundo ___________________________________________________ 5 3.1.2. Matriz Energética en el Perú _____________________________________________________ 5
3.2. INFRAESTRUCTURA ______________________________________________________ 6 3.2.1. Infraestructura de producción en Camisea __________________________________________ 6 3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución ___________________________ 7
3.3. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL ______________________ 8 3.3.1. Reservas de gas natural _________________________________________________________ 8 3.3.2. Reservas de líquidos de gas natural ________________________________________________ 9
3.4. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 10 3.4.1. Producción de gas natural ______________________________________________________ 10 3.4.2. Producción de líquidos de gas natural _____________________________________________ 12
3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA ____ 13
3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 14 3.6.1. Transporte gas natural _________________________________________________________ 14 3.6.2. Transporte líquidos de gas natural ________________________________________________ 15
3.7. DISTRIBUCION DE GAS NATURAL __________________________________________ 16 3.7.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores ___________________________________ 16
3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL ___________________________________ 17 3.8.1. Sistema de distribución de gas natural ____________________________________________ 17
a. Redes de distribución en Lima y Callao __________________________________________ 17 b. Redes de distribución en Ica __________________________________________________ 17
3.8.2. Registro de instaladores ________________________________________________________ 18 3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias ____________________________________ 18
a. Sistema de Distribución de Lima y Callao _______________________________________ 18 c. Sistema de Distribución de Ica _________________________________________________ 19
3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial ____________________________________ 19
3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL _________________________________ 20
3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELECTRICO __________________________________ 20 3.10.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica ________________________________ 20
a. Centrales eléctricas _________________________________________________________ 20 b. Generación eléctrica ________________________________________________________ 22
3.10.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica _________________________ 23
3.11. MERCADO DE GNV Y GNC ________________________________________________ 23 3.11.1. ITF para instalaciones de GNV ___________________________________________________ 23 3.11.2. Estaciones de GNV con ITF ______________________________________________________ 24 3.11.3. Demanda de GNV _____________________________________________________________ 24 3.11.4. Número de vehículos a GNV_____________________________________________________ 25 3.11.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC) _______________________________________ 25 3.11.6. Unidades de transporte de GNC _________________________________________________ 26
3.12. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO __________________________________ 27 3.12.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita ____________________________________ 27 3.12.2. Embarques de gas natural licuado ________________________________________________ 27 3.12.3. Volumen de gas natural exportado _______________________________________________ 28
3.13. INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO__________________ 29 3.13.1. Producto Bruto Interno ________________________________________________________ 29 3.13.2. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos ________________________________ 29 3.13.3. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos ______________________________ 30 3.13.4. Precio Henry Hub _____________________________________________________________ 30 3.13.5. Precios del gas natural vehicular y residencial ______________________________________ 31
a. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular ________________________ 31 b. Precio gas natural residencial _________________________________________________ 32
3.14. INVERSIONES Y PROYECTOS ______________________________________________ 32 3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años ___________________________________ 32 3.14.2. Proyectos futuros _____________________________________________________________ 33
4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS ___________________ 34
4.1. VOLUMEN _____________________________________________________________ 34
4.2. ENERGIA ______________________________________________________________ 35
4.3. PRESION ______________________________________________________________ 35
4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL __________________________________ 36
4.5. GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA ___________________________________ 37
ABREVIATURAS Y SIMBOLOGIA UTILIZADA
ABREVIATURA DESCRIPCION
API American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo)
ASME American Society Mechanical Engineer (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos)
BEP Barriles equivalentes de petróleo
MMBEP Millones de barriles equivalentes de petróleo
BCF Billones de pies cúbicos (EEUU: 109 pies cúbicos / España: 1012 pies cúbicos)
BCFD Billones americanos de pies cúbicos por día
BLS Barriles
MBLS Miles de barriles (103 barriles)
MMBLS Millones de barriles (106 barriles)
BPD Barriles por día
MBPD Miles de barriles por día
MMBPD Millones de barriles por día
BTU British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica)
MMBTU Millones de BTU
°C Grados centígrados
C 3 Propano
C3+ Propano y más pesados
C4 Butanos
C4+ Butanos y más pesados
C5 Pentanos
C5+ Pentanos y más pesados
Coma (,) Para separar miles
°F Grados Fahrenheit
Gl Galón: equivale a 3,78533 litros (Galón de los EEUU)
GLP Gas licuado de petróleo
GN Gas natural
GNC Gas natural comprimido, gas natural que ha sido comprimido a una presión máxima de 25MPa (250 bar)
GNV Gas natural vehicular
ITF Informe técnico favorable
KW-Hr Unidad de energía: 1,000 Watt-Hora
MW-Hr 106 Watts-Hr
ABREVIATURA DESCRIPCION
LNG Gas natural licuado: gas natural en estado líquido a temperatura a –160°C, lo que permite reducir su volumen 600 veces para facilitar su almacenamiento y transporte.
LGN Líquidos del gas natural
m3 Metro cúbico
m3 STD Metro cúbico estándar: un metro cúbico (m3) a 15ºC y a una presión absoluta de 1.013 mbar
MW Mega Watts
NTP Norma Técnica Peruana
PC Pie cúbico
MPC Miles de pies cubico
MPCD Miles de pies cubico por día
MMPC Millones de pies cúbico
MMPCD Millones de pies cúbico por día
BCF Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos)
TCF Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 pies cúbicos)
TCFD Trillones de pies cúbico por día
PSIA Libras por pulgada cuadrada absoluta, Presión Absoluta (psia) = Presión manométrica (psig) + Presión Atmosférica (14.7 psi)
Punto (.) Para separar decimales
TEP Tonelada equivalente de petróleo
MTEP Miles de toneladas equivalentes de petróleo
MMTEP Millones de Toneladas equivalentes de petróleo
TM Toneladas métricas
Watts Unidad de potencia
KW 1,000 Watts
MW 106 Watts
GW 109 Watts
5
1. INTRODUCCION
Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma mensual los indicadores más relevantes de la industria de gas natural, los cuales serán presentados en el Boletín de Indicadores del Gas Natural, cuya publicación presentamos en formato digital y está disponible en la página web de OSINERGMIN.
2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL
El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998 se concentró en la zonas de Talara donde básicamente el gas natural era usado para la generación eléctrica en las operaciones petroleras y para uso residencial en los campamentos de explotación de la costa norte. A partir de ese año se extendió a la selva central con el inicio de las operaciones del proyecto Aguaytía, y por el lado de las labores de supervisión, estas eran desarrolladas por OSINERGMIN a través de la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos. Posteriormente en agosto del 2004 se inician las operaciones comerciales del Proyecto Camisea, dando lugar a un creciente desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país, lo cual impulsó a OSINERGMIN a replantear su organización, creando así en agosto del 2007 la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural, con la finalidad de atender la demanda de regulación y supervisión de las actividades del gas natural en el país. El desarrollo alcanzado por esta industria se ve reflejado en el costo de la explotación del gas natural valorizada en 1,311.7 MMUS$ en el año 2012, 91 veces mayor que los 14.4 MMUS$ del año 2002, además es importante mencionar que el Proyecto Camisea tiene una participación en dicho costo con 95 %. Con satisfacción podemos afirmar que el rol supervisor ejercido por OSINERGMIN ha contribuido a darle sostenibilidad al desarrollo de esta industria.
3. INDICADORES
3.1. MATRIZ ENERGETICA
3.1.1. Matriz Energética en el mundo
Durante las últimas cinco décadas, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 46.4% en el año 1971 al 33.1% correspondiente al año 2011. Con respecto al gas natural y la energía nuclear presentan una tendencia creciente en la participación de la energía primaria tal como se muestra en el gráfico Nº 1. Sin embargo el consumo del carbón se ha mantenido constante a lo largo de las cinco décadas, manteniéndose como el segundo proveedor significativo de la energía primaria con una participación aproximada del 28%.
6
GRAFICO Nº 1. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO – ULTIMAS CINCO DECADAS
FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA
La evolución de la matriz energética mundial en la última década se muestra en el gráfico Nº 2, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 38.0% en el año 2001 al 33.1% correspondiente al 2011. Con respecto a los otros sectores se observa una tendencia estable a excepción del consumo del carbón, que presenta un tendencia creciente, pasando de un participación del 25.5% en al año 2001 al 30.4% en el año 2011.
GRAFICO Nº 2. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO 2001 - 2011 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA
El año 2011, de acuerdo a lo mostrado en el gráfico Nº 3, en Asia Pacífico el mayor consumo se concentró en el carbón (2,553.2), en Europa y Eurasia en el gas natural (991.0 MMTEP), en Norte América en el petróleo (1,026.47 MMTEP), en Medio Oriente en el petróleo (371.0 MMTEP) en Sur y Centro América en el petróleo (289.1MMTEP) y en África también lo fue el petróleo (158.3 MMTEP).
29.0% 27.7% 27.0% 25.5% 30.4%
0.4% 0.6% 1.5% 0.5% 2.9% 5.8% 6.3% 4.9%
46.4% 43.6% 38.7% 38.0% 33.1%
18.7% 19.9% 22.2% 23.4% 23.7%
5.4% 6.0% 6.2% 6.2% 6.5%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1971 1981 1991 2001 2011
Hidroenergía Gas Natural Petróleo Nuclear Renovables Carbón
25.5% 25.7% 26.8% 27.3% 27.9% 28.5% 29.0% 29.0% 29.1% 29.6% 30.4%
0.6% 0.6% 0.7% 0.7% 0.8% 0.8% 0.9% 1.1% 1.2% 1.3% 1.5% 6.3% 6.3% 6.0% 6.0% 5.8% 5.7% 5.5% 5.4% 5.4% 5.2% 4.9%
38.0% 37.6% 37.1% 36.8% 36.2% 35.6% 35.2% 34.6% 34.4% 33.6% 33.1%
23.4% 23.6% 23.5% 23.2% 23.2% 23.1% 23.3% 23.7% 23.4% 23.8% 23.7%
6.2% 6.2% 6.0% 6.0% 6.1% 6.2% 6.1% 6.3% 6.5% 6.5% 6.5%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Hidroenergía Gas Natural Petróleo Nuclear Renovables Carbón
5
GRAFICO Nº 3. CONSUMO DE ENERGIA EN EL MUNDO - AÑO 2011 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA
5
3.1.2. Matriz Energética en el Perú
En nuestro país, el consumo de gas natural durante los años 71, 81 y 91 sólo representó entre el 1.3% y 1.4% de la matriz energética. En las dos últimas décadas según se muestra en el gráfico Nº 4, el gas natural creció del 3.2% al 29.8%, el primer crecimiento explicado por el desarrollo de los proyectos Aguaytía el año 1997, y Camisea el año 2004.
GRAFICO Nº 4. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU – ULTIMAS CINCO DECADAS
FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA
En el gráfico Nº 5 se muestra como la participación del gas natural en la matriz energética durante los últimos 10 años, ha pasado del 3% en el año 2001 al 30% en el 2011, se espera que en los próximos años se mantenga esta tendencia, y que su participación sea tan alta como 33%, al igual que el petróleo y las energías renovables.
GRAFICO Nº 5. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU - 2001 AL 2011 FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA
4.3% 2.5% 3.4% 4.3% 1.7%
83.2% 85.2% 78.6% 76.8%
58.2%
1.3% 1.3% 1.4% 3.2%
29.8%
11.2% 11.0% 16.6% 15.7%
10.3%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1971 1981 1991 2001 2011
Hidroenergía Gas Natural Petróleo CarbónMBEPD
4% 5% 6% 5% 5% 4% 5% 4% 4% 3% 2%
77% 75% 73% 73% 69% 67% 63% 63% 63% 58% 58%
3% 4% 5% 7% 12% 14% 18% 21% 21% 28% 30%
16% 16% 17% 14% 14% 15% 14% 12% 12% 11% 10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Hidroenergía Gas Natural Petróleo CarbónMBEPD
6
Durante el 2011, el consumo de energía primaria en el Perú ascendió a 349.1 MBEPD, 9.3% mayor al resultado del año 2010, donde el consumo de energía era de 319.5 MBEPD. La participación del gas natural alcanzó el 30% del total de la demanda de energía nacional.
GRAFICO Nº 6. CONSUMO DE ENERGIA PRIMARIA - AÑO 2011
FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA
3.2. INFRAESTRUCTURA
El crecimiento de la infraestructura de producción, procesamiento, transporte y distribución de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda.
3.2.1. Infraestructura de producción en Camisea
Pozos en el Lote 88: 14 Productores, 1 Productor – Reinyector, 3 Reinyectores.
LOCACIÓN POZO ESTADO
SAN MARTÍN 1
SAN MARTIN 1 Productor SAN MARTIN 1001D Productor SAN MARTIN 1002D Productor - Reinyector SAN MARTIN 1003D-ST1 Productor SAN MARTIN 1004D-ST1 Productor
SAN MARTÍN 3 SAN MARTIN 3-ST1 Reinyector SAN MARTIN 1005 Reinyector SAN MARTIN 1006 Reinyector
CASHIRIARI 1
CR1-1R Productor CR1-1001D Productor CR1-1002D Productor CR1-1003D Productor CR1-1004D Productor
CASHIRIARI 3
CR3-ST2 Productor CR3-1005D-ST1 Productor CR3-1006D Productor CR3-1007D Productor CR3-1008D Productor CUADRO Nº 1. POZOS DEL LOTE 88
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
Carbón, 6.0, 2%
Petróleo, 203.1, 58%
Gas Natural, 104.1, 30%
Hidroenergía, 35.83, 10%
MBEPD
7
Pozos en el Lote 56: 5 Productores, 2 Productor – Reinyector.
LOCACIÓN POZO ESTADO
PAGORENI A
PAG 1004D Productor - Reinyector PAG 1005D Productor - Reinyector PAG 1006D Productor PAG 1007D Productor
PAGORENI B PAG 1001D Productor PAG 1002D-ST1 Productor PAG 1003D-ST1 Productor
MIPAYA MIP-1002-XD Productor ( en construcción) CUADRO Nº 2. POZOS DEL LOTE 56
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución
En el Cuadro Nº 3 se puede apreciar el continuo crecimiento de la infraestructura de procesamiento, transporte y distribución de gas natural durante el periodo 2004-2013, lo cual ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda tanto de gas natural como de los líquidos de gas natural.
INFRAESTRUCTURA 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2103
PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL (MMPCD)
MALVINAS 440 440 440 440 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160
AGUAYTIA 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70
GMP 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80
DUCTO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (MMPCD)
TGP 314 314 314 314 314 380 450 530 610 610
DUCTO DE TRANSPORTE DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL (MBPD)
TGP 50 50 50 50 70 85 88 88 110 110
DUCTO DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL (MMPCD)
GNLC 255 255 255 255 255 255 255 255 255 255
PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE LGN (MBPD)
PISCO - CAMISEA 50 50 50 50 85 85 85 85 85 120
PUCALLPA - AGUAYTIA 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4
VERDUN-GRAÑA Y MONTERO 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
PROCESADORA DE GAS PARIÑAS - 2 2 2 2 2 2 2 2 2
CUADRO Nº 3. INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL
FUENTE: PROPIA - MINEM. ELABORACION PROPIA
En el Cuadro Nº 4 se muestra la infraestructura de las refinerías de petróleos para el periodo 2004 - 2013, donde se observa que el crecimiento de la infraestructura de procesamiento y almacenamiento de crudo y derivados, prácticamente ha permanecido constantes durante el periodo ocasionando que las refinerías mantengan un nivel de configuración de procesamiento por debajo de los estándares internacionales, con alto volumen de procesamiento de fondos (residuales) de bajo valor. En contra parte esta falta de crecimiento de la capacidad de refinación se ha visto compensada por el incremento de la capacidad de fraccionamiento de LGN, que desde el 2004 al 2013 ha pasado de 57.4 a 124.4 MBPD.
8
INFRAESTRUCTURA 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
REFINERIA DE PETROLEO (MBPD)
SHIVIYACU - PLUSPETROL 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2
EL MILAGRO - PETROPERU 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
PUCALLPA - MAPLE 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25
IQUITOS - PETROPERU 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
CONCHAN - PETROPERU 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5
TALARA - PETROPERU 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65
PAMPILLA - REPSOL 102 102 102 102 102 110 110 110 110 110
TOTAL REFINERIAS PETROLEO 205 205 205 205 205 213 213 213 213 213
TOTAL PLANTAS FRACCIONAMIENTO 57.4 59.4 59.4 59.4 94.4 94.4 94.4 94.4 94.4 129.4
CUADRO Nº 4. INFRAESTRUCTURA DE REFINERIAS DE PETROLEO
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
3.3. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL
3.3.1. Reservas de gas natural
La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden a 12.70 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 89%, ver cuadro Nº 5 y gráfico Nº 7.
AREA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Costa Norte 0.17 0.16 0.19 0.20 0.21 0.21 0.20 0.33 0.25 0.24 0.91
Zócalo 0.17 0.18 0.18 0.18 0.29 0.29 0.28 0.66 0.35 0.29 0.29
Selva Central 0.28 0.27 0.25 0.24 0.22 0.21 0.19 0.17 0.22 0.21 0.21
Selva Sur 8.11 8.11 8.11 10.87 11.20 11.15 11.15 11.04 11.18 11.72 11.29
Total 8.73 8.72 8.72 11.49 11.93 11.84 11.82 12.20 12.00 12.46 12.70 CUADRO Nº 5. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL – TCF
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
GRAFICO Nº 7. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL NIVEL PAIS
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
La reservas probadas de gas natural en el país, actualmente representan el 44% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 8.
0
2
4
6
8
10
12
14
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
8.7 8.7 8.7
11.5 11.9 11.8 11.8 12.2 12.0 12.5 12.7 TCF
9
GRAFICO Nº 8. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
3.3.2. Reservas de líquidos de gas natural
La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden en la actualidad a 627 MMBLS, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 98%, ver cuadro Nº 6 y gráfico Nº 9.
AREA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Zócalo - - - - - - - - 13.3 6.6 6.7
Selva Central 13.3 12.3 10.5 9.1 7.7 6.5 5.4 4.4 6.8 6.5 8.2
Selva Sur 566.5 566.5 566.5 708.9 687.7 675.0 668.7 653.8 611.6 644.9 612.1
Total 579.8 578.8 577.0 718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0 CUADRO Nº 6. FUENTE MINEM: RESERVAS PROBADAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL – MMBLS
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
GRAFICO Nº 9. RESERVAS PROBADASDE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL A NIVEL PAIS FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
Actualmente las reservas probadas de líquidos de gas natural en el país, representan el 40% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 10.
38% 33% 30% 30% 30% 30% 39% 39% 39% 40% 39%
27% 29% 44%
25% 27%
26% 26% 26% 26% 17%
22% 23% 23% 20% 31% 24%
30%
37% 40% 44% 44% 44% 44% 44% 38% 38% 38% 41% 43% 47%
26%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
RESERVAS POSIBLES RESERVAS PROBABLES RESERVAS PROBADAS
0
200
400
600
800
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
579.8 578.8 577.0
718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0
MMBLS
10
GRAFICO Nº 10. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
3.4. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL
3.4.1. Producción de gas natural
En el gráfico Nº 11 se muestra la evolución de la producción de gas natural en el país. Durante el año 2012, la producción del proyecto Camisea (Lotes 56 y 88) representó el 94.7 % del total producido, tal como se puede observar las cifras mostradas en el cuadro Nº 7.
Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción del mes de enero
GRAFICO Nº 11. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
45% 42% 42% 42% 42% 42% 51% 51% 50% 50% 49%
28% 28% 40%
23% 25% 25% 25% 25% 25%
15% 21% 22% 22% 22%
34% 25%
33%
32% 34% 34% 33% 33% 33% 34% 28% 28% 28% 29%
38% 48%
27%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
RESERVAS POSIBLES RESERVAS PROBABLES RESERVAS PROBADAS
AGUAYTIA 31C
PLUSPETROL CORP. 56
PLUSPETROL CORP. 88
COSTA NORTE Y ZOCALO
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
450,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
COSTA NORTE Y ZOCALO
PLUSPETROL CORP. 88
PLUSPETROL CORP. 56
AGUAYTIA 31C
MMPC
11
ZONA COMPAÑIA LOTE 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
COSTA NORTE
GMP I 120.6 181.1 217.8 788.4 941.1 1,024.5 1,449.9 1,750.7 1,709.3 1,648.8 1,671.1 1,750.5
PET. MONTERRICO II 0.0 62.3 329.1 347.5
SAPET VI/VII 1,210.0 1,232.1 1,436.3 1,513.6 1,176.6 969.0 751.2 719.8 457.9 787.4 930.4 1,100.7
PEREZ COMPANC / PETROBRAS X 2,953.2 2,322.0 2,570.9 3,070.5 3,664.0 3,701.0 3,689.5 3,983.0 3,885.8 4,452.7 4,948.6 3,876.3
OLIMPIC XIII 225.6 860.2 645.0 417.9 438.8 440.9 346.4 206.0 229.5 342.1 1,077.0
TOTAL COSTA 4,283.8 3,960.8 5,085.2 6,017.5 6,199.8 6,133.4 6,331.6 6,799.8 6,258.9 7,180.7 8,221.4 8,151.9
ZOCALO PETROTECH Z-2B 3,344.4 2,786.0 3,473.0 4,082.1 3,720.9 5,155.1 5,133.2 5,159.4 4,015.2 4,126.5 4,038.8 3,043.9
TOTAL ZOCALO 3,344.4 2,786.0 3,473.0 4,082.1 3,720.9 5,155.1 5,133.2 5,159.4 4,015.2 4,126.5 4,038.8 3,043.9
TOTAL COSTA NORTE Y ZOCALO 7,628.2 6,746.8 8,558.2 10,099.6 9,920.7 11,288.5 11,464.8 11,959.2 10,274.1 11,307.2 12,260.2 11,195.8
SELVA SUR PLUSPETROL CORP. 88 7,032.8 28,440.8 37,583.9 69,006.0 93,090.3 99,722.9 135,672.8 167,131.4 182,113.3
PLUSPETROL CORP. 56 93,090.3 99,722.9 98,642.3 215,210.7 214,298.0 SELVA CENTRO AGUAYTIA 31 C 5,448.4 8,851.8 9,924.8 13,223.2 15,205.5 13,818.7 14,014.7 14,906.2 12,684.0 9,987.0 6,567.2 11,187.6
TOTAL ZONA SELVA 5,448.4 8,851.8 9,924.8 20,256.0 43,646.3 51,402.6 83,020.7 107,996.5 112,406.9 244,302.0 388,909.3 407,598.9
TOTAL 13,076.5 15,598.6 18,483.0 30,355.7 53,567.1 62,691.1 94,485.5 119,955.7 122,681.0 255,609.2 401,169.4 418,794.7
MMPCD 35.8 42.7 50.6 83.2 146.8 171.8 258.9 328.6 336.1 700.3 1,099.1 1,144.2 CUADRO Nº 7. PRODUCCION DE GAS NATURAL A NIVEL PAIS - MMPC
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
12
Respecto a los volúmenes de gas exportado, podemos indicar que en febrero del 2013 se alcanzó en promedio 618 MMPCD de los 1,073 MMPCD producidos en Camisea. Por otro lado el volumen acumulado de gas natural exportado al presente mes es equivalente a 0.55 TCF, lo cual representa el 65.2 % del total producido por Camisea, ver gráfico Nº 12.
GRAFICO Nº 12. GAS NATURAL PARA CONSUMO INTERNO Y EXPORTACION – PROYECTO CAMISEA
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.4.2. Producción de líquidos de gas natural
En el cuadro Nº 8 y gráfico Nº 13, se muestra la evolución de la producción de LGN en el país desde el año 2001 al 2012, las cuales pasaron de 3.89 a 83.33 MBPD.
EMPRESA LOTE 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
AGUAYTIA 31 C 3.96 4.09 4.03 3.90 3.70 3.33 3.00 2.67 2.67 2.50 2.46 2.67
PLUSPETROL 88 - - - - - - - - - 10.32 32.14 34.68 33.76 30.77 36.59 47.38 44.51 45.82
56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 10.02 34.44 33.39 35.00 36.56
PETROTECH Z-2B - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 0.56 1.20 1.19 1.27
TOTAL MBPD 3.96 4.09 4.03 14.22 35.84 38.01 36.76 43.45 74.25 84.47 83.16 86.33
CUADRO Nº 8. PRODUCCION DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL - MBPD FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 feb-13
0.01 0.04 0.08
0.15
0.24
0.34
0.48
0.64
0.82 0.84
0.09
0.30
0.51 0.55
Volumen acumulado de GN para el mercado interno Volumen acumulado de GN exportadoTCF
13
Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción del mes de enero
GRAFICO Nº 13. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA
En el mes de febrero del 2013 el factor de procesamiento de la Planta Malvinas fue de 105 %, habiendo procesado un volumen promedio de gas natural de 1,094 MMPCD para el Lote 88 y un volumen de 671 MMPCD para el Lote 56, lo cual representa un incremento en el consumo de gas natural del 71 % para el Lote 88 y una disminución del 3 % en el consumo del Lote 56 respecto del mismo mes del año 2012.
(*)Volumen promedio de GN procesado enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 14. GAS PROCESADO EN PLANTA MALVINAS FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
PLUSPETROL CORP. 56
PLUSPETROL CORP. 88
AGUAYTIA 31 C
SAVIA Z-2B
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
SAVIA Z-2BAGUAYTIA 31 CPLUSPETROL CORP. 88PLUSPETROL CORP. 56
MBPD
315.9 426.7 472.7 472.2 445.8
564.6 785.9 735.0 748.0
1045.5 362.1
416.7
436.2 560.3 635.0
670.5
0.72
0.97
1.07 1.07
0.92
0.85
1.05 1.12
1.02 1.02
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
LOTE 56 LOTE 88 Indice de Producción Planta Malvinas
MMPCD
(*)
14
Por otro lado, la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco en febrero 2013, alcanzó un factor de procesamiento de 87 %, llegando a procesar en promedio 104.9 MBPD, cuyo valor representa un incremento del 35 % respecto al mismo mes del año 2012.
(*)Volumen promedio de LGN procesado enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 15. LGN PROCESADO EN LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL
3.6.1. Transporte gas natural
El volumen promedio diario de gas natural transportado por TGP durante febrero del 2013 para el mercado interno fue de 451 MMPCD y para la exportación 618 MMPCD. Asimismo tal como se muestra en el gráfico Nº 16, el indicador de utilización del ducto promedio del mes es 0.94 % de la capacidad del sistema de transporte.
GRAFICO Nº 16. VOLUMENES PROMEDIO TRANSPORTADOS GAS NATURAL
FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
23.0 32.3 34.8 33.7 30.6 36.5
47.3 44.62 46.08
64.25
29.8
34.4
33.4 34.83 36.78
37.95 0.66
0.92 0.99 0.96 0.83 0.83
0.95 0.94
0.87 0.85
0
20
40
60
80
100
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
LOTE 56 LOTE 88 Indice de Producción
MBPD
(*)
368.
1
448.
5
484.
3
422
451
387.
3
575.
8
571.
0
621 618
0.91 1.00 1.00
0.89 0.94
0.74
0.85
0.87
0.69
0.74
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
2010 2011 2012 ene-13 feb-13Volumen Transportado para Planta Melchorita Volumen Transportado Sistema Malvinas - LurínMáximo Volumen Transportado en el mes Indicador de Uso del ducto TGP - Contrato BOOT
MMPCD
15
En el gráfico Nº 17, se muestra la evolución del volumen de gas natural transportado por TGP tanto para el mercado interno (Contrato BOOT) como para la exportación (Planta Melchorita).
GRAFICO Nº 17. VOLUMEN DIARIO DE GAS NATURAL ENTREGADO POR TGP
FUENTE: TGP. ELABORACION PROPIA
3.6.2. Transporte líquidos de gas natural
En febrero del 2013, el promedio transportado alcanzó los 105.6 MBPD, presentando un incremento del 36 % en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 2012, tal como se muestra en el gráfico Nº 18.
(*)Volumen promedio transportado de LGN enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 18. VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
-
200
400
600
800
1,000
1,200ag
o-04
ene-
05
jun-
05
nov-
05
abr-
06
ago-
06
ene-
07
jun-
07
nov-
07
abr-
08
sep-
08
ene-
09
jun-
09
nov-
09
abr-
10
sep-
10
feb-
11
jun-
11
nov-
11
abr-
12
sep-
12
feb-
13
Volumen Entregado TotalPlanta MelchoritaB.O.O.T
MMPCD
22.9 32.3 34.7 33.7
40.5
71.0 80.7 79.5 82.3
102.4
0.46
0.65 0.69 0.67
0.48
0.84
0.94 0.90 0.82
0.93
0
20
40
60
80
100
120
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Volumen de LGN Transportado (MBPD) Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG)
MBPD
(*)
16
3.7. DISTRIBUCION DE GAS NATURAL
3.7.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores
En el gráfico Nº 19, se presenta la evolución del consumo de gas natural de Camisea por sectores, desde el inicio de la operación en agosto de 2004 al mes de febrero de 2013. En este mes el consumo fue de 450 MMPCD, presentando una disminución en el consumo del 4 % con respecto al mismo mes del año 2012, ver gráfico N° 20, distribuido por sectores.
GRAFICO Nº 19. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL PROVENIENTE DE CAMISEA
FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA
GRAFICO Nº 20. DEMANDA PROMEDIO DE GAS NATURAL DE CAMISEA EN EL MES DE FEBRERO 2013
FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
ago-
04no
v-04
feb-
05m
ay-0
5ag
o-05
nov-
05fe
b-06
may
-06
ago-
06no
v-06
feb-
07m
ay-0
7ag
o-07
nov-
07fe
b-08
may
-08
ago-
08no
v-08
feb-
09m
ay-0
9ag
o-09
nov-
09fe
b-10
may
-10
ago-
10no
v-10
feb-
11m
ay-1
1ag
o-11
nov-
11fe
b-12
may
-12
ago-
12no
v-12
feb-
13
Generadores Eléctricos Industriales GNV Residenciales y ComercialesMMPCD
Generadores Eléctricos
272.83 60.6%
Industriales 116.05 25.8%
GNV 58.36 13.0%
Residenciales y Comerciales
3.11 0.7% MMPCD
17
3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL
3.8.1. Sistema de distribución de gas natural
a. Redes de distribución en Lima y Callao
En febrero de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de gas natural en Lima y Callao es de 2,555 km, mostrando un crecimiento del 38 % respecto al mismo mes del año 2012, de los cuales 360 km corresponden a redes de acero y 2,195 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según se muestra en el gráfico Nº 21.
GRAFICO Nº 21. REDES DE GAS NATURAL EN LIMA Y CALLAO
FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
b. Redes de distribución en Ica
En febrero de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de Ica es de 233.7 km, de los cuales 88.6 km corresponden a redes de acero y 145.1 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según el gráfico Nº 22.
GRAFICO Nº 22. REDES DE GAS NATURAL EN ICA
FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA
0
400
800
1200
1600
2000
2400
2800
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 feb-13
142 158 184 209 267 310 338 359 360 78 275 357 446
639
963
1,403
2,109 2,195
220
433 541
655
906
1,273
1,741
2,468 2,555 Polietileno Acero
Km
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-133.2 18.7 37.0 60.8 76.7 88.6
130.1 170.3
74.5 74.7 83
94.1
110.4 128.8
145.1
151.8
170.1
74.5 74.7 83.0
94.1
110.4
128.8
145.1
281.9
340.4 Polietileno Acero
Km
18
3.8.2. Registro de instaladores
El registro de instaladores de gas natural, al mes de febrero de 2013 cuenta con 357 instaladores registrados, de los cuales 264 son personas naturales y 93 son personas jurídicas según lo mostrado en el gráfico Nº 23.
GRAFICO Nº 23. INSTALADORES CERTIFICADOS
FUENTE: PROPIA
3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias
a. Sistema de Distribución de Lima y Callao
El número de instalaciones internas habilitadas de gas natural en Lima y Callao, asciende al mes de febrero a 96,970 usuarios, presentando un crecimiento del 74 % respecto al mismo mes del año 2012, de los cuales 443 son usuarios con instalaciones industriales y 96,527 son usuarios con instalaciones residenciales y comerciales, la evolución del número de usuarios del Sistema de Distribución de Lima y Callao se muestra en el gráfico Nº 24.
GRAFICO Nº 24. CONSUMIDORES HABILITADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION LIMA Y CALLAO
FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
IG1 IG2 IG3
121
2
141
4 1
88
Persona NaturalPersona Jurídica
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
1,717 5,115 6,764 9,836 16,544
28,226
55,133
90,795 96,527
71 155 218
266
324
354
395
437 443
1,788 5,270 6,982 10,102
16,868
28,580
55,528
91,232 96,970
IndustrialesResidenciales y Comerciales
N° Consumidores Conectados
19
c. Sistema de Distribución de Ica
Para febrero del 2013 se tiene 1,845 instalaciones internas habilitadas como se muestra en el gráfico Nº 25.
GRAFICO Nº 25. CONEXIONES DOMICILIARIAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION ICA
FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA
3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial
El consumo promedio de gas natural, para el sector Residencial y Comercial, proveniente de Camisea, se presenta en el gráfico Nº 26, en febrero de 2013 llegó a los 3.1 MMPCD, lo cual representa el 0.7 % del consumo total, representando además un aumento del 24 % respecto al mismo mes del año 2012.
(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 26. DEMANDA DE GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2011 2012 ene-13 feb-13
4
1,600 1,746
1,845
N° Instalaciones
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
0.003 0.020 0.235
0.577
1.170 1.305 1.325
2.02
3.25 2.97
MMMPCD
(*)
20
3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL
En el gráfico Nº 27, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector industrial, proveniente de Camisea, en febrero de 2013 fue de 116 MMPCD, lo cual representa el 26 % del consumo total, representando un aumento del 2 % respecto al mismo mes del año 2012.
(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 27. DEMANDA DE GAS NATURAL INDUSTRIAL FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELECTRICO
3.10.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica
a. Centrales eléctricas
En los cuadros del Nº 9 al 13 se presenta el listado de las centrales eléctricas integradas al COES. Según lo mostrado en el gráfico Nº 28, la producción total de energía eléctrica por parte de la unidades asociadas al COES-SINAC, según la participación del recurso energético, se observa que el 55.4 % es con fuente hídrica y el 41.6 % se generó con gas natural.
CUADRO Nº 9. CENTRALES TERMICAS A DIESEL
Empresa Central Potencia Efectiva (MW)
EGASA C.T. CHILINA 15.8
EGENOR C.T. CHIMBOTE 20.2
C.T. PIURA 3
ELECTROPERÚ C.T. EMERGENCIA TRUJILLO 62.1
ENERSUR C.T. ILO1 68.9
SAN GABÁN C.T. BELLAVISTA 3.5
C.T. TAPARACHI 4.3
SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS 1.2
TOTAL 179.1
0
20
40
60
80
100
120
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
15.1 20.0
40.3
60.4
75.2 80.4
92.5
108.8 111.5 112.9 MMPCD
(*)
21
CUADRO Nº 10. CENTRALES HIDRAULICAS Empresa Central Potencia Efectiva (MW)
AYEPSA C.H. PÍAS 6.3
CELEPSA C.H. PLATANAL 217.4
CHINANGO C.H. CHIMAY 150.9
C.H. YANANGO 42.6
CORONA C.H. HUANCHOR 19.7
EDEGEL
C.H. CALLAHUANCA 80.4
C.H. HUAMPANI 30.2
C.H. HUINCO 247.3
C.H. MATUCANA 128.5
C.H. MOYOPAMPA 66.1
EGASA
C.H. CHARCANI I 1.8
C.H. CHARCANI II 0.6
C.H. CHARCANI III 4.5
C.H. CHARCANI IV 15.3
C.H. CHARCANI V 144.6
C.H. CHARCANI VI 8.9
EGEMSA C.H. MACHUPICCHU 88.9
EGENOR
C.H. CAÑA BRAVA 5.7
C.H. CAÑON DEL PATO 263.6
C.H. CARHUAQUERO 95.1
C.H. CARHUAQUERO IV 10
EGESUR C.H. ARICOTA I 22.5
C.H. ARICOTA II 12.4
ELECTROPERÚ C.H. MANTARO 670.6
C.H. RESTITUCION 215.4
ENERSUR C.H. YUNCAN 136.8
GEPSA C.H. LA JOYA 9.6
MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR 3.5
SAN GABÁN C.H. SAN GABAN II 113.1
SANTA CRUZ C.H. SANTA CRUZ 7
C.H. SANTA CRUZ II 7.4
SANTA ROSA C.H. PURMACANA 1.8
SINERSA C.H. POECHOS II 10
SN POWER
C.H. CAHUA 43.1
C.H. GALLITO CIEGO 38.1
C.H. MALPASO 48
C.H. OROYA 9.5
C.H. PACHACHACA 9.7
C.H. PARIAC 5
C.H. YAUPI 112.8
C.H. HUAYLLACHO 0.2
C.H. MISAPUQUIO 3.8
C.H. SAN ANTONIO 0.6
C.H. SAN IGNACIO 0.4
TOTAL 3,109.50
CUADRO Nº 11. CENTRALES TERMICAS A CARBON, BAGAZO Y BIOCOMBUSTIBLES
Recurso Energético Empresa Central Potencia Efectiva (MW) Bagazo AIPSAA C.T. PARAMONGA 20.0 Carbón ENERSUR C.T. ILO2 140.6 Biogás PETRAMAS C.TB. HUAYCOLORO 3.2
TOTAL 163.8
22
CUADRO Nº 12. CENTRALES TERMICAS A RESIDUAL Empresa Central Potencia Efectiva (MW)
EGASA C.T. CHILINA 26.5
C.T. MOLLENDO 29.8
EGENOR C.T. CHICLAYO OESTE 19.6
C.T. PIURA 24.8
ELECTROPERÚ C.T. TUMBES 16.3
ENERSUR C.T. ILO1 151.8
SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS 61.7
TOTAL 330.6
CUADRO Nº 13. CENTRALES TERMICAS A GAS NATURAL Empresa Central Potencia Efectiva (MW)
EDEGEL C.T. SANTA ROSA 428.8
C.T. VENTANILLA 492.7
EEPSA C.T. MALACAS 130.8
EGASA C.T. PISCO 68.9
EGENOR C.T. LAS FLORES 198.4
EGESUR C.T. INDEPENDENCIA 22.9
ENERSUR C.T. CHILCA 536
KALLPA C.T. KALLPA 577.7
SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO 29.4
TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA 175.4
TOTAL 2,661.30
GRAFICO Nº 28. PRODUCCION ELECTRICA POR FUENTE DE ENERGIA - 2012 FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
b. Generación eléctrica
En el gráfico Nº 29, se muestra la evolución de la generación eléctrica, donde podemos apreciar que la generación térmica ha crecido sostenidamente desde 3.2 miles de GW.h el año 2001 hasta 19 miles GW.h en el 2012. La producción de energía eléctrica del 2012 ha crecido en un 5.3 % en comparación con el año anterior.
Hidráulica 18,821 55.4%
Gas Natural 14,109 41.6%
Carbón 492 1.4% Residual
165 0.5%
Diesel 185 0.5%
Bagazo 85
0.3%
Biogás 58
0.2%
Solar 42
0.1%
GW.h
23
GRAFICO Nº 29. PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA
FUENTE: MINEM – DGE. ELABORACION PROPIA
3.10.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica
En el gráfico Nº 30, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector eléctrico proveniente de Camisea, en febrero de 2013 fue de 273 MMPCD, lo cual representa el 60.6 % del consumo total, representando una disminución del 9 % respecto al mismo mes del año 2012.
(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013
GRAFICO Nº 30. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELECTRICO FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA
3.11. MERCADO DE GNV Y GNC
3.11.1. ITF para instalaciones de GNV
A febrero del 2013 el Tiempo de Atención promedio para la emisión de documentos de autorización de instalación de Estaciones de GNV ha sido de 9.91 días hábiles (ver gráfico Nº 31), presentando una mejora en el tiempo de atención al usuario del 2 % en
17.6 18.0 18.5 17.5 18.0 19.6 19.5 19.1 19.9 20.1 21.9 22.0
3.2 3.9 4.4 6.7 7.5 7.8 10.4 13.4 13.0 15.9
17.0 18.9
20.8 22.0 22.9 24.3 25.5 27.4
29.9 32.5 32.9
35.9 38.9
41.0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
TérmicaHidráulica
Miles GW.H
0
50
100
150
200
250
300
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
31.5
60.4 64.9
125.3
167.8 173.4
240.5
280.7 296.8
261.6
MMPCD
(*)
24
relación al número de días de atención respecto al año 2012, encontrándose por debajo del límite de los 15 días hábiles.
(*)Tiempo de Atención promedio enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 31. DIAS DE ATENCION DE SOLICITUDES DE ITF PARA GASOCENTROS
FUENTE: PROPIA
3.11.2. Estaciones de GNV con ITF
De acuerdo con el gráfico Nº 32, a febrero del 2013 se cuenta con 209 estaciones de GNV en operación, mostrando un crecimiento del 15 % respecto al mismo mes del año 2012; 22 estaciones con ITF aprobado que se encuentran en construcción, 84 proyectos de estaciones con ITF aprobados y habilitadas para inicio de obras, y 16 proyectos de estaciones en proceso de trámite para la obtención del ITF.
GRAFICO Nº 32. NUMERO DE ESTACIONES DE GNV CON ITF FUENTE: PROPIA
3.11.3. Demanda de GNV
En febrero de 2013 se alcanzó un consumo promedio diario de 58 MMPCD, que representa un 13 % del consumo total, representando además un aumento en el consumo del 7 % respecto al mismo mes del año 2012. Ver el gráfico Nº 33.
12.47 13.66 12.99
11.36 10.84 10.08 9.91
0
3
6
9
12
15
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (*)
Días Hábiles/ Intervención
4 22 55
95
139
178 205 209
13 40
73 84
95 92 84 84
3 22 25 33 37 27 23 22 25 15 28 29 24 10 25 16
0
50
100
150
200
250
Dic 06 Dic 07 Dic 08 Dic 09 Dic 10 Dic 11 Dic 12 feb-13
EE.SS. operativosEE.SS. con ITF (no inicia construcción)EE.SS. con ITF (en construcción)Total Pendientes en Trámite ITF
N° Estaciones de GNV
25
(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 33. DEMANDA DE GAS NATURAL VEHICULAR – MMPCD
FUENTE: COFIDE. ELABORACION PROPIA
3.11.4. Número de vehículos a GNV
El registro de vehículos a GNV según las cifras mostradas en el gráfico Nº 34 a febrero 2013, asciende a 154,672 unidades activas, mostrando un crecimiento del 19% en comparación con el mismo mes del año 2012, las cuales son abastecidas por las 209 estaciones de GNV, además se cuenta con 202 talleres de conversión a GNV.
GRAFICO Nº 34. VEHICULOS A GNV FUENTE: CAMARA PERUANA DE GNV. ELABORACION PROPIA
3.11.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC)
Desde el año 2010, se viene desarrollando el concepto de gasoductos virtuales mediante el transporte y comercialización de Gas Natural Comprimido (GNC) en zonas donde aún no es posible llegar con los ductos de transporte y distribución de gas natural. Actualmente esta actividad se ha expandido al norte del país, en Chiclayo y Piura donde
0
10
20
30
40
50
60
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
0.68 5.09
15.22
24.06
33.58
44.18
59.63 55.66
MMPCD
(*)
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 feb-13
5,489
23,958
54,829
81,029
103,712
126,519
151,781 154,672 N° de Vehículos a GNV
26
ya se ha iniciado el abastecimiento de GNC a estaciones de GNV y plantas industriales. En el gráfico Nº 35 se muestra que a diciembre 2012 se cuenta con 43 Estaciones de GNC, de las cuales 12 son de descompresión, 17 de Trasvase, 3 de Carga y 3 de Compresión.
GRAFICO Nº 35. ESTRUCTURA DEL GASODUCTO – DICIEMBRE 2012
FUENTE: PROPIA
3.11.6. Unidades de transporte de GNC
En lo que respecta a las unidades de transporte de GNC, a diciembre del presente año, el mercado nacional cuenta con 108 semirremolques de GNC autorizados, siendo 842 el número de las posibles combinaciones entre tractos y semi-remolques autorizados. En el gráfico Nº 36 se muestra en número de semirremolques autorizados por empresa.
GRAFICO Nº 36. SEMI-REMOLQUES AUTORIZADOS – DICIEMBRE 2012
FUENTE: PROPIA
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
ITF en Trámite Con ITF En Construcción En Operación1
9 6
16
6
15
6
19
1
5
5
5
0
6
2
3 Estación de CompresiónEstación de Carga de GNCEstación de TrasvaseEstación de Descompresión
N° de Estaciones
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
ENERGY GASDEL PERU SAC
NEOGAS PERUSA
GNC ENERGIAPERU SAC
SERVOSALOGISTICA(GASCOP)
TRANSPORTESGUAPO LINDO
SRL
GRIFOSESPINOZA SA
INVERSIONESSATELITE SAC
GTM DELPERU
29
44
2
16
2
9
1 5
Semi-remolques autorizados
27
3.12. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO
3.12.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita
En el gráfico Nº 37, se muestra los volúmenes de gas natural suministrado a la Planta Melchorita para la producción de gas natural licuado, teniendo un volumen promedio de 618 MMPCD para febrero 2013.
GRAFICO Nº 37. GAS NATURAL PARA PLANTA MELCHORITA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA
3.12.2. Embarques de gas natural licuado
A febrero del 2013, se han realizado 141 embarques para exportación del GNL, en el gráfico Nº 38 se muestra el número de embarques realizados por mes, en promedio en el último año se tiene 4.5 embarques por mes.
GRAFICO Nº 38. NUMERO DE EMBARQUES PARA EXPORTACION FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA
Respecto a los puntos de destino debemos indicar que 25 embarques, es decir el 18 % del total de los 141 embarques, han tenido como destino México. En el gráfico Nº 39
0
100
200
300
400
500
600
700
2010 2011 2012 ene-13 feb-13
439
576 571 621 618
MMPCD
0
10
20
30
40
50
60
2010 2011 2012 ene-13 feb-13
23
55 54
5 4
Nº de Embarques
28
podemos apreciar los otros destinos para el GNL exportado de la Planta Melchorita: Asia, Europa, Norteamérica y América del Sur.
GRAFICO Nº 39. NUMERO DE EMBARQUES SEGUN REGION DE DESTINO – FEBRERO 2013 FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA
3.12.3. Volumen de gas natural exportado
En el gráfico Nº 40, se muestra volumen de gas natural exportado en forma mensual y el volumen acumulado, habiéndose registrado para este año al mes de febrero del 2013 un volumen acumulado de 35.3 MMMPC.
(*) Se ha considerado un poder calorífico de 1,000 BTU/PC GRAFICO Nº 40. GAS NATURAL EXPORTADO DESDE PLANTA MELCHORITA
FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA
Asia 46
33%
Europa 57
40%
México 25
18% América del Sur
2 1%
Norte América 11 8%
324 343
358 378
392 416
431 450
469 477 500
520 535
15.9 19.2 15.1 19.3 14.7 23.4 15.0 19.3 19.4 7.9 22.9 19.4 15.9
0
100
200
300
400
500
600
feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13
Volumen Acumulado
Volumen por mes
MMPC (*)
Mile
s
29
3.13. INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO
3.13.1. Producto Bruto Interno
En el gráfico siguiente, se muestra la evolución del PBI desde el año 2000 al año 2011, donde se observa para el 2012 un crecimiento del 16 % respecto del año 2011, así mismo se muestra una ligera disminución del 0.4% que hubo para el año 2009 respecto al año anterior, debido a la crisis financiera mundial.
Nota: El PBI del 2012 es preliminar.
GRAFICO Nº 41. EVOLUCION DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO 2000 - 2012 FUENTE: PROPIA
3.13.2. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos
En el gráfico Nº 42 se muestra la evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos (BCH) desde el año 2000 hasta el año 2012. Se observa que la exportación se incrementa notoriamente a partir del año 2010, esto debido a que en el país se dio inicio a la exportación gas natural licuado. Por otro lado el saldo de la BCH ha disminuido significativamente a partir del año 2009 en un 60% respecto al año 2008.
GRAFICO Nº 42. EVOLUCION DE LA BALANZA COMERCIAL Y VOLUMETRICA DE HIDROCARBUROS
FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA
53 54 57 61 70 79
92.4 107.3
127.6 127.2
153.9 173.8
200.8
0
50
100
150
200
250
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
MMMUS$
-713 -504 -492 -724 -1,029 -780 -1,182 -1,465
-2,472
-955 -845 -996 -487
-6,000
-4,000
-2,000
0
2,000
4,000
6,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Exportación de HidrocarburosExportación LNGImportación de HidrocarburosSaldo Balanza Comercial Hidrocarburos
MMUS$
30
3.13.3. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos
En el gráfico Nº 43 se observa el comportamiento del Henry Hub para el precio del gas natural, el WTI y Brent para el precio del petróleo, desde el periodo enero 1986 a febrero 2013, observando que para el presente mes, el precio promedio ha alcanzado un valor de 3.33 US$/MMBTU para el Henry Hub, US$/BL 95.31 para el WTI y US$/BL 116.07 para el Brent. Así mismo el precio del marcador Brent supera al precio del marcador WTI en US$/BL 20.76.
GRAFICO Nº 43. EVOLUCION DE LOS MARCADORES DEL PRECIO DE COMBUSTIBLES
FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA
3.13.4. Precio Henry Hub
En el gráfico Nº 44 se muestra el comportamiento del precio Henry Hub para el gas natural en el periodo enero 1995 a febrero 2013, del gráfico podemos resaltar los picos alcanzados en los meses de diciembre y diciembre 2005 en los que el precio Henry Hub llegó a 13.54 y 13.14 US$/MMBTU respectivamente. En promedio para el presente mes, el precio se ha mantenido con algunas oscilaciones alrededor de 3.33 US$/MMBTU.
GRAFICO Nº 44. PRECIOS MAXIMOS DEL HENRY HUB
FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA
0
5
10
15
20
0
20
40
60
80
100
120
140
160
ene-
86
feb-
87
mar
-88
abr-
89
may
-90
jun-
91
jul-9
2
ago-
93
sep-
94
oct-
95
nov-
96
dic-
97
ene-
99
feb-
00
mar
-01
abr-
02
may
-03
jun-
04
jul-0
5
ago-
06
sep-
07
oct-
08
nov-
09
dic-
10
ene-
12
feb-
13
WTI BrentHenry Hub
$/MMBTU US$/BL
0
2
4
6
8
10
12
14
ene-
95ag
o-95
mar
-96
oct-
96m
ay-9
7di
c-97
jul-9
8fe
b-99
sep-
99ab
r-00
nov-
00ju
n-01
ene-
02ag
o-02
mar
-03
oct-
03m
ay-0
4di
c-04
jul-0
5fe
b-06
sep-
06ab
r-07
nov-
07ju
n-08
ene-
09ag
o-09
mar
-10
oct-
10m
ay-1
1di
c-11
jul-1
2fe
b-13
US$/MMBTU
31
En el gráfico Nº 45 se muestra el precio promedio anual del Henry Hub para el gas natural en el periodo 1989 y 2012, podemos resaltar los picos presentados el año 2005 y el año 2008 en los que el precio Henry Hub llegó a 8.79 y 8.85 US$/MMBTU respectivamente, los cuales fueron influidos por el Huracán Katrina en EEUU el año 2005 y la crisis económica mundial desatada el 2008.
GRAFICO Nº 45. EVOLUCION DE PRECIO ANUALES HENRY HUB
FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA
3.13.5. Precios del gas natural vehicular y residencial
a. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular
El Precio promedio del GNV en las estaciones de GNV de Lima y Callao, para febrero 2013 fue de 1.23 S/. /m3. El GNV es el combustible que representa una mejor alternativa económica frente a otros combustibles de uso vehicular, así tenemos que a febrero 2013, el precio del GNV fue: 37.9 % más barato que el GLP, 61.1 % que el Diesel y 67.1 % que la Gasolina de 90 octanos.
GRAFICO Nº 46. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO VEHICULAR A FEBRERO 2013
FUENTE: PROPIA
0123456789
10
Invasión de Irak a Kwait
Crisis Financiera Asiática
Huracán Katrina
Crisis Económica Mundial
Invasión de EEUU a Afganistán
Crisis de California Tormenta Ida US$/MMBTU
0
13
26
39
52
65
78
91
104
117
130
143
156
62.1% 38.9% 36.8% 32.9% 27.7% 26.5% GNV 40.21
GLP 64.72
Diesel B5 103.25
Gas 84 109.34
Gas 90 122.04
Gas 95 145.22
Gas 97 151.55
S/.MMBTU 24.51 63.04 69.13 81.83 105.01 111.34 Ahorro
32
b. Precio gas natural residencial
El gas natural para uso residencial es el combustible doméstico que representa una mejor alternativa económica frente a GLP residencial, así tenemos que en febrero 2013, el precio del gas natural residencial fue 63% más barato que el GLP.
GRAFICO Nº 47. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO RESIDENCIAL A FEBRERO 2013 FUENTE: PROPIA
3.14. INVERSIONES Y PROYECTOS
3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años
CUADRO Nº 14. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2011-2013 EMPRESA DESCRIPCION INVERSION
PLUSPETROL
• 2da ampliación de la Planta Malvinas (separación GN), ampliación de capacidad de 1,160 a 1,680 MMPCD.
• Con Resolución N° 001-2013-OS-GFGN/DPTN de fecha 10/01/2013, OSINERGMIN aprobó el ITF de Uso y Funcionamiento del Turbo Compresor N° 7
MMUS$ 224 según
programa
PLUSPETROL
• 2da ampliación de la Capacidad de la Planta Pisco de 85 a 120 MBPD. Esto permitirá una producción de 60 MBPD de GLP.
• Primera Etapa: Aprobado con Resolución N°4110-2012-OS-GFGN/DPTN del 05 de octubre del 2012.
MMUS$ 156 según
programa
PLUSPETROL
Desarrollo del Lote 56 • Perforación de las locaciones Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y Pagoreni
Norte. Se aprobó el EIA el 16 de agosto de 2010. • Construcción de una Línea de Conducción en el Tramo Mipaya – Nuevo
Mundo – Pagoreni B -Pagoreni A. A Febrero 2013, se están culminando las actividades de comisionado de las instalaciones de superficie, se realiza la recomposición del Derecho de Vía. Exploración y Desarrollo del Lote 88
• Desarrollo de una locación denominada San Martín Este (SME), perforación de tres pozos. Se estima que para el mes de mayo del 2013 se iniciaría la prueba de Testing.
MMUS$ 300 según
programado
MMUS$ 100 según EIA
MMUS$ 70
REPSOL • Proyecto Prospección Sísmica 2D-3D y Perforación de 22 Pozos Exploratorios de las Locaciones Kinteroni, Mapi y Mashira.
MMUS$ 150 según EIA
0
10
20
30
40
50
60
70
80
37 % GN
23.4
GLP 75.9
S/.MMBTU
33
• Desarrollo de Kinteroni Lote 57: Construcción de flowlines. • El 21 de diciembre se finalizó la perforación de los pozos, se estima que
para marzo del 2013 se culminarían las pruebas de Testing.
MMUS$ 134
según EIA
TGP
• Proyecto Loop Sur y Planta Compresora KP 127, ampliación de capacidad de ducto de transporte de gas natural 530 hasta un máximo de 920 MMPCD y del ducto de transporte de LGN de 85 a 120 MBPD.
• Estudio de Riesgos de la modificación del Sistema de Transporte de GN: Aprobado con fecha 12 de junio de 2012.
MMUS$ 850
CUADRO Nº 15. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2013 – 2014
EMPRESA DESCRIPCION INVERSION
GNLC • Ampliación de la capacidad de distribución de gas natural, de 255 a 420
MMPCD, expansión de redes – 45,000 nuevos consumidores entre 2011 y 2013.
MMUS$ 75
Gasoducto Andino del Sur KUNTUR
• Construcción de un Gasoducto Andino del Sur del Perú de aprox. 1,077 km. y 30“Ø.
• EIA aprobado el 07 de junio de 2011. • El MINEM continúa con la evaluación para la elaboración de la
modificación del contrato de concesión.
MMUS$ 1,300
Sistema de Distribución Ica CONTUGAS
• Sistema de Distribución Ica – 50 000 conexiones. Construcción del sistema de distribución en Ica de aprox. 40 Km a Pisco, 240 Km hacia Ica, Nazca y Marcona. Con capacidad mínima y 50,000 conexiones residenciales. Capacidad Mínima de 400 MMPCD.
• Inicio de Construcción:14 de Mayo de 2010
MMUS$ 280
3.14.2. Proyectos futuros
CUADRO Nº 16. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2015 – 2016
EMPRESA DESCRIPCION INVERSION
Nitratos del Perú S.A.
• Construcción del Complejo Petroquímico para la producción de Amoniaco, acido Nítrico y Nitrato de Amonio en Paracas-Pisco.
• EIA aprobado por la DGAAE en enero 2011. • Las empresas Technip y Técnica Reunidas se encuentran a cargo
de la Ingeniería Inicial. • Se encuentra a la espera de la suscripción del contrato de
suministro de GN.
MMUS$ 1000
CF Industries Inc.
• Construcción y operación de un Complejo Petroquímico en el distrito de San Juan de Marcona-Ica. Esta planta producirá amoníaco y úrea.
• EIA pendiente de aprobación por la DGAAE. • Cuenta con un contrato de suministro de gas natural con
Pluspetrol por 99 MMPCD, el cual vence en mayo de 2013.
MMUS$ 2000
Braskem
• Construcción de un Complejo Petroquímico de polietilenos y fertilizantes en los Puertos de Ilo.
• El etano que se procesará en ésta Planta, será abastecido desde la planta de separación del GN.
• Fecha estimada para entrar en operación Dic. 2018.
MMUS$ 3000
34
Gasoducto Andino del Sur
• Proyectos: Exploración y producción de Lotes 57 y 58 Plantas de procesamiento de GN y de fraccionamiento de LGN Poliducto para transporte de LGN, Planta de GNL Centrales Termoeléctricas y Complejo Petroquímico
• Fecha estimada de operación de la primera etapa: 2016. • Actualmente en etapa de estudios
MMUS$ 13,000
Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao
• Concesión de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lima
MMUS$ 90
Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional
• Transporte terrestre o marítimo de GN, en estado líquido o comprimido, desde la Planta de licuefacción de Pampa Melchorita a las ciudades por abastecer.
MMUS$ 300
Sistema de Abastecimiento LGN para el Mercado Nacional
• Concesión de un sistema de abastecimiento que permitirá contar con una reserva de LGN producido en la planta de licuefacción de gas de Pampa Melchorita .
MMUS$ 400
PETROPERU y REPSOL • Gasoducto virtuales al sur del Perú MMUS$
100
4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS
4.1. VOLUMEN
Para convertir de a Multiplicar por Barril (bbl) metro cúbico (m³) 0.158988
Barril (bbl) pie cúbico (ft³) 5.61146
Galones (gal) metro cúbico (m³) 0.00378541
Galones (gal) litros (L) 3.78541
Galones (gal) pie cúbico (ft³) 0.13376
Litros (L) metro cúbico (m³) 0.001
Litros (L) galones (gal) 0.26417
Metro cúbico (m³) pie cúbico (ft³) 35.3147
Metro cúbico (m³) barril US (bbl) 6.28981
Pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) 0.028317
Pie cúbico (ft³) barril US (bbl) 0.178107
Pie cúbico (ft³) galones (gal) 7.4760 CUADRO Nº 17. UNIDADES DE CONVERSION DE VOLUMEN
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA EJEMPLO Si se desea convertir 200m³ a ft³, según la tabla se debe multiplicar por 35.3147 entonces: 200m³ = 200 * 35.3147 = 7062.94 ft³
35
4.2. ENERGIA
Para convertir de a Multiplicar por BTU Calorías (cal) 252.164
BTU Joule (J) 1.055056*103
BTU Kilowatt hora (KW.h) 2.9307*10-4
MMBTU Gigajoule (GJ) 1.055
MMBTU Kilocalorías (Kcal) 2.5191*105
Calorías (cal) BTU 3.96567*10-3
Calorías (cal) Joule (J) 4.1840
Calorías (cal) Kilowatt hora (KW.h) 1.16222*10-6
Gigajoule (GJ) MMBTU 0.947817
Gigajoule (GJ) Kilocalorías (Kcal) 2.39006*105
Joule (J) BTU 9.47817*10-4
Joule (J) Calorías (cal) 0.239006
Joule (J) Kilowatt hora (KW.h) 2.77778*10-7
Kilocalorías (Kcal) Gigajoule (GJ) 4.184*10-6
Kilocalorías (Kcal) MMBTU 3.96567*10-6
Kilowatt hora (KW.h) BTU 3,412.14
Kilowatt hora (KW.h) Calorías (cal) 8.60421*105
Kilowatt hora (KW.h) Joule (J) 3.6*106 CUADRO Nº 18. UNIDADES DE CONVERSION DE ENERGIA
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
EJEMPLO Si se desea convertir 30J a calorías, según la tabla se debe multiplicar por 0.239006 entonces: 30J = 30*0.239006 = 7.17cal.
4.3. PRESION
Para convertir de a Multiplicar por Atmósferas (atm) bar (bar) 1.013
Atmósferas (atm) pascal (Pa) 1.013*105
Atmósferas (atm) PSI (lb/pulg2) 14.7
Bar (bar) atmósferas (atm) 0.987
Bar (bar) pascal (Pa) 105
Bar (bar) PSI (lb/pulg2) 14.5
Pascal (Pa) bar (bar) 10-5
Pascal (Pa) atmósferas (atm) 0.987*10-5
Pascal (Pa) PSI (lb/pulg2) 14.5*10-5
PSI (lb/pulg2) bar (bar) 0.0689
PSI (lb/pulg2) atmósferas (atm) 0.0680
PSI (lb/pulg2) pascal (Pa) 6.894*103 CUADRO Nº 19. UNIDADES DE CONVERSION DE PRESION
FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
36
EJEMPLO Si se desea convertir 5 atm a psi, según la tabla se debe multiplicar por 14.7; entonces: 5atm = 5 * 14.7 = 73.5 psi.
4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL
Para convertir de a Multiplicar por Barril equivalente de petróleo (BEP) MMBTU 5.80 Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.136
Barril equivalente de petróleo (BEP) ft³ Gas Natural (GN) 5,800
Barril equivalente de petróleo (BEP) m³ Gas Natural (GN) 164.2
Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU 42.5 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) 7.33 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN) 42,500 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) m³ Gas Natural (GN) 1,200 ft³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.001 ft³ Gas Natural (GN) BTU 1,000 ft³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000172 ft³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0000235 m³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.0353 m³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000608 m³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.000830 MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.172
MMBTU Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0235
MMBTU ft³ Gas Natural (GN) 1,000 MMBTU m³ Gas Natural (GN) 28.3
CUADRO Nº 20. EQUIVALENCIAS PRACTICAS USADAS DE GAS NATURAL FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA
37
4.5. GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA
GRAFICO Nº 48. GRAFICO DE EQUIVALNCIAS DE ENERGIA FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS - PROPIA. ELABORACION PROPIA