Colegio de Ingenieros del PerúConsejo Departamental de Lima

Capítulo de Ingeniería Mecánica y Mecánica Eléctrica

I CICLO DE CONFERENCIAS MAGISTRALESEL GAS COMO FUENTE DE DESARROLLO EN EL PERÚ

…Mitos y Realidades del Gas Natural en el Perú

Ing. CIP César Gutiérrez PeñaDirector de Utilities Perú

Lima, 20 de febrero de 2013

2

MITO 1: El Gas Natural es más barato que el GLP

3

Competitividad del GNVrespecto al GLP

Precios según FacilitoAl 18.02.13 S/./MMBTU US$/MMBTU Competitividad del GNV

Precio GLP (S/./litro)

Precio GNV (S/./m3) Precio GLP Precio GNV Precio GLP Precio GNV GNV/GLP Ahorro

1.55 1.57 61.16 44.35 23.91 17.34 72.5% 27.5%

Este ahorro no considera el pago del financiamiento de la conversión a GNV.

4

Competitividad del GNVincluyendo financiamiento: Consideraciones generales

Datos comerciales: Consumo GNV1/ (m3/día) 15.6 Consumo GLP2/ (L/día) 21.7 Precio GNV3/ (S/./m3) 1.57 Precio GLP3/ (S/./L) 1.55De la conversión: Conversión GNV5/ (US$) 1,200 – 1,400 Reparaciones/Autopartes/Otros (US$) 525

1/ Equivalente energético del consumo de gasolina, considerando un recorrido de 200 Km/día y un rendimiento de 40 Km/Gln.2/ Equivalente energético del consumo de GNV.3/ Precio promedio al 18.02.13. Facilito – OSINERGMIN.5/ Con sistema de tercera generación para motor de inyección.

5

Competitividad del GNVincluyendo financiamiento: Consideraciones generales

Del financiamiento5/: Moneda S/. TEA (%) 17.00 Plazo (meses) 12 – 48 Seguros de desgravamen (mensual) 0.1216% Seguros del equipo (mensual) 0.0310% Constitución de garantía mobiliaria (S/.) 200 Portes (S/./mes) 7 Comisión de procesamiento por recaudo (S/./recaudo) 1 ITF (%) 0.005%

5/ Crédito a un vencimiento o única cuota a un plazo. Referencia: Crédito Cajagas Conversión de la Caja Metropolitana.

6

12 18 24 30 36 42 48 12 18 24 30 36 42 48

%Recaudación

0.6776768877433

58

0.5070594417847

21

0.4244287966236

53

0.3771950855466

22

0.3478445405489

84

0.3288864974362

23

0.3165902669700

82

Ahorro

-0.2165288238014

49

-0.0928095055176

657

-0.0328917929341

885

0.00135864670655073

0.0226415196153

724

0.0363885087156

192

0.0453048375364

133

-23%-18%-13%

-8%-3%3%8%

5%

25%

45%

65%

Aho

rro

% R

ecau

daci

ón

Ahorro: 1 - [(Consumo GNV S/. + Pago de financiamiento)/Consumo GLP S/.)]% Recaudación: Pago de financiamiento/Consumo GNV S/.

Plazo del crédito (meses)

AMPLIACIÓN DEL PLAZO DEL CRÉDITO

ESCENARIO I: Competitividad del GNV respecto al GLP (Costo de conversión 1,200)

Monto del préstamo=Conversión+AdicionalesAdicionales: Monto variable según plazo

7

12 18 24 30 36 42 48 12 18 24 30 36 42 48

%Recaudación

0.7472247292281

78

0.5576832856212

9

0.4658876800664

27

0.4134150519940

23

0.3808090975545

8

0.3597483271312

24

0.3460882628840

99

Ahorro

-0.2669598420848

7

-0.1295182219866

92

-0.0629547490845

83

-0.0249054292322

031

-0.00126197101153602

0.0140097624543

408

0.0239150439856

135

-28%-23%-18%-13%

-8%-3%2%

5%

25%

45%

65%

Aho

rro

% R

ecau

daci

ón

Ahorro: 1 - [(Consumo GNV S/. + Pago de financiamiento)/Consumo GLP S/.)]% Recaudación: Pago de financiamiento/Consumo GNV S/.

Plazo del crédito (meses)

AMPLIACIÓN DEL PLAZO DEL CRÉDITO

ESCENARIO II: Competitividad del GNV respecto al GLP (Costo de conversión 1,400)

Monto del préstamo=Conversión+AdicionalesAdicionales: Monto variable según plazo

8

REALIDAD 1

Pagando una conversión a GNV de US$ 1,400+gastos a un plazo de18 meses y una TEA de 17%, el GNV es más caro que el GLP en 13%.

9

MITO 2: Se desarrollará la industria petroquímica en el Perú

10

Proyecto Nitratos del Perú

Ubicación Distrito de Paracas, provincia de Pisco, Región Ica.

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL PROYECTO

Capacidad de Procesamiento GN 72 MMPCD

Producción de PlantaAmoniaco 710,000 Tmpa

Producción de PlantaÁcido Nítrico 313,570 Tmpa

Producción de PlantaNitrato de Amonio 350,000 Tmpa

Fuentes: OSINERMIN, Nitratos del Perú.

Aprobación del EIA: Enero 2011Sin suministro de gas natural. En negociaciones con Contugas. Alternativa: Importación de amoniaco.

Titular Nitratos del Perú S.A.

Socios Grupo Brescia (51%) PerúGrupo Sigdo Koppers (49%) Chile

Objetivo Producción de amoniaco y nitrato de amonio para el mercado interno. Los excedentes de amoníaco para exportación.

Inversión 800 MMUS$

11

Proyecto Complejo Nitrato de Amonio en Ilo - Moquegua

Titular Orica Nitratos Perú S.A.

Subsidiaria de Orica Limited (Australia)

Objetivo Producción de nitrato de amonio en grado industrial para la demanda minera en el país.

Inversión 500 MMUS$

Ubicación Distrito de Ilo, provincia de Ilo, Región Moquegua.

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL PROYECTO

Capacidad de Procesamiento GN No procesa

Producción de PlantaNitrato de amonio 400,000 Tmpa

Fuentes: OSINERMIN, Orica Nitratos.

Presentación del EIA: Abril 2012Orica Nitratos importaría amoniaco como insumo para la producción de nitrato de amonio.

12

Proyecto Complejo Petroquímico en San Juan de Marcona

Titular CF Industries Perú S.A.C.

Subsidiaria de CF Industries (EE.UU.)

Objetivo Producción de amoníaco y urea, para atender a los mercados de fertilizantes en América del Sur y la costa oeste de América Central.

Inversión 2,000 MMUS$

Ubicación Bahía San Juan, distrito de Marcona, provincia de Nazca, Región Ica.

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL PROYECTO

Capacidad de Procesamiento GN 99 MMPCD

Producción de PlantaAmoniaco 910,000 Tmpa

Producción de PlantaUrea 1,350,000 Tmpa

Fuentes: OSINERMIN, EIA del proyecto.

Aprobación del EIA: Agosto 2012Tiene contrato de suministro de gas natural con Pluspetrol (octubre 2009). Vencimiento si no ejecuta: Mayo 2013.Desiste de continuar con el proyecto.Principal riesgo: bajo precio referencial de GN (Henry Hub enero 2013: 3.33 US$/MMBTU).Posible interesado: Fertiberia (España)

13Fuente: Ficha de proyectos OSINERGMIN.

Proyectos petroquímicos en el Perú

Proyectos peruanos

Inversión (MMUS$) Productos

Capacidad de producción (MMTM/Año)

Del proyecto Mundial

Orica Nitratos Perú1/ 500 Nitrato de

amonio 0.4 0.8

C.F. Industries Perú 2,000

Amoniaco 0.9 0.8

Urea 1.4 1.3

Nitratos del Perú 800

Amoniaco 0.7 0.8

Nitrato de amonio 0.4 0.8

1/Sin planta de amoniaco.

Proyectos peruanos

Inversión (MMUS$) Productos

Capacidad de producción (MMTM/Año)

Del proyecto Mundial

Braskem 3,000 Etileno 1.2 1.1

14

Costo de los proyectos petroquímicos

Proyecto Inversión (MMUS$)

MMUS$/AñoTotal (MMUS$)CAPEX1/ OPEX Gas Natural

Orica Nitratos Perú 500 67 20 0 87

C.F. Industries Perú 2,000 268 80 115 463

Nitratos del Perú 800 107 32 83 223

Proyecto Inversión (MMUS$)

MMUS$/AñoTotal (MMUS$)2/

CAPEX1/ OPEX

Braskem 3,000 402 120 522

Datos

WACC 12%

Horizonte (años) 20

K 0.1339

OPEX (% inversión) 4%

PGNBP (2013) 3.1762

Proyecto Consumo GN (MMPCD)

Orica 0

CFI 99

Nitratos del Perú 72

1/Capex = Inversión x K2/El monto no incluye el costo del gas natural.

15

Producto equivalente

Proyecto Total(MMUS$)

Producto Equivalente

(PEQ)Precio Unitario PEQ (US$/TM)1/

PEQ(MTM/Año)

Capacidad de producción(MTM/Año)

Capacidad comprometida

(%)Orica Nitratos Perú 87

Nitrato de amonio grado explosivo

493 176 400 44%

C.F. Industries Perú 463 Urea 412 1,123 1,350 83%

Nitratos del Perú 223

Nitrato de amonio grado explosivo

493 451 350 129%

Proyecto Total(MMUS$)

Producto Equivalente

(PEQ)Precio Unitario PEQ (US$/TM)2/

PEQ(MTM/Año)

Capacidad de producción(MTM/Año)

Capacidad comprometida

(%)

Braskem 522 Etileno 2,306 226 1,200 19%

1/Precio FOB de importación del producto 2012.

2/Precio FOB de importación de gas de etileno 2012.

16

REALIDAD 2

Con los bajos precios internacionales del GN y los aún no recuperados de los productos

petroquímicos no hay posibilidad de hacer petroquímica en el Perú.

17

MITO 3: Vamos a masificar el Gas Natural en el Perú

18

Distribución de GNConcesión Cálidda

Diciembre 2012

Categoría Tarifaria

Rango de Consumo

(Sm3/mes)

Consumo Consumidores Consumo Unitario

MMPC % N° % PCD MPCD N° Veces CT "A“1/

A Hasta 300 61.7 0.5% 102,375 98.70% 19.4

B 301 - 17,500 65.7 0.5% 814 0.78% 2.6 134

C 17,501 - 300,000 830.1 6.8% 257 0.25% 104.2 5,361

D 300,001 - 900,000 550.0 4.5% 36 0.03% 492.8

E* Más de 900,000 1,541.8 12.7% 36 0.03% 1,381.5

GNV - 1,118.4 9.2% 195 0.19% 185.0 9,520

Generadores Eléctricos* - 7,956.8 65.6% 9 0.01% 28,518.9

Total 12,124.5 100.0% 103,722 100.00%

*Incluye a los Consumidores Iniciales1/Comparación del consumo unitario respecto a la categoría tarifaria A. Expresado en número de veces.Fuente: MINEM

19

Consumo de GN por categoría tarifaria (MMPC)

Concesión Cálidda - Diciembre 2012

A61.6780.5%

B65.7260.5% C

830.1426.8%

D549.952

4.5%

E1541.789

12.7%

GNV1118.446

9.2%

GE7956.779

65.6%

Fuente: MINEM

20

Participación por categoría tarifaria

Concesión Cálidda - Diciembre 2012

Fuente: MINEM

A B C D E GNV GE A B C D E GNV GE

% Vol-umen con-sumido

0.0050870501014803

7

0.0054209192089545

5

0.0684680752511936

0.0453586915498125

0.127162973652053

0.0922466817633567

0.656255608473149

% N° Con-sumi-dores

0.987013362642448

0.0078479011203023

5

0.0024777771350340

3

0.0003470816220281

14

0.0003470816220281

14

0.0018800254526522

8

8.67704055070284E-

05

10%

30%

50%

70%

90%

10.0%

30.0%

50.0%

70.0%

90.0%N

° Co

nsum

idor

es

Vol

umen

con

sum

ido

21

Consumo de GN:Local y exportaciones

2012

Fuente: MINEM, Perupetro.

Consumo 2012(MMPCD)

Local1/ 391.1

Exportación2/ 516.8

Total 907.91/Concesión Cálidda. Promedio de diciembre.2/Promedio del año.

0100200300400500600700800900

1,000

Local391.1

Exportación516.8

MM

PCD

22

REALIDAD 3

Masificación es sinónimo de conexiones domiciliarias, donde el consumo es demasiado

bajo y no representa incentivo económico para hacerlo a un inversionista privado.

23

MITO 4: En el 2016 estará operativa la nueva red de ductos de transporte de GN

24

Lurín

Melchorita

Pisco

TACNA

MOQUEGUA

AREQUIPA

ICA

PUNO

CUSCO

LIMA

APURIMACAYACUCHO

HUANCAVELICA A.N.P. Intangible

A.N.P. No Intangible

Malvinas

Chimparina

Espinar

Ilo

Mollendo

Anta

Quillabamba

Chiquintirca

Kepashiato

Cusco

Kp 0 – Kp 82 (98 Km)Gasoducto 32”Poliducto 24”1

Kp 127 – Kp 207 (96 Km)Gasoducto 32”Poliducto 24”2

Kepashiato – Quillabamba(80 Km)

Gasoducto 24”3

Quillabamba – Anta(120 Km)

Gasoducto 24”4

Anta – Ilo(750 Km)

Gasoducto 24”5

Gasoductos / Poliductos existentes

LEY N° 29970:

Gasoductos / Poliductos proyectados

Tramo “n”n

Esquema de los ductos proyectados

Inversión estimada

US$ 3,200 millones

25

Cronograma de Ductos de Seguridad LEY N° 29970

1/La demora se debe a la presentación de las fianzas y de los documentos correspondientes.2/Acogiéndose a lo dispuesto en el literal c de la Segunda Disposición Complementaria de la Ley N° 29970, Ley que afianza la seguridad energética y promueve el desarrollo de polo petroquímico en el sur del país.

Actividad

MINEM Estimado Propio

Duración (meses) Fecha Duración

(meses) Fecha

Bases y Reglamento 1 Feb 2013 1 Feb 2013

Consultas 2 Abr 2013 2 Abr 2013

Consolidación Bases 1 May 2013 1 May 2013

Proceso 7 Dic 2013 7 Dic 2013

Firma de Contrato1/ 2 Feb 2014 2 Feb 2014

EIA 82/ Oct 2014 18 Ago 2015

Construcción 36 Oct 2017 36 Ago 2018

Inicio de Operaciones Nov 2017 Set 2018

26

REALIDAD 4

Si todo funcionara sin ningún retraso, la supuesta nueva red de ductos entraría en

operación entre noviembre 2017 (MINEM) y setiembre 2018 (CGP).

27

MITO 5: La tarifa eléctrica subirá entre 2.3% y 4.4% por la construcción de los ductos

28

Lurín

Melchorita

Pisco

TACNA

MOQUEGUA

AREQUIPA

ICA

PUNO

CUSCO

LIMA

APURIMACAYACUCHO

HUANCAVELICA A.N.P. Intangible

A.N.P. No Intangible

Malvinas

Chimparina

Espinar

Ilo

Mollendo

Anta

Quillabamba

Chiquintirca

Kepashiato

Cusco

Kp 0 – Kp 82 (98 Km)Gasoducto 32”Poliducto 24”1

Kp 127 – Kp 207 (96 Km)Gasoducto 32”Poliducto 24”2

Kepashiato – Quillabamba(80 Km)

Gasoducto 24”3

Quillabamba – Anta(120 Km)

Gasoducto 24”4

Anta – Ilo(750 Km)

Gasoducto 24”5

Gasoductos / Poliductos existentes

LEY N° 29970:

Gasoductos / Poliductos proyectados

Tramo “n”n

Esquema de los ductos proyectados

Inversión estimada

US$ 3,200 millones

29

Inversión en los ductos por tramo

Tramos del Proyecto(MUS$)

Inversión Anualidad de la inversión

Tramo 1 680,512 91,106Tramo 2 666,624 89,247Tramo 3 238,080 31,874Tramo 4 285,120 38,172Tramo 5 1,180,800 158,084Total 3,051,136 408,482

Consideraciones para el cálculo de la anualidad de la inversión

WACC 12.0%Horizonte 20 añosDeuda financiera 70% InversiónTEA1/ 5.0%Capital propio 30% InversiónCOK 31.8%1/ Promedio 2012 de la US$ Libor 12 meses, más 4%.

30

Ingreso garantizado eimpacto en la tarifa eléctrica

Concepto Tramo 1 Tramo 2 Tramo 3 Tramo 4 Tramo 5 Total

INVERSIÓN (MUS$) Inversión 680,512 666,624 238,080 285,120 1,180,800 3,051,136

INGRESO GARANTIZADO(MUS$/año)

CAPEX 91,106 89,247 31,874 38,172 158,084 408,482OPEX 27,220 26,665 9,523 11,405 47,232 122,045Ingreso garantizado 118,327 115,912 41,397 49,576 205,316 530,528

PAGO DEL IG1/ (MUS$/año)

TGP 59,163 57,956 117,119SISE2/ 5,253 6,291 26,055 37,600Usuario eléctrico 59,163 57,956 36,144 43,285 179,261 375,809

IMPACTO EN LA TARIFA ELÉCTRICA3/

Recargo (US$/MW.h) 1.76 1.72 1.07 1.29 5.33 11.17

Var. Tarifa Usuario Final 1.8% 1.7% 1.1% 1.3% 5.3% 11.1%

1/ En los tramos 1 y 2, se asume una distribución de 50% para TGP y 50% para el usuario eléctrico. En los tramos 3 al 5, se utilizan los recursos del SISE y lo faltante lo cubre el usuario eléctrico.2/ La remuneración se hace mediante el Cargo Tarifario SISE, Cargo unitario al transporte por ductos de líquidos derivados de hidrocarburos y líquidos de GN. A ser determinado por OSINERGMIN. Cargo Tarifario SISE esperado: 2 US$/Bl.Base Legal:Artículo 1 de la Ley Nº 29852, Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético. Artículo 5 del Reglamento de la Ley Nº 29852 (Decreto Supremo Nº 021-2012-EM).Se asume que la recaudación del SISE comienza en julio 2013 y que lo recaudado hasta el inicio de operaciones es utilizado en los subsiguientes 5 años.3/ Utilizando las cifras del año 2012.

31

REALIDAD 5

La tarifa eléctrica subirá 11.1%.

32

MITO 6: El Perú es una fuente ingente de reservas de GN

33

Reservas probadas de GN

Reservas de Gas Natural al 31.12.2011

Lote Región Compañía OperadoraReservas Probadas (TCF)

Desarrolladas No Desarrolladas Total

31C Selva Central Aguaytia Energy 0.2 0.0 0.2

56 Selva Sur Pluspetrol 1.0 1.3 2.3

57 Selva Sur Repsol 0.0 0.6 0.6

88 Selva Sur Pluspetrol 7.3 1.1 8.4

Total 8.5 3.0 11.5

Fuente: Libro de Reservas - MINEM

34

REALIDAD 6

Las Reservas probadas:Del lote 88 durarán hasta el año 2036.Del lote 56 durarán hasta el año 2023.

Del lote 57 ascienden a 0.6 TCF.El lote 58 no registra reservas probadas.