Contenido

1. Seminario ARIAE sobre Regulación del Sector Hidrocarburos Diseño del Mercado del Gas Natural en el PerúRaúl García Carpio Lima, Octubre de 2011

2. Contenido • Características del Gas Natural • El Proceso de Abastecimiento y Cadena del Negocio • El Valor del Negocio y las Opciones de Explotación • Organización y Competencia en la Industria • Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos • La Industria del Gas Natural en el Perú • Antecedentes • El Proyecto de Camisea • Diseño de Mercado • Marco Regulatorio • Evolución Reciente del Mercado Peruano • Perspectivas Futuras

3. Características del Gas Natural (I) • 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.

4. Características del Gas Natural (I) 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).

5. Características del Gas Natural (III) Fuentes de Energía en Competencia con el Gas Natural Electricidad Derivados del Petróleo Residencial y Comercial Hidroelectricidad Gas Natural Nafta Carbón Generación Eléctrica Química Derivados del Petróleo Industria Electricidad Carbón Derivados del Petróleo

6. Características del Gas Natural (IV) Mercados Relevantes para el Gas Natural

7. Características del Gas Natural (I) • 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.

8. Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (I) 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.

9. Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (II) • 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).

10. Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (III) • 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”.

11. Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (IV) Despacho del LNG: de la Producción a la Distribución Ductos de Gas Natural Dock Dock Producción de Gas Natural Facilidades de Vaporización y Almacenamiento Facilidades de Licuefacción y Almacenamiento Fuente: FERC (2003).

12. 5 US$ / 106 BTU 4 3 2 1 0 km 1000 5000 Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (V) Ducto de Gas de Alto Costo (off shore) Ducto de Gas de Bajo Costo (on shore) GNL Ducto de Petróleo Buque de Petróleo

13. Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (VI) • 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. 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. Fuente: Espinoza (2006)

14. El Valor del Negocio y las Opciones de Explotación (I) • Los yacimientos tienen una composición variada de hidrocarburos. • Los que poseen mayores volúmenes de propano, butano y otros componentes tienen un mayor valor potencial dependiendo del ritmo de extracción de líquidos. • Sin embargo, existe un ratio técnico entre la explotación de gas natural seco y líquidos. • Si el mercado de gas natural no tiene un potencial tan alto (como la posible exportación mediante la modalidad de LNG), será necesaria la reinyección del gas natural lo cual tiene una serie de inconvenientes. • Ello genera que surja una discusión sobre si los proyectos de explotación tienen como componente principal los “líquidos” o el “gas natural seco”. Fuente: Espinoza (2006)

15. El Valor del Negocio y las Opciones de Explotación (VI) En el diagrama se aprecia la composición del yacimiento de Camisea en volumen y poder calorífico. Del gas natural seco hay que tener en cuenta adicionalmente que un 10% no se podrá utilizar porque se convertirá en vapor de agua. Fuente: Espinoza (2000) En el caso del yacimiento de Camisea se estima que en valor presente los ingresos por los líquidos serían dos tercios del total.

16. Organización y Competencia (I) Fuente: Urbiztondo (2002)

17. Organización y Competencia (II) • Diferentes productores en la misma cuenca ofrecen contratos flexibles y precios bajos. • Posibilidad de introducir comercializadores que realicen un bypass comercial y ofrezcan mejores servicios de atención al cliente, mejor facturación y financiamiento, gas más barato, etc. • El distribuidores debe tener el desafío de un bypass físico por parte de los grandes usuarios industriales y centrales térmicas que pueden conectarse directamente a la red de transporte. • Ello requiere regular el libre acceso, incluyendo el análisis de los niveles de integración vertical entre las actividades, y no permitir el pass-through automático que desincentiva el esfuerzo de compra de las distribuidora. • El desarrollo de una red más compleja incrementará las posibilidades de competencia (entre cuencas, distribuidores y comercializadores) generando un proceso de arbitraje.

18. Organización y Competencia (III) Factores que pueden inhibir la Competencia • Monopolización de la producción en la cuenca. • Mecanismo de pass-through automático (desincentiva esfuerzo de compra de la distribuidora). • Inexistencia de acceso abierto a las redes de transporte y distribución (monopolización de la capacidad de transporte). • Integración vertical entre producción y transporte (preferencias que atentan contra igualdad de acceso – posible “extensión del poder de mercado”). • Integración vertical entre distribución y comercialización.

19. Organización y Competencia (IV) Fuente: Urbiztondo (2002)

20. Organización y Competencia (V) • Distintos productores en distintas cuencas. • El bypass comercial tiene más ventajas para algunos grandes usuarios industriales (GUI) porque puede evitar rigideces en los contratos. Los GUI pueden por sí mismos comprar más barato transporte y gas hasta su ubicación que lo determinado en CG2. • Los comercializadores pueden ofrecer mejores servicios de atención al cliente, mejor facturación y financiamiento, gas y transporte más baratos, etc. • Desafíos al distribuidor vía 3 opciones anteriores (amenaza bypass físico, construcción de red independiente en sub-área e incorporación de inversiones de terceros). • Competencia entre transportistas (para llegar hasta CG2). Estructuras “más complejas” (más cuencas y áreas de distribución): se aplican iguales principios (interesante si cuencas no están “en el centro”).

21. Organización y Competencia (VI) En redes de gas natural desarrolladas la competencia entre proveedores llevaría a la generación de un precio similar entre las diferentes localidades. El arbitraje funcionará mientras exista una conexión entre las diferentes localidades y no existan límites al flujo de gas entre localidades. Sin embargo, el gas natural compite con otros combustibles alternativos como el carbón y derivados del petróleo. Los precios relativos entre estos combustibles dependerán de los costos asociados a la provisión del gas (importación, existencia de vía ductos extensos, abundancia de los recursos). El gas natural no tiene las características de “commodity” a nivel internacional que si poseen los derivados del petróleo. Sin embargo, con la exportación del gas bajo la forma de LNG y el desarrollo de redes donde confluyen varios ductos el grado de “commoditización” del gas natural se estaría incrementando.

22. Organización y Competencia (VII) Flujos Físicos permanecenprácticamente iguales Compañías de distribución locales (CDL) Productores Ductos Usuarios Finales Más participantes involucrados en las Transacciones Financieras Usuarios Finales dentro del sistema C D L Productores (Precios a Ductos Usuarios finales boca de Pozo) Comercializadores fuera del sistema Transporte Sujeto a Comercialización Empaquetado = Transacciones registradas por el regulador. = Transacciones no registradas por el regulador

23. Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (I) • 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.

24. Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (II) Estructura de la Industria a inicios del 2000 Régimen Regulatorio en el 2000 Millas de Participantes Tuberías Etapa de Desregulación de Precios 8000 Independientes 0 Productores se inició 1979, concluyó en 1989 24 Principales 0 160 Ductos 285,000 FERC 260 Comercializadores No Regulado 0 1500 Empresas locales de Gas Comisión de Empresas Públicas 833,000 53 mill. Usuarios finales Residenciales 4.5 mill. Comerciales 0 No regulado Industriales 40 mil Interestatal: FERC 0 Empresas Eléctricas 500 Intraestatal: Comisiones Estatales

25. Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (III) DIMENSIONES DE LA RED INTERESTATAL DE DUCTOS Fuente: FERC (2003)

26. Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (IV) DIAGRAMA DEL FLUJO DE TRANSACCIONES -------- incertidumbre Ventas a otros de la misma categoría Productores Centralización de Mercados Compañias Locales de Distribución Importadores/ Exportadores Comercializadores Facilidades de Almacenamiento Consumidores Fuente: FERC (2003)

27. Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (V) Efectos de la Reestructuración de la Industria • 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.

28. Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VI) Efectos de la Reestructuración de la Industria • 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.

29. US$ por Millón de Pie Cúbico Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VII) Efectos de la Reestructuración: Incremento de la Volatilidad de Precios Mayoristas

30. Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VII) Efectos de la Reestructuración: Incremento del Consumo de Gas Natural en la Generación Eléctrica

31. La Industria del Gas Natural en el Perú

32. Antecedentes(I) • 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).

33. Antecedentes(II) 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.

34. El Proyecto 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.

37. Diseño de Mercado y el Proyecto de 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%.

38. Estructura del Suministro del Gas Natural Elaboración: Vásquez Cordano.

39. LURÍN AYACUCHO PISCO Km 208 Km 518 Km 730 La Actividad de Transporte Capacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural por Tramos 32” 24” 18” 300 MMPCD 427 MMPCD 1 179 MMPCD MALVINAS Km 00 Fuente: OSINERGMIN

40. 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.

41. Esquemas de Promoción: Contratos “Take Or Pay” Electroperú (empresa estatal) firmó un contrato “take or pay” por 70 MMPCD (pago mínimo de 56 MMPCD). Los generadores privados tenían problemas para asumir estos contratos dada la alta variabilidad del despacho (dependencia de hidrología). Otros consumidores “iniciales” firmaron también este tipo de contratos. Evolución del Consumo Central Térmica de Ventanilla (Proyección Modelo Perseo) Contratos “Take or Pay” para Clientes Iniciales 80,000,000 70,000,000 60,000,000 50,000,000 40,000,000 PCD 30,000,000 20,000,000 10,000,000 0 Dic-04 Dic-05 Oct-04 Abr-05 Oct-05 Jun-05 Feb-05 Ago-04 Ago-05 Consumo Gas Ventanilla Factor "Take or Pay"

42. Tarifas del Gas Natural y Régimen Regulatorio Transporte y Distribución en Alta Presión Se basa en una ecuación de ingresos = costos a lo largo de la vida del proyecto (especie costo medio de largo plazo). donde CS: Costo del Servicio, D(Real): Demanda Real Proyectada, r: Tasa de Descuento (12%), Inv: Inversión del Proyecto, COyM: Costo de Operación y Mantenimiento

43. Esquemas de Promoción – Garantía (I) Pago de la Garantía por la Red de Ductos Principal • La Garantía surgió por la necesidad de asegurar un flujo de ingresos estables para el transporte del gas a fin de hacer viable la participación de inversionistas privados dada la reducida demanda inicial. • La garantía cumple la función de reducir el riesgo comercial sobre los ingresos del transportista, y facilitar el financiamiento del proyecto. • La Garantía viene a ser la diferencia entre los ingresos garantizados, producto de la “Tarifa Base” por la demanda garantizada, y los ingresos realmente obtenidos por los concesionarios. Esta diferencia es cubierta con un cargo a los usuarios de electricidad. • Dada la poca demanda inicial esperada, se realizó un adelanto en el pago de la garantía para evitar un salto abrupto en las tarifas eléctricas en Noviembre del 2002.

44. Esquemas de Promoción - Garantía (II)

45. Esquemas de Promoción - Garantía (III) Pago de la Garantía por la Red de Ductos Principal El cargo por la garantía se obtiene de dividir la garantía anual estimada entre la máxima demanda de electricidad, convirtiéndolo en un pago en US$ por MW - mes. Esta se extinguirá cuando el ingreso real sea mayor que el ingreso garantizado. Ingresos Reales Proyectados con Exportación de LNG US$ Ingresos Reales Proyectados Ingreso Garantizado Garantía A ñ os 7 14 (estimado)

46. Categorías Tarifarias Reguladas Caso Calidda

47. Diseño Actual de las Tarifas Finales • La red beneficia a todos los clientes y su diseño obedece al conjunto. Al existir altos costos fijos, el pago de la red se produce a largo plazo. • La pérdida de un grupo de clientes (categoría) origina la pérdida de ingresos de la empresa que en el recálculo de la tarifa (para garantizar que los ingresos sean iguales a los costos) originará un mayor pago de los que se mantienen conectados. • El modelo de tarifas busca discriminar entre los tipos de cliente de tal forma que el ahorro de los consumidores por usar el gas natural sea en igual proporción. • Se determina una “seudo” curva de demanda de cada categoría de consumidor restando al Precio de Sustituto (GLP, D2, R6) los costos del Traspaso (Gas + Transporte)

48. Modelo de Asignación de Costos Saldo que permite cubrir las Redes de Distribución Precio del Sustituto menos Costos de Conversión Precio de la Energía Traspaso = Gas + Transporte Consumo Típico por Cliente A B C D Categorías de Consumidores

49. Modelo de Asignación de Costos Precio que permite recuperar los costos de distribución Sustituto menos Traspaso Precio de la Energía Ahorro qA Consumo Unitario Consumo Típico por Cliente qB qC qD

50. Modelo de Asignación de Costos