Boletín Estadístico de las actividades de la División de Supervisión de Gas Natural 2020 II

División de Supervisión de Gas Natural

Boletín

ESTADÍSTICO Procesamiento, Producción y Transporte de Gas Natural

Trimestre 2020-2

1

Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la División de Supervisión de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma trimestral los indicadores más relevantes en las actividades de explotación, producción, procesamiento y transporte de gas natural y líquidos de gas natural, los cuales serán presentados en el Boletín Estadístico de Gas Natural, cuya publicación presentamos en formato digital y está disponible en la página web de OSINERGMIN. La industria de gas y líquidos de gas natural en nuestro país es una realidad que muestra un continuo crecimiento. Está presente en la manufactura de los principales sectores industriales y tiene impacto positivo sobre el crecimiento económico y socio-ambiental a futuro. Según veremos más adelante, existe en nuestro país un mercado de gas natural con un alto potencial de desarrollo.

2

CONTENIDO

RESERVAS Reservas de Gas Natural (10) Reservas de Líquidos de Gas Natural (11)

TRANSPORTE Transporte de Gas Natural por Lotes.

(17) Capacidad Disponible de Transporte de Gas Natural (18)

PRODUCCIÓN

PROCESAMIENTO

Producción de Gas Natural Húmedo (12) Producción de Líquidos de Gas Natural (13) Disponibilidad de Suministro de Gas Natural (14)

Gas Natural Reinyectado (15) Gas Natural Procesado (15) Productos Finales por Planta (16)

EXPORTACIÓN

INDICADORES

Exportación de GNL (22) Embarques y Despacho de GNL (23)

Reservas/Producción (24) Producto Bruto Interno (34) Precios al Consumidor de Combustibles (34)

3

El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998 se concentró en la zona de Talara y se limitaba al procesamiento del gas asociado, este gas natural era usado básicamente para la generación eléctrica de 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. 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 da inicio a 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. En el 2016, las actividades de supervisión de distribución y comercialización de gas natural pasaron a la División de Supervisión Regional, quedando las demás actividades a cargo de la División de Supervisión de Gas Natural.

MATRIZ ENERGÉTICA El consumo de energía primaria mundial creció en 1,3% en el 2019, este crecimiento es inferior al 2,9% registrado en el 2018, que fue el más alto incremento desde el 2010. Por regiones, el consumo cayó en América del Norte, Europa y la CEI. En otras regiones, el crecimiento fue inferior a la media en América del Sur y Central.

El crecimiento fue impulsado por las energías renovables (3,2 EJ) y el gas natural (2,8 EJ), que juntos contribuyeron tres cuartos del aumento. Todos los combustibles crecieron a un ritmo más lento; tal como se muestra en el Gráfico 1 siguiente: Exajoules

Matriz de Consumo de Energía Mundial

600 Petróleo

Carbón

Gas Natural

Hidroeléctrica

Nuclear

Energía Renovable

500

400

300

200

100

2019

2017

2015

2013

2011

2009

2007

2005

2003

2001

1999

1997

1995

1993

0

Gráfico 1. Consumo Anual Mundial de Energía por Combustible desde 1993 hasta 2019 (en Exajoules) División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]

El petróleo continúa siendo el combustible dominante en el mundo (33,1%).

El carbón es el segundo combustible más utilizado, pero disminuyó ligeramente en el 2019, representando ahora el 27%, su nivel más bajo en los últimos 15 años. La participación tanto del gas natural como de las energías renovables aumentó a un nivel récord máximos de 24,2% y 5,0% respectivamente. Las energías renovables ahora han superado nuclear, que representa solo el 4,3% de la matriz energética. La energía Hidroeléctrica se ha mantenido estable en torno al 6% durante varios años.

El detalle de la cuota de mercado alcanzada por cada tipo de combustible se encuentra en el Gráfico 2:

4

Matriz de Consumo de Energía Mundial (Porcentaje) Petróleo

Carbón

Gas Natural

Hidroeléctrica

Nuclear

Energía Renovable

50%

40%

30%

20%

10%

0% 1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

Gráfico 2. Participaciones del Consumo Mundial de Energía Primaria por Tipo de Combustible División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]

En el Gráfico 3 se aprecia que el petróleo se mantiene como el combustible dominante en África, Europa y las Américas, mientras que el Gas Natural domina en la CIS (Comunidad de Estados Independientes) y el Medio Oriente, se contabiliza más de la mitad de la combinación de energía en ambas regiones. El carbón es el combustible dominante en la región de Asia Pacífico. En el 2019, la cuota de consumo de energía primaria de carbón cayó a su nivel más bajo en Norte América y Europa.

El petróleo se consume principalmente en Asia y América del Norte, en conjunto estas regiones representan el 60% del consumo mundial. Asia domina el consumo mundial de carbón, mientras que mas de dos tercios del consumo de energía nuclear se concentra en América del Norte y Europa . Asía, América Central y América del Sur representan casi el 60% de la energía hidroeléctrica. Más del 90% de las energías renovables se consumen en Asia, Europa y América del Norte.

Consumo Regional por Combustible 2019 100.00% 90.00% 80.00% 70.00% 60.00% 50.00% 40.00% 30.00% 20.00% 10.00% 0.00% Asia - Pacífico Petróleo

Africa Carbón

Medio Oeste Gas Natural

CIS Hidroeléctrica

Europa Nuclear

Sur y Centro Norte América América Energía Renovable

Gráfico 3. Porcentaje de Consumo Regional por Combustibles, 2019.

División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]

5

MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ En el 2019, el consumo energético en el Perú tuvo un incremento de 2,4%, respecto al año anterior, siendo el consumo más alto registrado. En cuanto a las fuentes de energía, disminuyó el consumo del carbón en 32,6%. Sin embargo, el consumo de gas natural creció en 3,7 %, Petróleo 1,7%, Hidroeléctrica 2,4% y energías renovables en 10,6%.

La evolución de la matriz de consumo de energía en el país se muestra en el Gráfico 4.

Exajoules 1.8

Matriz de Consumo de Energía: Perú

Petróleo

1.6

Hidroeléctrica 1.4

Gas Natural Carbón

1.2

Energía Renovable

1.0 0.8 0.6 0.4 0.2

2019

2017

2015

2013

2011

2009

2007

2005

2003

2001

1999

1997

1995

1993

1991

1989

1987

1985

1983

1981

1979

1977

1975

1973

1971

1969

1967

1965

0.0

Gráfico 4. Consumo de Energía Primaria por Combustible: Perú, 1965-2019 División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]

Como se observa en el Gráfico anterior, existe una marcada tendencia al cambio en la participación en el mercado energético de cada una de las fuentes de energía, disminuyendo el consumo de carbón y el petróleo para utilizar nuevas fuentes de energía primaria más limpias, como el gas natural y la energía renovable.

Matriz de Consumo de Energía: Perú (Porcentaje) 80% 70% 60%

Petróleo

50%

Hidroeléctrica Gas Natural

40%

Carbón

30% 20% 10%

2019

2017

2015

2013

2011

2009

2007

2005

2003

2001

1999

1997

1995

1993

1991

1989

1987

1985

1983

1981

1979

1977

1975

1973

1971

1969

1967

1965

0%

Gráfico 5. Consumo de Energía Primaria por Combustible, Perú, 1965-2019 (en Miles de Barriles de Petróleo Equivalente) División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]

6

Cada año el gas natural se va posicionando en su participación en mercado energético, avanzando de 47,6% (0,77 EJ) el 2018 a tener un máximo histórico de 48,2% (0,80 EJ) en el 2019. Caso contrario sucede con el carbón, reduciendo 1,3% (0,02 EJ).

Asimismo, la energía renovable va escalando en su participación de la cuota de mercado al incrementarse de 2,9% en el 2018 a 3,2% en el 2019.

En el Gráfico 6 se compara el consumo de energías primarias en el Perú en los años 2017, 2018 y 2019, medidos en Exajoules (EJ).

En el 2019 disminuyó la participación del Petróleo y del Carbón. En cambio la participación del gas natural y las energías renovables aumentó. La participación Hidroeléctrica se mantuvo.

INFRAESTRUCTURA

Gráfico 6. Comportamiento del Consumo de Energía Primaria, Perú-2019 División de Supervisión de Gas Natural

El crecimiento de la infraestructura de producción, procesa[Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020] miento y transporte de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al B) Pozos en el Lote 88: 14 Productores y 4 Reinyectores. haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento Tabla 2. Infraestructura de Pozos en el Lote 88 de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfacLOCACIÓN POZO ESTADO toriamente el rápido desarrollo de la demanda de gas natural.

Infraestructura de Producción

SAN MARTÍN 1

En la Ilustración 1 se muestra el área de los lotes 56, 57 y 88, así como también las locaciones, donde están siendo explotados (recuadros verdes) apreciándose que existen áreas para desarrollo futuro.

SAN MARTÍN 3

CASHIRIARI 1

CASHIRIARI 3

C)

SAN MARTIN 1 SAN MARTIN 1001D SAN MARTIN 1002D S MARTIN 1003D-ST1 S MARTIN 1004D-ST1

SAN MARTIN 3-ST1 SAN MARTIN 1005 SAN MARTIN 1006 CR1-1R CR1-1001D CR1-1002D CR1-1003D CR1-1004D CR3-ST2 CR3-1005D-ST1 CR3-1006D CR3-1007D CR3-1008D

Productor Productor Reinyector Productor Productor Reinyector Reinyector Reinyector Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor

Pozos en el Lote 56: 8 Productores, y 2 Reinyectores Tabla 3. Infraestructura de Pozos en el Lote 56

Ilustración 1. Lotes Productores en Camisea ESCALA 1:1,155,581

A)

Pozos en el Lote 57: 6 Productores

LOCACIÓN PAGORENI A

Tabla 1. Infraestructura de Pozos en el Lote 57

LOCACIÓN KINTERONI

SAGARI

POZO KINTERONI 1X KINTERONI 2D KINTERONI 3D SAGARI 7D SAGARI 8D SAGARI XD

ESTADO Productor Productor Productor Productor Productor Productor

PAGORENI B

MIPAYA PAGORENI OESTE

POZO PAG 1004D PAG 1005D PAG 1006D PAG 1007D PAG 1001D PAG 1002D-ST1 PAG 1003D-ST1 MIP-1001-XD MIP-1002-XD MIP-1003-XD PAG WEST 1001X

ESTADO Productor - Reinyector Productor - Reinyector Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Cerrado Temporalmente

7

Infraestructura de Procesamiento A. La Planta Malvinas ha tenido 2 ampliaciones, inició operaciones con capacidad de procesamiento de 440 MMPCD y actualmente tiene 1 680 MMPCD. La última ampliación se realizó en el 2012, incrementándose la capacidad en 520 MMPCD al instalar un nuevo tren criogénico con dos turbocompresores de 240 MMPCD cada uno, cuatro módulos en el Slug Cátcher, una unidad estabilizadora de condensados de 25 000 barriles por día y una esfera de almacenamiento de 25 000 barriles .

B. La planta Aguaytía, ubicada en el departamento de Ucayali, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 70 MMPCD. C. La planta de fraccionamiento de Pisco, ha tenido 2 ampliaciones, al inicio de sus operaciones tenía una capacidad de 50 MBPD y en la actualidad tiene 120 MBPD.

Foto 1. Planta de Procesamiento de Gas Natural, Malvinas.

División de Supervisión de Gas Natural

D. La planta Graña Montero Petrolera (GMP), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento de 80 MMPCD.

Foto 2. Planta de Procesamiento de Líquidos de Gas Natural, Pisco.

División de Supervisión de Gas Natural

8

Infraestructura de Transporte Los sistemas de transporte de GN y LGN han tenido una evolución sostenida de acuerdo a las necesidades de la demanda de gas natural para el mercado interno, desde su inicio de operación en el 2004 hasta la actualidad, como se puede apreciar en las ilustraciones 2 y 3: A.

Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate de Lurín - Transportadora de Gas del Perú S.A.

CAP: 314 MMPCD

CAP: 380 MMPCD

CAP450 MMPCD

CAP: 530 MMPCD

CAP: 610 MMPCD

CAP: 655 MMPCD

CAP: 920 MMPCD

2004 - 2008

2009

2010

2011

2012 - 2013

2014 - 2015

2016 – 2020

Ilustración 2. Capacidad de Transporte de Gas Natural – TgP División de Supervisión de Gas Natural

B.

Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural de Camisea a la Costa - Transportadora de Gas del Perú S.A.

CAP: 50 MBPD 2004 - 2007

CAP: 70 MBPD 2008

CAP: 85 MBPD 2009

CAP: 88 MBPD

CAP: 110 MBPD

CAP: 130 MBPD

2010 - 2011

2012

2013-2020

Ilustración 3. Capacidad de Transporte de Líquidos de Gas Natural División de Supervisión de Gas Natural

La siguiente Ilustración 4, muestra la infraestructura actual de los sistemas de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, desde Camisea a la costa del Perú, también se puede ver el ducto de Perú LNG que va desde la Planta Chiquintirca hasta la Planta Melchorita

Ilustración 4. Capacidad de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural desde Camisea a la Costa, Ducto Perú LNG - Ex-

9

RESERVAS

Reservas de Gas Natural Las reservas, al 31 de diciembre de 2018, han disminuido en 2,3 TCF respecto a la revisión del año anterior, debido a la producción del año 2018 que alcanzó un consumo de gas por 0,466 TCF de gas. Además la disminución se sustenta en la reestimación de volúmenes con base en el ajuste en el modelo de simulación en campo Pagoreni operado por Pluspetrol en el Lote 56, así como también en campo Cashiriari operado por Pluspetrol en el Lote 88.

P10

Reservas Probada

1P

Probable

2P

Posible 3P Oportunidad en aumento de ser comercial

Comercial

Sub-Marginal Marginal No Desarrollada Desarrollada

PIIP Descubierto Sub-Comercial

P50

P90

Recursos Contingentes 1C

3C

2C

Potencialmente Comercial

No Recuperables PIIP No Descubierto

En el gráfico 7 se observa la clasificación de recursos de hidrocarburos, de los cuales la clasificación de reservas está en azul.

Producción

Total de Petroleo Inicialmente in Situ (PIIP)

Las reservas “son esas cantidades de petróleo que se anticipan como recuperables comercialmente a través de la aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas desde cierta fecha en adelante bajo condiciones definidas. Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, recuperables, comerciales, y remanentes (en la fecha de la evaluación) basado en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicado(s). Las reservas pueden además ser categorizadas de acuerdo con el nivel de certeza asociado con las estimaciones y pueden ser sub-clasificadas con base en la madurez del proyecto y/o caracterizadas por el estado de desarrollo y producción.” (Sistema de Gestión de Recursos Petroleros “PRMS” SPE/WPC/AAPG/SPEE, 2009)

Recursos Prospectivos Estimación Baja

Estimación Mejor

Estimación Alta

No Recuperables Rango de Incertidumbre No a escala

Gráfico 7. Sistema de Clasificación de Recursos [Sistema de Gestión de Recursos Petroleros “PRMS” SPE/WPC/AAPG/ SPEE, 2009]

En el Gráfico 8 se muestran las variaciones de los volúmenes de gas natural categorizadas como reservas al 31 de diciembre de los años 2016, 2017 y 2018. Para el año 2017 hubo una reducción de 19,9% respecto al 2016, y para el 2018 una reducción en 17,6%.

Como se puede observar en el Gráfico 8, el mayor volumen de reservas se encuentra en la selva sur del país (correspondiente a los lotes 88, 56, 57 y 58), éstos representan el 94,6% de la reserva nacional de Gas Natural 2018.

Gráfico 8. Mapa de Reservas Probadas de Gas Natural por Lotes, al 31 de diciembre de 2018 (en TCF[109])

Desarrolladas

No Desarrolladas

2018 2017 2016

4.3 8.1

6.3

7.1

5.8

7.9

División de Supervisión de Gas Natural [DGH-MINEM Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos, 2018]

10

Las reservas son volúmenes estimados. Si la estimación se realiza con un método probabilístico, entonces las reservas probadas cuentan con una probabilidad de 90% que lo recuperado igualará o superará la estimación; del mismo modo, los volúmenes probables y posibles tienen una probabilidad de 50% y 10% respectivamente.

Otro indicador importante de los recursos hidrocarburíferos de un país son las cantidades de gas natural categorizados como los recursos contingentes, estos son volúmenes estimados son potencialmente recuperables cuando existan los proyectos necesarios para su puesta en producción, se deben superar las contingencias y lograr un desarrollo técnico y económicocomercialmente viable. Estos volúmenes se muestran en Tabla 4 y Tabla 5.

La producción de los lotes 56 y 57 está destinada para la exportación por medio de Perú LNG, que licúa el gas en la Planta Melchorita.

Tabla 4. Reservas y Recursos para el Mercado Nacional al 31 de diciembre de 2018

Reservas (TCF)

Recursos (TCF)

Lote

1P (Probadas)

2p (Probadas + Probables)

3P (Probadas + Probables + Posibles)

Contingentes 2C

Comentarios

88

6,933

7,976

8,771

0

Fin Contrato: 2040 / Vida útil: 2047

58

0

0

0

2,650

Fin Contrato: 2045 / Vida útil: 2047

En el Lote 88, las reservas probadas y posibles de los campos Cashiriari y San Martín disminuyeron por el cambio en los escenarios de producción , los cuales tienen menos pozos adicionales que los escenarios planteados en años anteriores.

Tabla 5. Reservas y Recursos para Exportación al 31 de diciembre de 2018

Reservas (TCF)

Recursos (TCF)

Lote

1P (Probadas)

2p (Probadas + Probables)

3P (Probadas + Probables + Posibles)

Contingentes 2C

Comentarios

56

1,566

1,668

1,762

0

Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047

57

1,534

2,165

2,749

0,446

Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047

Reservas de Líquidos de Gas Natural 514,4 Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre del 2018 disminuyeron en 131 425 MSTB en comparación a las reservas probadas al 31 de diciembre del 2017, llegando a los 514 389 MSTB, de los cuales 506 672 MSTB (98,5%) corresponden a la zona selva sur.

Las variaciones de las reservas probadas de LGN se calcula en 20,4% y se deben principalmente a Desarrolladas No Desarrolladas reestimación de volúmenes de los lotes 88 y 56 por 2018 comportamiento productivo.

2017 2016 372 358

305

209

2018

96 85

646 2017

66 50

Adicionalmente por la producción de 31,2 MMSTB durante el año 2018.

790 2016

288 417

113 76

Gráfico 9. Reservas Probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2018 (en MMSTB [106]) División de Supervisión de Gas Natural [DGH-MINEM Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos, 2018]

Probadas

Probables

Posibles

Gráfico 10. Reservas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2018 (en MMSTB [106]) [DGH-MINEM Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos, 2018]

11

PRODUCCIÓN Producción de Gas Natural Húmedo En la zona denominada Camisea se ubica la principal fuente de gas natural del país; en esa zona, se agrupan dos estructuras de gas y condensados localizadas en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 km. de la margen derecha del río Urubamba, en las que se encuentran en producción tres lotes. Los lotes 56 y 88 son operados por Pluspetrol Perú Corporation, mientras que el Lote 57 es operado por Repsol Exploración Perú. En el Gráfico 11 se muestra la producción promedio en MMPCD de estos Lotes hasta el segundo trimestre del 2020.

En el segundo trimestre del 2020 en promedio el lote 88 produjo 886,46 MMPCD; asimismo, los lotes 56 y 57 produjeron 434,40 y 159,85 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 480,71 MMPCD.

95,37 445,55

1 089,68

183,63 422,27

855,64

199,75 435,79

715,08

feb

853,18

1 096,18

ene

177,57 343,40

215,66 419,70

198,89 449,95

1 013,21

430,27

186,59 406,55

1 013,24

192,18

162,74 462,64

1 013,14

508,16

1 035,84

74,38 490,74

1 044,36

568,95

1 091,88

762,02

544,74

1 034,84

200,00

723,00

400,00

634,81

600,00

420,76

800,00

757,65

1 000,00

398,30

1 200,00

627,17

1 400,00

655,03

1 600,00

1 068,27

83,38

1 800,00

140,85

MMPCD

0,00 2009

2010

2011

2012

2013

2014 2015 P Lote 88

2016 2017 P Lote 56

mar

2018 2019 P Lote 57

abr

may

jun

2020

Gráfico 11. Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo al 2020, Principales Lotes (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]

En el Gráfico 12 se observa en Camisea una disminución de la producción promedio mensual en el segundo trimestre de este año respecto al anterior. En el segundo trimestre del 2019 se produjo en promedio 957,72 MMPCD en el lote 88; 431,86 MMPCD en el lote 56 y 146,46 MMPCD en el lote 57; siendo el total superior a los 886,46 MMPCD; 434,40 MMPCD y 159,85 MMPCD del segundo trimestre del 2020.

Producción GN Húmedo (MMPCD) 1 089,7

2019

1 106,7

445,5

95,4

jun

2020

855,6

422,3

117,8

183,6

may

2020

Trim.2

457,6

959,5

2019

422,2

715,1

435,8

199,7

abr

2020

141,7

806,9

2019 0

200

Promedio de Lote 88

400

416,1 600

800

1000

Promedio de Lote 56

180,0 1200

1400

1600

1800

Promedio de Lote 57

Gráfico 12. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Segundo Trimestre (2019-2 vs 2020-2), Principales Lotes (MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]

12

Producción de Líquidos de Gas Natural Los hidrocarburos que contienen más de tres átomos de carbono contenidos en el gas natural húmedo se separan para obtener los Líquidos de Gas Natural. En el segundo trimestre del 2020 se produjo en promedio 42 814 BPD en el lote 88, 24 559 BPD en el lote 56 y 10 056 BPD en el lote 57.

La producción promedio mensual en Barriles por Día (BPD) durante el 2019 y 2020 se detalla en el Gráfico 13: BPD

60 000 50 000 40 000

30 000 20 000 10 000 0 ene

feb

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

ene

feb

mar

2019

abr

may

jun

2020

Promedio de LGN Producido Lote 88

Promedio de LGN Producido Lote 56

Promedio de LGN Producido Lote 57 Gráfico 13. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]

En el Gráfico 14 se compara la producción promedio mensual del segundo trimestre del 2020 y la producción del mismo periodo del año 2019. Se observa una disminución en los volúmenes producidos de líquidos de gas natural en todos los meses; aumentando solo la producción del lote 56 en el mes de abril, y la del lote 57 en los meses de abril y mayo, respecto del periodo anterior del año 2019.

LGN Producido (BPD)

51 344

25 496

2019

51 426

25 979

5 961

jun

2020

41 721

may

2020

23 991

44 344

2019

11 533

25 008

35 411

24 208

9 336 12 625

abr

2020

7 508

38 595

2019

0

20 000

Promedio de LGN Producido Lote 88

23 783 40 000

11 837 60 000

Promedio de LGN Producido Lote 56

80 000 Promedio de LGN Producido Lote 57

Gráfico 14. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]

13

Ventas de Pluspetrol a los Consumidores Independientes Los lotes 88 y 56 son operados por Pluspetrol, este suscribe contratos de los volúmenes de venta directamente con los consumidores independientes.

En el Gráfico 15 se muestran los promedios de venta mensual por cada uno de los lotes durante el segundo trimestre del 2020, el gas natural del Lote 56 es destinado para la exportación y el gas natural del Lote 88 es para el consumo Interno.

El detalle por tipo de actividad de cada consumidor del mercado nacional se observa en el Gráfico 16:

MMPCD

jun

511,2

may

abr

173,9

246,2 174,3

348,7 379,4

Ventas Lote 88

Ventas Lote 56

Gráfico 15. Ventas de Gas Natural Promedio del Mes (en MMPCD)

Gráfico 16. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T2-2020, Lote 88 (en MMPC) División de Supervisión de Gas Natural [Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]

Suministro Disponible de Gas Natural Los volúmenes de gas natural contratados se suscriben en la modalidad a volumen firme o interrumpible, sin embargo, el consumo de cada empresa es inferior a lo establecido en los contratos correspondientes, debido a ello se tiene en el mercado volumen no utilizado, que viene a ser la diferencia entre los volúmenes a contrato firme y el volumen medido en el punto de entrega; para el consumo del mercado nacional esta diferencia se muestra en celeste en el Gráfico 17, se observa el nivel más bajo de ventas en el mes de abril debido a la emergencia provocada por el COVID-19.

1 200 MMPCD

Ventas y Consumo GN - Mercado interno

1 000

800

Contrato Interrumpible: 129,20

Contrato Firme: 900,13 200,2

167,1

129,3

111,1

146,1

205,3 376,2

365,9

315,3

389,0 531,4

600

725,8 400

698,7

731,8

769,6

787,8

752,8

693,7 522,7

534,2

654,0

584,9

200

511,2 368,8 174,3

246,2

0

jun19

jul19

ago19

Ventas Lote 88

sep19

oct19

nov19

Disponible Lote 88

dic19

ene20

feb20

Contrato Firme

mar20

abr20

may20

jun20

Capacidad Interrumpible

Gráfico 17. Ventas y Consumo Mensual de Gas Natural (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]

14

PROCESAMIENTO Gas Natural Reinyectado Para mantener la presión del reservorio, procesos de reciclado, procesos de recuperación mejorada, entre otros, se realiza el procedimiento de reinyección, que consiste en el retorno de gas natural seco al subsuelo por medio de pozos reinyectores.

Planta Malvinas En la planta de procesamiento Malvinas se separa los líquidos del gas natural seco y, mediante compresores de gran potencia, retorna el gas al reservorio. Estos volúmenes reinyectados se muestran en el Gráfico 18 como un promedio diario para cada uno de los meses del 2019 y 2020.

MMPCD 700 600

223,25 23,23

500

0,00 201,43

129,26

457,13

455,46

378,43

360,73

0,00 0,00

318,87

218,74

0,16

118,11

299,09

0,00

146,93

100

235,84

61,96

153,22

379,91

421,20

346,92

200

87,57

480,87

0,00

146,42

300

0,00 0,00 0,00

236,23

8,42

6,60

364,53

0,00

400

0 ene

feb

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

ene

feb

mar

2019

abr

may

jun

2020

Promedio de Reinyectado del 88

Promedio de Reinyectado del 56

Gráfico 18. Reinyección de Gas Natural , por Lotes (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]

Gas Natural Procesado A la Planta de Procesamiento de Malvinas ingresa gas natural que requiere ser procesado para separar los líquidos de Gas Natural del gas natural seco y otros componentes no deseados, en el Gráfico 18 se observa que en ciertas ocasiones se procesa mayor volumen de gas natural por lo cual se infiere que se está operando dentro del rango de flexibilidad (rango entre el valor de diseño y el de operación) de la Planta Malvinas, siendo su capacidad de diseño de 1 680 MMPCD. 2000 MMPCD

Lote 88

Lote 56

Lote 57

Diseño de Planta

1800 1600 1400 1200

1000 800 600 400 200

2018 2019 Gráfico 19. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en MMPC)

jun

may

abr

mar

feb

ene

dic

nov

oct

sep

ago

jul

jun

may

abr

feb

mar

ene

dic

nov

oct

sep

ago

jul

jun

may

abr

mar

feb

ene

0

2020

División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario al OSINERGMIN, 2020]

15

Planta Pisco Los Líquidos de Gas Natural son trasladados a la Planta de fraccionamiento de Pisco mediante un poliducto operado por Transportadora de Gas del Perú (TgP).

En el gráfico siguiente se puede observar el volumen de los líquidos de gas natural procesados en la Planta Pisco en el segundo trimestre del 2020. Cabe precisar que los líquidos de gas natural que provienen del lote 57 son comprados por Pluspetrol y se muestran como parte del lote 56 .

MBPD 120,0

100,0

80,0

60,0

40,0

20,0

0,0 abr 20

jun 20

may 20

Lote 56

Lote 88

Capacidad de Diseño Planta Pisco (MBPD)

Gráfico 20. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta Pisco (en MBPD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]

Productos Finales Por medio de procesos físicos se separan los hidrocarburos para obtener productos de uso específico, estos son propano y butano que componen el GLP, gasolina natural, nafta y MDBS (Middle Distillate Blending Stock).

En el Gráfico 21 se muestra la producción promedio mensual de la Planta Pisco, donde se evidencia un ligero aumento de la producción a finales del segundo trimestre 2020, respecto al anterior.

MBPD

Promedio de Propano

100

10,03

80

40 20

10,95 10,12

10,26

8,37 8,68

9,14

Promedio de Nafta 6,56

6,10

5,95

Promedio de Diesel

5,52

3,90

4,30

32,68 29,72 31,45 31,50

4,38 37,90 37,56 34,95 34,60 34,76 32,63 32,25 34,16 29,81

12,94 10,73 11,95 11,57

15,59 15,11 13,55 15,82 13,54 12,90 13,43 13,70 11,36 12,53 13,54

10,05 60

Promedio de Butano

40,31 37,63

33,82 32,10 29,19 31,70 31,11 29,68 30,83 29,93 26,87 28,94 30,83 24,39 25,58 25,45 27,54

0 abr Trim.1 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

may

jun

Trim.2 2020

Gráfico 21. Productos Finales Obtenidos del Procesamiento de Líquidos de Gas Natural (en MBPD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]

16

TRANSPORTE Transporte de Gas Natural La concesión de Transporte de Gas Natural por ductos está a cargo de Transportadora de Gas del Perú S.A. (TgP). En el Gráfico 22 se representa el volumen promedio diario transportado por cada mes y por cada lote.

El volumen promedio transportado mensualmente durante el segundo trimestre del 2020 se encuentra representado en el Gráfico 23, en el cual también se compara con el mismo periodo del año anterior.

El promedio diario de gas transportado durante al segundo trimestre del 2020 presenta una disminución de alrededor de 24,78% respecto al mismo trimestre del año anterior, registrándose el nivel más bajo en el mes de abril debido a la emergencia provocada por el COVID-19.

MMPCD 1400

1200 1000 800 600 400 200

ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may

0

2013

2014

2015

2016

Promedio de GT L88

2017

Promedio de GT L56

2018

2019

2020

Promedio de GT L57

Gráfico 22.. Gas Natural Transportado por Lotes (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de TgP al OSINERGMIN, 2020]

MMPCD

1400 1200 1000

171

136

309

234

800

113 218

600 400

383 567

177 347 711

633

515

200 Gráfico 23.. Comparación de Gas Natural Transportado por Lotes T2-2019 vs T2-2020(en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de TgP, OSINERGMIN, 2020]

88

170

184

280

178 0

2019

2020

abr Promedio de GT L88

2019

2020

may Promedio de GT L56

2019

2020

jun Promedio de GT L57 17

Capacidad de Transporte Disponible TgP, concesionaria del servicio de transporte de gas natural por ductos, mediante ofertas públicas celebra contratos de transporte a servicio firme, en los que asigna Capacidad Reservada Diaria (CRD) a las empresas contratantes.

En el siguiente Gráfico 24, se observa una considerable disminución del volumen transportado en el mes de abril debido a la emergencia provocada por el COVID-19, en amarillo la CRD no utilizada por los consumidores nacionales: 1MMPCD 000

894,31

872,49

872,49

206,49 146,74 140,70

179,70

900 800

872,49

872,49

872,49

856,40

856,40

856,40

365,64 354,45 317,82

849,36

370,31

600

529,46

500

300

849,36

237,64

700

400

849,36

719,30 687,82 725,76 731,79

692,79

629,25

634,85 506,85 501,95 538,58

479,06

200

326,94

100

130,07

220,11

0 jul-19

ago-19

sep-19

oct-19

nov-19

dic-19

ene-20

Volumen Medido por Empresa Receptora

feb-20

mar-20

abr-20

Capacidad No Utilzada

may-20

jun-20

Capacidad Contratada

Gráfico 24.. Capacidad de Transporte de Gas Natural no Utilizada en el Mercado Interno (en MMPC) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2020]

El gas natural de Camisea está compuesto principalmente por Metano, aunque también contiene una proporción variable de Etano, Nitrógeno (N2), CO2 y trazas de hidrocarburos más pesados. En el Gráfico 25 se observa la composición porcentual del gas natural transportado por TgP, estos valores corresponden a los tomados en el City Gate de Lurín. % Molar 100,00 98,00

0,09 0,20 1,17

0,10 0,23 1,15

0,07 0,24 1,13

0,09 0,24 1,14

0,12 0,24 1,17

0,10 0,23 1,18

0,09 0,23 1,11

8,89

8,88

9,00

8,89

8,81

8,69

8,73

89,65

89,64

89,55

89,64

89,67

89,79

89,83

abr

may

jun

96,00 94,00 92,00 90,00 88,00 86,00

84,00 82,00 80,00

Trim.1 2017

2018

2019

Promedio de Metano

Promedio de Etano

Promedio de CO2

Promedio de C3+

Trim.2 2020

Promedio de N2

Gráfico 25. Composición Porcentual del Gas Natural Transportado en el City Gate Lurín (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Certificados de Entrega TgP Reportadas al OSINERGMIN, 2020]

18

Mercado Secundario de Gas Natural (Transferencias) MMPCD

18 16 14 10

8

4

El volumen transferido entre empresas receptoras se 2 muestran en el Gráfico 26. Estos valores son referen- 0 ciales debido a que no se transfiere la misma cantidad todos los días.

4,26 4,24 6,22 6,49 5,38 5,43 5,45 4,21 4,02 4,48 6,02 5,01 4,92

6

12,65 12,88 16,83 17,62 14,90 12,66 16,72 12,99 7,27 13,86 13,76

12

jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun

Las transferencias de capacidad de transporte de gas natural se dan por Acuerdo Bilaterales entre empresas privadas que tienen Contratos de Transporte de Gas Natural a Servicio Firme, y se ejecutan cuando una de ellas tiene un consumo por debajo de su capacidad reservada diaria contratada, siendo transferido a otra empresa que lo requiera.

Gráfico 26. Volumen Transferido Entre Empresas Receptoras (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2020] 11,04

En el Gráfico 27 se detallan las transferencias realizadas entre las empresas como un promedio diario durante el mes de junio del 2020.

1,90

0,81 -0,81

Los valores negativos de transferencia se refieren a las empresas que cedieron capacidad de transporte a las empresas receptoras que tienen valores positivos. Así se tienen las siguientes transferencias entre:

-1,90

-11,04

Contugas S.A.C.

Cerámica Lima S.A.

Corporacion Ceramica S.A.

ENGIE Energía Perú S.A.

Minsur S.A.

Shell GNL Perú S.A.C.

Gráfico 27. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante junio-2020 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2020]

— Minsur S.A. >>> Contugas S.A.C — ENGIE Energía Perú S.A. >>> Shell GNL Perú S.A.C. — Corporación Cerámica S.A. >>> Cerámica Lima S.A.

Según la información disponible a la fecha, los volúmenes totales transferidos por empresa receptora de junio de 2018 a junio de 2020 se muestran en el Gráfico 28.

800 MMPC/mes 700 600 500 400 300 200 100 0

jun-18

ago-18

oct-18

dic-18

feb-19

abr-19

jun-19

ago-19

oct-19

dic-19

feb-20

abr-20

jun-20

Gráfico 28. Volumen de Transferencia entre Empresa Receptora. Promedio Mensual (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2020]

19

CONSUMO DE GAS NATURAL Consumo de Gas Natural de Camisea por Sectores El consumo de gas natural en el Perú, está en crecimiento constante y es el sector de generación eléctrica el mayor consumidor. En los años 2017 y 2018, el consumo total de gas natural tuvo una contracción, aunque se incrementó el consumo del los sectores industrial, GNV y residencial/comercial no compensó la disminución del consumo de gas natural en la generación eléctrica. También se evidencia un considerable disminución a inicios del segundo trimestre del 2020, principalmente en el mes de abril debido a la emergencia provocada por el COVID-19.

MMPCD 700

404,70 367,35

362,61

600

373,43

353,41

336,82

500 400

195,20

300 134,04

131,68

133,83

152,93

136,49

133,88

200

93,88 64,98

66,07

100

6,64 0 jun-13 dic-13 jun-14

64,90

8,01

9,38

dic-14 jun-15

dic-15 jun-16

Residenciales y Comerciales

GNV

66,31 11,12

67,56

71,46

14,82

18,64

dic-16 jun-17 dic-17 jun-18 Industriales

dic-18 jun-19

43,13 20,50 dic-19 jun-20

Generadores Eléctricos

Gráfico 29. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – 2020 (en MMPCD)

Se puede observar una notable estacionalidad en el consumo de gas natural en el sector de generación eléctrica; la disminución en el consumo corresponde a los primeros meses del año, época de lluvias, en los que se incrementa la generación hidroeléctrica.

Para el segundo trimestre del 2020, en comparación con el mismo periodo del año anterior, el sector Residencial/Comercial se incrementó en promedio 2,88 MMPCD. Mientras que los sectores Generadores Eléctricos, Industriales y GNV redujeron su consumo en 196,30; 79,64 y 45,59 MMPCD, respectivamente.

En el Gráfico 30 se comparan los consumos promedios por sectores del segundo trimestre del 2019 y 2020.

Promedio 2019-2

Promedio 2020-2 148,38 57%

344,68 60%

71,43 12%

65,75 25%

145,39 25%

25,84 10%

18,00 3%

20,88 8%

Generadores Eléctricos

Industriales

Generadores Eléctricos

Industriales

GNV

Residenciales y Comerciales

GNV

Residenciales y Comerciales

Gráfico 30. Consumo Promedio del Trimestre 2020-2 del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia].

20

En el Gráfico 31 se muestra el consumo promedio mensual de gas natural en el país durante cada uno de los meses del segundo trimestre del 2019 y 2020, se evidencia una reducción del consumo del 2019 al 2020 para todos los meses, sin embargo se evidenció un incremento en el sector Residencial/comercial.

MMPCD 660,00

20,05

600,00

71,16

17,30

540,00

71,34

16,64

139,12

480,00

22,92

71,79

420,00

36,84

158,18

360,00

96,49

138,85

300,00 240,00

19,19

180,00

273,06

120,00

20,54

428,87

25,08

332,10

302,36

57,80

15,61

42,98 42,13

60,00 0,00

100,64 2020

2019

2020

2019

2020

2019

jun

may

abr

Trim.2 Promedio de Generadores Eléctricos

Promedio de Industriales

Promedio de Residenciales y Comerciales

Promedio de GNV

Gráfico 31. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – junio 2020 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]

Consumo de Gas Natural por concesión De acuerdo al estimado de las empresas concesionarias, tenemos en el siguiente gráfico, el detalle de la participación de los sectores económicos en el consumo de gas natural dentro de sus concesiones. Respecto al trimestre 2020-2, como se puede apreciar son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores.

92%

72%

59% 49% 35%

23%

8%

10%

7%

9%

0%

27%

1%

0%

8% 0%

Principal uso:

Principal uso:

Principal uso:

Principal uso:

Generación Eléctrica

Generación Eléctrica

Industriales

Industriales

59% del Consumo

49% del Consumo

72% del Consumo

92% del Consumo

[142,191 MMPCD]

[6,186 MMPCD]

[4,112 MMPCD]

[2,095 MMPCD]

Gráfico 32. Demanda de Gas Natural Estimada por Sectores de las Concesiones de Distribución.

División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]

21

EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO Suministro de Gas Natural a la Planta Melchorita La Planta de Melchorita recibió de TgP en promedio 46 345,8 MMPC de gas natural durante en el segundo trimestre del 2020, produciendo con este volumen 1 920 106,8 m3 de Gas Natural Licuado.

En el mismo periodo del 2019, la planta recibió 39 983,1 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 1 638 588,9 m 3 de GNL. En el Gráfico 33 se muestra como promedio mensual la producción diaria de GNL en m 3.

m3

28 000 24 000

8 000 4 000

13 103,63

24 103,03

25 993,47

21 691,40

26 858,85

26 689,59

24 869,97

23 579,03

25 162,13

26 275,46

22 326,99

12 000

25 050,92

16 000

26 461,05

20 000

0 ene 2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

feb

mar

abr

may

jun

2020

Gráfico 33. Gas Natural Procesado en la Planta Melchorita, Promedio Mensual 2013-2020 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]

Volumen de Gas Natural Exportado Shell GNL es el off taker, responsable de la exportación a mercados internacionales, ello lo realiza por medio de barcos especialmente acondicionados, denominados buques metaneros.

En el Gráfico 34 se muestra el número de embarques y el volumen total exportado, por país de destino, en el segundo trimestre 2020.

Gráfico 34. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T2-2020 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]

22

Embarques de Gas Natural Licuado En el Gráfico 35 se muestran en detalle las fechas de cada uno de los embarques que se realizaron durante el segundo

Gráfico 35. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T2-2020 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]

trimestre del 2020 desde la planta de licuefacción Melchorita.

may

Despacho de GNL a Camiones Cisterna En el Gráfico 36 se muestran las fechas de cada uno de los despachos que se realizaron durante el segundo trimestre del 2020 desde la Estación de Carga: Planta de licuefacción Melchorita.

28-ju n 26-ju n

24-ju n 22-ju n 20-ju n

jun

18-ju n 16-ju n

14-ju n 12-ju n 10-ju n 08-ju n 06-ju n

04-ju n 02-ju n 31-may

29-may 27-may

25-may 23-may 21-may

may

19-may 17-may

15-may 13-may 11-may

09-may 07-may 05-may 03-may 01-may

29-ab r 27-ab r 25-ab r 23-ab r 21-ab r

19-ab r

abr

17-ab r 15-ab r 13-ab r 11-ab r

09-ab r 07-ab r 05-ab r 03-ab r 01-ab r

791,49 642,21 840,59 484,94 787,49 786,16 783,72 696,86 883,68 781,94 791,27 735,96 882,79 833,48 827,70 881,02 689,09 453,84 400,74 686,64 836,14 687,53 841,03 786,61 885,68 890,57 833,03 824,37 788,83 885,24 628,22 722,63 728,40 878,79 693,53 678,42 827,48 691,31 877,91 442,73 531,81 443,84 294,78 388,75 25,10 246,13 195,93 297,00 255,24 147,06 353,21 239,91 339,88 192,38 202,59 290,56 395,86 100,19 347,21 346,76 385,86 195,49 297,89 242,58 296,34 341,88 202,59 298,11 203,93 246,36 249,47 96,85 243,25 100,63 293,23 293,23 243,02 150,83 398,52 192,15 191,93 346,99 250,80 246,36 296,56 251,47 294,12 246,13 191,26

135 863,96

16-jun

168 641,36

24-may

152 109,02

19-may

152 195,25

12-may

160 568,18

07-may

168 668,29

02-may

152 232,55

25-abr

151 304,25

23-abr

160 831,17

15-abr

143 978,53

10-abr

152 217,73

abr

Para una mejor visualización, se presenta el Gráfico 37, donde se tiene el total de GNL cargado y el número de camiones cisternas.

30-ju n

25-jun jun

El volumen embarcado de GNL varía debido a la capacidad de cada uno de los buques metaneros y la periodicidad depende en parte de las condiciones marítimas.

0

50 000

100 000

150 000

Gráfico 36. Total Diario Despachado Mensual de Gas Natural Licuefactado al T2-2020 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]

466 20000

15000

291 10000

160 5000

7 634,58

14 268,42

22 971,29

abr

may

jun

0

Despacho a Cisterna (m3)

Suma de Despachos

Gráfico 37 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T2-2020 (en m3) [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]

23

RELACIÓN RESERVAS Y PRODUCCIÓN – BALANCE VOLUMÉTRICO Lote 57: Repsol Exploración del Perú S.A Mediante la publicación del DS Nº 043-2003-EM el 19 de noviembre de 2003 se aprobó el Contrato de Licencia para la exploración y explotación de Hidrocarburos en el Lote 57, celebrado entre PERUPETRO S.A. y el consorcio conformado entre Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú y Burlington Resources Peru Limited, Sucursal Peruana.

Desde diciembre del 2006 Repsol realiza actividades exploratorias en el Lote 57, y el 27 de marzo de 2014 inició las maniobras para poner en servicio el tramo desde yacimiento Kinteroni–Nuevo Mundo–Pagoreni, hasta la planta de procesamiento Malvinas.

La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 57, con una producción promedio de 184,0 MMPCD de gas seco y 12,7 MBPD de LGN. En diciembre del 2017 Repsol anunció que comenzó la producción de gas natural en el yacimiento Sagari.

Considerando que se mantiene una producción promedio anual de 0,065 TCF y las últimas reservas probadas desarrolladas (PD) al 31 de diciembre 2018, el Lote 57 podría producir gas natural para veintidós años más, tal y como se observa en el Gráfico 38.

1,8 TCF

1,651

1,6

1,595

78

1,4

90 Años

1,533

1,468

1,438

70

0,620

1,2 1,0

60

0,941

1,059 1,117

0,8

0,406

0,517

0,960 1,055

29

1,031

30

25

23

0,4

0,535

0,0 31/12/2014

0,542 0,014 0,014

0,063 0,050

31/12/2015

31/12/2016

Producción Acumulada

0,478 0,118

0,4780,179

0,478 0,244

0,055

0,061

0,065

31/12/2017

Producción

50 40

0,990

33

0,6

0,2

80

31/12/2018

Reservas PND

31/12/2019

22 0,478 0,274 0,030

20 10 0

30/06/2020

Reservas PD

RP/P

Gráfico 38. Reservas y Producción Acumulada. Lote 57 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2018, Minem]

Lote 56: Compañía Pluspetrol Perú Corporation S.A. En 2004, el consorcio formado por Pluspetrol ganó la licitación del Lote 56, cuyo gas podía ser exportado sin restricción alguna.

El Lote 56 abarca los yacimientos Pagoreni y Mipaya, y es adyacente a los Lotes 88 y 57. Su producción está destinada a la exportación de GNL, para lo cual el gas producido de la estructura Pagoreni se lleva a la planta de licuefacción de Pampa Melchorita. Los LGN se recuperan en la planta de fraccionamiento de Pisco.

En el Gráfico 39 se muestra el balance de reservas para el Lote 56, si se considera una producción promedio anual de 0,133 TCF y las reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre del 2018, se tendría produciendo el Lote 56 por diez años más.

24

TCF 3,000

24

2,500

2,350

Años 25

2,996 2,756 2,427

2,302 1,505 14

1,015 11

15

1,677

1,766

1,304

1,403

1,433

1,529 11

0,615

1,256

1,092

1,566 12

13 0,838

13

1,000

1,372

1,723

1,663

0,482

10 0,421

0,951

0,951

10

0,930

1,492

1,287

0,500

0,000

1,949

14

13

12 2,110

2,111

1,275

2,000

1,500

20

2,295

0,518

0,661

0,309 0,211

0,098 0,240 0,098

1,482 0,744

0,210

0,225

Producción Acumulada

0,806

0,618

Producción

0,164

0,162

0,187

5

1,111

Reservas PND

0,951 0,148

0,133 0,060

0,126

Reservas PD

RP

0

RP/P

Gráfico 39. Reservas y Producción Acumulada. Lote 56 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2018, Minem]

Lote 88 La reducción de las reservas probadas desarrolladas del Lote 88 observadas en el Gráfico 42 entre el 31 de diciembre de 2017 y 2018, se debe en parte a la producción del año 2018 (233,88 BCF). Otros factores que influyen tanto en las Reservas PD y PND son la suspensión de proyectos de Workover (*) y la reestimación de volúmenes en base al ajuste en el modelo de simulación del campo Cashiriari.

Como se puede apreciar, en los últimos años la producción de gas natural seco ha sido alrededor de 0,245 TCF por año; considerando que se mantiene esta producción y las últimas reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre 2018, tendríamos gas natural disponible en el mercado local para veintisiete años más.

TCF 64 8,6

58

8,4

Años

10,1

10,0

9,7

60

8,8

55

51

50

6,023

5,803

7,898

7,309

2,242 30

Producción Acumulada

Producción

Reservas PND

2,637

4,691

1,921

27

4,691

30 20

4,691

0,233

10

0,229

2,409

3,929

0,254

2,155

4,076

0,234

2,122

0,221 1,921

2,216

0,184 1,699

2,155

0,1791,516

1,116

0,1651,337

1,116

0,134 1,172

0,0

1,997 27

5,428

6,61 40

4,0

2,0

6,69

3,191

7,476

7,974

3,377 38

38

Reservas PD

0,076

8,160

6,0

43

6,93

3,115

45

0,245

8,0

2,870

10,0

10,2

10,3

0

RP/P

Gráfico 40. Reservas y Producción Acumulada. Lote 88 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2018, Minem] Proceso de realización de mantenimiento importante o tratamientos correctivos en un pozo de petróleo o gas.

(*)

25

CONTRATOS DE CONCESIÓN

Mapa de Concesiones En la actualidad existen 8 concesiones tanto de transporte como de distribución de gas natural y están en proyecto la de siete regiones, a continuación, podemos observar el mapa de concesiones.

En el siguiente cuadro podemos observar algunos datos importantes de las concesionarias como los operadores, el área de influencia o localización, la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC) y el plazo de vigencia del contrato.

Titular/Operador

Localización/área de influencia

POC

Plazo de la Concesión

Transportadora de Gas del Perú/Tecgas N.V. (Coga)

Cusco, Ayacucho, Ica, Lima

20 – 08 – 2004

33 años

Transportadora de Gas del Perú/Tecgas N.V. (Coga)

Cusco, Ayacucho, Ica, Lima

20 – 08 – 2004

33 años

Gases del Pacífico S.A.C. /Surtigas S.A. ESP

Chimbote, Chiclayo, Trujillo, Huaraz, Cajamarca, Lambayeque y Pacasmayo.

07-12-2017

Gas Natural Fenosa Perú S.A. / Gas Natural Distribución Latino América S.A.

Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna

05-12-2017

19 años (desde la POC)

GNLC S.A./EBB Perú Holdings

Lima y Callao

20 – 08 – 2004

33 años

Contugas S.A.C./TGI S.A. ESP.

Ica

30 – 04 – 2014

30 años

Gas Natural de Tumbes S.A.C.(*)/ Especialista en Gas Del Perú S.A.C.

Tumbes

-

20 años

Gases Del Norte Del Perú S.A.C./ Surtigas SA. ESP

Piura

-

32 años

19 años (desde la POC)

(*) El 10 de febrero de 2020, se celebró la cesión de posición contractual entre las empresas Clean Energy Del Perú S.RL. Y Gas Natural de Tumbes S.A.C.

Tabla 6. Contratos de Concesión vigentes a Marzo 2020.

Ubicación de Concesiones de Transporte y Distribución de Gas Natural en el Perú, 2020.

De las concesionarias de distribución es importante señalar su composición accionaria, en el siguiente gráfico se puede observar cómo está conformada cada empresa COMPOSI CI ON A CCI ON A R I A PROMIGAS

Grupo Energía Bogota

Surtigas

Naturgy

25

PARTICIPACIÓN EN LA DISTRIBUCIÓN DE GN Clean Energy

25

60 100

100

100 75

75

PROMIGAS 34,04%

40

CALID D A

Grupo Energía Bogota 57,67%

C O N T U G AS

QUAVII

GN T U MB E S

NATUR G Y

Gas Natural Tumbes 1,02%

Surtigas 4,97%

Otros 3,33% Naturgy 2,31%

G AS NOR P

Gráfico 41. Composición Accionaria de las Concesiones de Distribución División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración propia]

Gráfico 42. Participación Accionaria en las Concesiones de Distribución División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración propia]

Considerando los usuarios a conectar a mediano plazo y el gráfico 41, se elaboró el Gráfico 42, que muestra la participación de los accionistas en la distribución del gas natural a nivel nacional.

26

Compromisos Contractuales Dentro del cumplimiento de las obligaciones dispuestas en los contratos de concesión otorgados por el Estado y aquellos derivados del proceso de promoción en el sector energía, y que son competencia de ser supervisados por la DSGN, se presenta algunos relevantes.

Plan mínimo de Cobertura CONTUGAS, tiene el compromiso de conectar a 50 000 usuarios residenciales en un plazo de 6 años desde el 2015.

30 000

50 000

48 425

50 000

44 225 25 000

40 025 40 000

N° de conectados

35 825 20 000

31 625 30 000

15 000 20 000

10 000

10 000

5 000 0

0

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Chincha

7 577

1 007

1 007

1 007

1 007

378

Marcona

1 596

212

212

212

212

80

Nazca

1 057

140

140

140

140

53

Ica

14 902

1 979

1 979

1 979

1 979

740

Pisco

6 493

862

862

862

862

324

Total acumulado

31 625

35 825

40 025

44 225

48 425

50 000

Gráfico 43.Usuarios conectados y resultados de la supervisión, Ica División de Supervisión de Gas Natural

En abril de 2019 se cumplió el Año 5 de operación en Contugas y en el siguiente cuadro se puede observar el avance del compromiso contractual de conectados vs lo efectivamente conectado hasta junio del 2020. Se observa que en la localidad de Marcona, aún no superan la meta contractual del Año 5.

1979 1979

2000

1800

Avance Pisco 1600

BOOT Pisco

1403 1400

Acance Ica BOOT Ica

1200

1007 1007

Avance Nasca

1000

862

862

BOOT Nasca 740

800

Avance Marcona 600

BOOT Marcona

460 400

200

140 140 160

212

255

378

324

Avance Chincha

BOOT Chincha 52

53

80

0

0 Año 5

Año 6

Gráfico 44. Usuarios conectados y resultados de la supervisión, Ica División de Supervisión de Gas Natural

27

NATURGY PERU S.A. (Antes GAS NATURAL FENOSA PERÚ), tiene el compromiso de conectar 64 000 usuarios residenciales en un plazo de 7 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 45 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.

20 000

70 000

N° Conectados

18 000

64 000

60 500

16 000

60 000

54 986 50 000

14 000 12 000

40 000

39 269

10 000 30 000

28 862

8 000 6 000

20 000

4 000

0

10 000

9 663

2 000 2 230 2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Ilo

155

521

1 346

726

1 100

385

245

Tacna

557

1 856

4 773

2 585

3 905

1 371

870

Moquegua

114

392

999

623

838

291

186

Arequipa

1 404

4 664

12 081

6 473

9 874

3 467

2 199

Total Acumulado

2 230

9 663

28 862

39 269

54 986

60 500

64 000

0

Gráfico 45. Primer Plan de Conexiones Sur Oeste División de Supervisión de Gas Natural

12 081

Al respecto, en el gráfico 46 se muestra el avance de conectados del Año 3, hasta marzo del 2020, según lo reportado por la concesionaria. Es preciso señalar que para el Año 2 (05.12.2018 al 04.12.2019) y al término del mismo, alcanzaron la meta contractual en todas las localidades.

12 000

10 000

Avance Arequipa BOOT Arequipa

8 000

Acance Moquegua BOOT Moquegua Avance Tacna

4 773

4 664

4 664

6 000

BOOT Tacna

3 114

Avance Ilo

1 346 18

44

999 5

521

521

392

392

2 000

BOOT Ilo

1 856

1 856

4 000

0 Año 2

Año 3

Gráfico 46. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), Naturgy División de Supervisión de Gas Natural [Reportes de Naturgy]

28

QUAVII, tiene el compromiso de conectar a 150 137 usuarios residenciales en un plazo de 5 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico siguiente se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.

45 000

150 137

146 887

140 000

N° Conectados

40 000 35 000

120 000

110 907

30 000

100 000

25 000

80 000

73 277

20 000

60 000

15 000

40 000

10 000 29 704 5 000 0

20 000

2018

2019

2020

2021

2022

497

729

630

602

128

Lambayeque

1 152

1 690

1 460

1 396

164

Huaraz

1 813

2 661

2 297

2 197

400

Cajamarca

3 420

5 016

4 332

4 142

590

Chimbote

5 044

7 399

6 390

6 110

380

Chiclayo

7 446

10 923

9 432

9 019

914

Trujillo

10 332

15 155

13 089

12 514

674

Total Acumulado

29 704

73 277

110 907

146 887

150 137

Pacasmayo

160 000

0

Gráfico 47. Primer Plan de Conexiones, Concesión Norte.

División de Supervisión de Gas Natural

Al respecto, se muestra el avance de conectados hasta junio del 2020; según lo reportado por la concesionaria, se ha alcanzado la meta contractual del Año 2 (07.12.2018 al 06.12.2019) en todas las localidades, excepto en Huaraz. El MINEM otorgó 106 días calendarios adicionales para dicha localidad, venciendo el plazo el 21 de marzo del 2020.

18 000

15 699

16 000

Avance Trujillo

15 155 15 155

17 000

BOOT Trujillo

Avance Chiclayo

15 000

BOOT Chiclayo

13 089

14 000

Avance Chimbote

13 000

Avance Cajamarca

BOOT Cajamarca

9 432

11 000

10 923 10 923

12 000

BOOT Chimbote

10 000

Avance Huaraz BOOT Huaraz

6 390

Avance Lambayeque

7 000

4 149

0

1 000 0 Año 2

Año 3

1 460 150 630

729 729

2 000

2 297

3 000

BOOT Pacasmayo

413

1 871 2 661 1 690 1 690

4 000

3 153

5 000

4 332

Avance Pacasmayo

5 016 5 016

6 000

BOOT Lambayeque

1 358

8 000

7 399 7 399

9 000

Gráfico 48. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), QUAVII División de Supervisión de Gas Natural [Reportes de QUAVII]

29

Contratos y Adendas de Transporte, Suministro y Distribución de Gas Natural De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta junio 2020 entre TGP y los usuarios independientes tenemos el siguiente gráfico.

MMPCD

920

920

920

920

243,00

243,00

243,00

243,20

84,6

84,6

84,6

84,6

521,8

521,8

521,8

521,8

900 800 700 600 500

400 300 200 100

0 abr-20

may-20

jun-20 Generador

jul-20

ago-20

sep-20

Industrial

oct-20

nov-20

Distribuidor

dic-20

ene-21

feb-21

mar-21

Capacidad Ducto

Gráfico 49. Capacidad Contratada de Transporte Firme. TgP (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural

Para los usuarios de mayor consumo, los generadores eléctricos, se tiene el siguiente gráfico con las capacidades contratadas a servicio firme de abril 2020 hasta su término de vigencia.

600

CAPACIDAD CONTRATADA A FIRME DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL - GGEE

500

MMPCD

400

300

200

100

0

abr-20

oct-21 Kallpa

abr-23 SDF Energia

oct-24 ENGIE

abr-26 Egesur

oct-27

abr-29

Fenix Power

oct-30 Termochilca

abr-32

oct-33

ENEL

Gráfico 50. Capacidad Contratada de Suministro de Gas. Mercado Local (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural

30

De acuerdo a los contratos de suministro suscritos entre Pluspetrol y los usuarios independientes, en el caso de generadores eléctricos, se muestra el gráfico 31 de capacidades contratadas de suministro de abril 2020 hasta su término de vigencia.

MMPC 600

500

Engie Energía Perú S.A. Kallpa Generación S.A.

139,49

Fénix Power Perú S.A. EGESUR

400

150,09

Enel Generación Perú S.A.A. SDF Energía S.A.C.

300

Termochilca S.A.C.

84,1 200

137,76 100

14,13 0

45,03

Gráfico 51. Volumen Contratado de Suministro para GGEE. Pluspetrol (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural

De los gráficos de capacidades contratadas de suministro y transporte de gas natural contratados a firme, se observa que los contratos de suministro tienen una vigencia más próxima y casi todos a excepción de Egesur, Termochilca y SDF Energía vencen desde agosto 2021 al agosto 2022. Por lo que las generadoras eléctricas deberían gestionar la renovación de sus contratos de suministro.

MMPCD 600 500 400 300 200 100 0

Contratos Transporte GGEE

Contratos Suministro GGEE

Gráfico 52. Contratos de Suministro vs. Contratos de Transporte. (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural

31

Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural La antepenúltima Oferta Pública realizada corresponde a la 19va edición, el Acto de Adjudicación de Capacidad de Transporte e inicio del periodo de negociación de Contratos de Servicio de Transporte adjudicados se realizó el 02 de agosto del 2019, Para dicho acto, se contó con la presencia de un Notario Público habiéndose realizado en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de Bases (02-08-2018, a las 16:00 horas) El Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes de la Décimo Novena Oferta Pública para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizo en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de Bases (13-07-2018, 12:30 horas) y contó con la presencia de un Notario Público no habiéndose presentado observaciones por parte de los solicitantes Del Acta se puede observar las empresas que presentaron sobres con solicitudes de capacidad fueron: CAPACIDAD OFERTADA

CAPACIDAD SOLICITADA

CAPACIDAD ADJUDICADA CAPACIDAD DISPONIBLE

Fecha de dispoEmpresa Solicim3/día MMPCD m3/día MMPCD nibilidad tante

21/08/2018

78 290

2,76

24/08/2018

22 000

0,78

TOTAL

100 290

3,54

m3/día

MMPCD

Cerámica Lima S.A.

10 000

0,35

10 000

0,35

Kallpa Generación S.A.

28 317

1,00

28 317

1,00

No se presentaron solicitantes 38 317

1,35

No se adjudicó 38 317

1,35

m3/día

MMPCD

39 973

1,41

22 000

0,78

61 973

2,19

Tabla 7. Capacidades en la 19va Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural.

La penúltima Oferta Pública realizada corresponde a la 20ma edición, el Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizo en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de Bases (06-11-2018, 12:30 horas) y contó con la presencia de un Notario Público, no habiéndose presentado ninguna Solicitud de capacidad. En la última Oferta Pública, correspondiente a la 21ra edición, en el Acto de Adjudicación que tuvo lugar el 15 de agosto del 2019, no se adjudicó capacidad, debido a que la única solicitud presentada fue observada y retirada, en el gráfico 53 se puede apreciar la Capacidad Disponible a Ofertar (Disponible 2020: 70,44 MMPCD).

Gráfico 53. Demanda Comprometida de Transporte de Gas Natural hasta la 21ra Oferta Pública División de Supervisión de Gas Natural

32

Mecanismo de Racionamiento para el abastecimiento de Gas Natural al mercado interno ante una declaratoria de emergencia De acuerdo a lo establecido en el DS 017-2018-EM del 23 de julio del 2018, ante situaciones que afecten y originen la imposibilidad de cubrir total o parcialmente la demanda de gas natural al mercado interno, el MINEM declara la emergencia mediante Resolución Ministerial y se activa el Mecanismo de Racionamiento con Resolución Directoral, el mismo que es de cumplimiento obligatorio para los Productores, los Concesionarios de Transporte de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, los operadores de Plantas de Licuefacción, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES) y los Consumidores de Gas Natural.

Declarada la Emergencia y activado el Mecanismo de Racionamiento, el productor debe realizar las asignaciones de volúmenes de gas natural, aplica el orden de prioridad en la asignación de gas natural para los consumidores 1 y 2 del presente artículo.

Respecto a los consumidores 3 al 6, la asignación de gas natural se aplica por prorrateo.

Al respecto se aprobó mediante RCD N° 162 -2019-OS/CD del 26 de septiembre de 2019, el “Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Mecanismo de Racionamiento de Gas Natural” a fin de supervisar el cumplimiento de Entrega de información referida a las obligaciones previstas en el DS 017-2018, y el cumplimiento según el orden de prioridad la asignación de volúmenes de gas natural durante una situación de emergencia.

Tabla 8. Prioridad de la Asignación de Gas Natural en casos de Emergencia.

División de Supervisión de Gas Natural

Consumidores

Asignación de Gas Natural

1. Consumidores Residenciales y Comerciales Regulados.

100% GN requerido

2. Establecimientos de Venta al Público de GNV, Establecimiento destinado al suministro de GNV en sistemas integrados de transporte y consumidores directos de GNV destinados al transporte público; y las estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural que abastezcan a los mencionados Agentes.

100% GN requerido

3. Generadores Eléctricos

Prorrateo

4. Consumidores Industriales Regulados con consumos menores a 20,000 m3/día y Estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural

Prorrateo

5. Consumidores Industriales Regulados con consumos mayores a 20,000 m3/ día.

Prorrateo

6. Consumidores Independientes con Contratos de Suministro y de Servicio de Transporte en Firme e Interrumpible.

Prorrateo

33

INDICADOR DE PRECIOS DEL GAS NATURAL Henry Hub Natural Gas es un grado de gas natural que se produce dentro de Estados Unidos cuyo punto central se encuentra en Henry Hub, Louisiana. Los precios del gas natural están determinados por el intercambio y dependen principalmente por el equilibrio entre la oferta/demanda. Además, las dinámicas de sus precios dependen de los perfiles de producción, las condiciones climáticas y en una menor extensión de los precios del crudo.

14 12

US$/MMBTU

10 8 6

jun-2020, 1,63

4 2 0

Gráfico 54. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub División de Supervisión de Gas Natural

Producto Bruto Interno Perú

Índice de Precios al Consumidor—Gas Natural Perú Junio Mayo

2020

Hacia el primer trimestre del año 2020, el Producto Bruto Interno (PBI) a precios constantes del 2007, registró una disminución de -3,4 %. La pandemia provocada por el COVID-19 tiene severos efectos en la salud de las personas de las diferentes sociedades, y también está afectando la actividad económica mundial.

Abril Marzo

Febrero

Noviembre

Octubre

2.2

4.0

Setiembre

-3.4

2.5

4.0

3.3

2.4

5.9

6.1

6.3

8.3

Enero

Diciembre

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020-I

2019

2010

Agosto

Mayo

Gráfico 55. Producto Bruto Interno, Perú División de Supervisión de Gas Natural {Instituto Nacional de Estadística e Informática]

Abril Marzo

Índice de Precios de Combustibles GNV Vehicular Var. %

Jul

-3,5

Ago

-1,6

Sep

-1,9

Oct

-1,1

-0,2 -0,3 0,0 0,2 -0,2 -0,2 0,1 -0,1 0,1 1,0 1,6 0,2

Meses

Nov

0,6

Dic

2,7 0,9

Ene Feb

-0,2

Mar Abr

-0,1 0,2

May

-1,1

Jun

-1,5

Febrero

Gasolina Var. %

Petróleo Var. %

Gas Propano Var. %

GN Var. %

1,2

-0,5

-0,2

-0,5

Enero Diciembre

Noviembre

1,0

-0,1

-0,1

1,7

Octubre

-1,1

-0,2

-0,2

3,5

Setiembre

0,2

-0,3 -0,2 0,4

-0,2

-0,6

Agosto

-0,4

3,0

-0,3

1,1

1,2 0,1 -0,8

-0,1

-1,9

0,1

-2,0

Abril

0,1

2,2

Marzo

-0,7 -3,4 -5,9

0,6

0,0

Febrero

-4,9

0,1

Enero

1,2

-1,0

-0,4

-1,4 -0,4 -1,4

-2,1 -1,1 -2,1

-3,4

Tabla 9. Variación Porcentual Mensual de los Combustibles en el Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana: julio 2019 - junio 2020 [Instituto Nacional de Estadística e Informática]

2018

GLP Vehicular Var. %

Julio

Junio

Julio Junio

Mayo

154,58 156,19 156,03 156,03 152,67 155,76 158,71 156,99 152,48 153,46 148,30 145,80 146,46 144,97 137,29 135,39 136,39 132,35 134,84 133,19 130,98 123,87 123,00 122,15 130,11 129,23 132,97 126,90 125,55 127,99

Gráfico 56: Índice de Precio al consumidor de Gas Natural - Índice Base 2009=100,0 [Instituto Nacional de Estadística e Informática] División de Supervisión de Gas Natural

34

Factores de Conversión de Unidades y Equivalencias Volumen

Presión

Para convertir de Barril (bbl) Barril (bbl) Galones (gal) Galones (gal) Galones (gal) Litros (L) Litros (L) Metro cúbico (m³) Metro cúbico (m³)

a metro cúbico (m³) pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) litros (L)

0.158988 5.61146 0.00378541 3.78541

Para convertir de Atmósferas (atm) Atmósferas (atm) Atmósferas (atm) Bar (bar)

galones (gal)

1.013

pascal (Pa)

1.013*105

PSI (lb/pulg2)

14.7 0.987 105

0.001

Bar (bar)

PSI (lb/pulg2)

14.5

0.26417

Pascal (Pa)

bar (bar)

10-5

35.3147

Pascal (Pa)

atmósferas (atm) 2

14.5*10-5

bar (bar)

0.0689

PSI (lb/pulg )

atmósferas (atm)

0.0680

PSI (lb/pulg2)

pascal (Pa)

6.894*103

PSI (lb/pulg2)

6.28981

2

0.028317

0.987*10-5

PSI (lb/pulg )

Pascal (Pa)

Pie cúbico (ft³)

bar (bar)

pascal (Pa)

pie cúbico (ft³)

Pie cúbico (ft³)

Multiplicar por

atmósferas (atm)

0.13376

barril US (bbl)

a

Bar (bar)

pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) galones (gal)

metro cúbico (m³) barril US (bbl)

Pie cúbico (ft³)

Multiplicar por

0.178107 7.4760

Equivalencias Usadas en Gas Natural Energía Para convertir de 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 -3

Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN)

Calorías (cal)

BTU

3.96567*10

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

m³ Gas Natural (GN)

Kilowatt hora (KW.h)

BTU

3,412.14

MMBTU

Kilowatt hora (KW.h)

Calorías (cal)

8.60421*105

MMBTU

Kilowatt hora (KW.h)

Joule (J)

3.6*106

ft³ Gas Natural (GN)

a MMBTU

5.80

Tonelada equivalente de petróleo (TEP)

0.136

ft³ Gas Natural (GN)

5,800

m³ Gas Natural (GN)

164.2

MMBTU

42.5

Barril equivalente de petróleo (BEP)

7.33

ft³ Gas Natural (GN)

42,500

m³ Gas Natural (GN)

1,200

MMBTU

0.001 1,000

MMBTU

BTU Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN)

MMBTU

m³ Gas Natural (GN)

ft³ Gas Natural (GN) ft³ Gas Natural (GN) m³ Gas Natural (GN) m³ Gas Natural (GN)

Multiplicar por

0.000172 0.0000235 0.0353 0.000608 0.000830 0.172 0.0235 1,000 28.3

35

Abreviaturas y Simbología Utilizada Fuente: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS.

Gas Natural

1 MMPC

Millones de barriles equivalentes de petróleo

21.33

TM GNL

BCF

34.06

TM Carbón

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

Gal

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

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

PC

Pie cúbico

MPC

Miles de pies cubico

PC GN

MPCD

Miles de pies cubico por día

TM de GNL

MMPC

Millones de pies cúbico

MMPCD

Millones de pies cúbico por día

BEP

1,000

MMBTU

0.293

Gw-h

1055

GJ

35.315

1327

46,877

PC

3

m GN

PC GN

Petróleo 42

gal USA

158.98

litros

0.1589

m3

Barril

1

7.19

TM

Bls

GLP 45,251 1.17 TM GLP

11.44

Bls BCF

CARBÓN

1 TM de carbón

Barriles equivalentes de petróleo

MMBEP

TM

1

BEP

TM GLP

169.35

1

DESCRIPCIÓN

22.09

1

m3

ABREVIATURA

0.0294 4.97 31.336

TCF

MMPC GN BEP MMBTU

Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos) Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 pies cúbicos)

Coma (,)

Para separar decimales

TEP

Tonelada equivalente de petróleo

TM

Toneladas métricas

El Boletín Estadístico de Gas Natural es una publicación de la División de Supervisión de Gas Natural del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, Osinergmin.

Editado por: División de Supervisión de Gas Natural Bernardo Monteagudo 222 Magdalena del Mar Teléfonos: (511) 224 0487, (511) 224 0488 Fax: (511) 224 0491 www.osinergmin.gob.pe

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