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

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, transporte de gas natural y líquidos de gas natural y estado de los contratos de concesión 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

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

Transporte de Gas Natural por Lotes.

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

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

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

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

Reservas/Producción (24) Producto Bruto Interno (35) Precios al Consumidor de Combustibles (35)

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.

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

En el 2019, el consumo energético en el Perú tuvo un incremento de 1,8%, 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 1,2

Matriz de Consumo de Energía: Perú

Petróleo Hidroeléctrica

1,0

Gas Natural

Carbón

0,8

Energía Renovable

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 25,2% (0,29 EJ) el 2018 a tener un máximo histórico de 25,7% (0,30 EJ) en el 2019. Caso contrario sucede con el carbón, reduciendo 0,9% (0,02 EJ).

Asimismo, la energía renovable va escalando en su participación de la cuota de mercado al incrementarse de 4,2% en el 2018 a 4,6% 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.

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

El crecimiento de la infraestructura de producción, procesaB) Pozos en el Lote 88: 14 Productores y 4 Reinyectores. 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 Tabla 2. Infraestructura de Pozos en el Lote 88 haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento LOCACIÓN POZO ESTADO de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfacSAN MARTIN 1 Productor toriamente el rápido desarrollo de la demanda de gas natural.

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 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 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

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

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: 205 MMPCD

CAP: 314 MMPCD

CAP: 450 MMPCD

CAP: 530 MMPCD

CAP: 610 MMPCD

CAP: 655 MMPCD

CAP: 920 MMPCD

2004

2007

2009

2011

2012

2014

2016

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

CAP: 70 MBPD 2008

CAP: 85 MBPD 2009

CAP: 88 MBPD

CAP: 110 MBPD

CAP: 130 MBPD

2010

2012

2013

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 -

9

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

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

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 cuarto trimestre del 2020.

En el cuarto trimestre del 2020 en promedio el lote 88 produjo 1 140,36 MMPCD; asimismo, los lotes 56 y 57 produjeron 409,53 y 197,46 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 747,35 MMPCD.

200,00

213,26 488,08

1 076,31

208,44 412,08

1 169,81

196,97 397,31

992,51

171,04 328,51

186,59 449,95

1 013,21

1 175,90

192,18 406,55

1 013,24

199,83 421,86

162,74 462,64

1 013,14

1 145,48

140,85 508,16

1 035,84

159,85 434,40

74,38 490,74

1 044,36

886,46

568,95

1 091,88

627,17

762,02

544,74

400,00

634,81

600,00

723,00

800,00

420,76

1 000,00

398,30

1 200,00

757,65

1 400,00

1 068,27

1 600,00

655,03

1 800,00

83,38

MMPCD

0,00 oct Trim.1 Trim.2 Trim.3 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

nov

dic

Trim.4

2020

P Lote 88 P Lote 56 P Lote 57 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 un aumento de la producción promedio mensual en el cuarto trimestre de este año respecto al anterior. En el cuarto trimestre del 2019 se produjo en promedio 989,04 MMPCD en el lote 88; 445,35 MMPCD en el lote 56 y 200,53 MMPCD en el lote 57; siendo el total inferior a los 1 140,36 MMPCD; 409,53 MMPCD y 197,46 MMPCD del cuarto trimestre del 2020.

Producción GN Húmedo (MMPCD) 1 076,3

488,1

213,3

dic

2020

984,6

2019

1 169,8

201,3

412,1

208,4

nov

2020

Trim.4

445,7

1 009,1

2019

475,6

1 175,9

328,5

171,0

oct

2020

212,2

974,1

2019 0

200

Promedio de Lote 88

400

415,8 600

800

1000

Promedio de Lote 56

1200

188,4 1400

1600

1800

Promedio de Lote 57

Gráfico 12. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Cuarto Trimestre (2019-4 vs 2020-4), Principales Lotes (MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]

12

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 cuarto trimestre del 2020 se produjo en promedio 52 113 BPD en el lote 88, 22 551 BPD en el lote 56 y 12 564 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 abr may jun

2019

jul

ago sep oct nov dic

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 cuarto trimestre del 2020 y la producción del mismo periodo del año 2019. Se observa un aumento en los volúmenes totales producidos de líquidos de gas natural en todos los meses; disminuyendo solo la producción del lote 56 y lote 57 en los meses de octubre y noviembre, respecto del periodo anterior del año 2019.

LGN Producido (BPD)

49 578

26 721

13 424

dic

2020

46 577

2019

24 855

53 399

22 381

13 340

nov

2020

12 623

47 404

2019

26 629

53 402

18 547

10 955

oct

2020

13 387

45 823

2019

0

20 000

Promedio de LGN Producido Lote 88

22 575 40 000

60 000

Promedio de LGN Producido Lote 56

12 039 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

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 cuarto 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.

MMPCD

dic

642,2

nov

819,5

oct

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

427,8 364,5

719,9 Ventas Lote 88

292,0 Ventas Lote 56

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

Gráfico 16. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T4-2020, Lote 88 (en MMPC) División de Supervisión de Gas Natural [Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]

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 una recuperación en el nivel de ventas, luego de un descenso considerable debido a la emergencia provocada por el COVID-19.

1 200 MMPCD

Ventas y Consumo GN - Mercado interno

1 000

Contrato Interrumpible: 129,20

Contrato Firme: 901,07

800

376,2

365,9

315,3

180,6

181,1

648,7

696,3

720,4

719,9

725,8

534,2

584,9

200

jul20

ago20

sep20

oct20

258,9

654,0

400

522,7

81,6

389,0

531,4

600

251,5

203,8

819,5

642,2

511,2 368,8 174,3

246,2

0

dic19

ene20

feb20

Ventas Lote 88

mar20

abr20

may20

Disponible Lote 88

jun20

Contrato Firme

nov20

dic20

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

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

0,00

301,32

0,00

209,94

335,11

273,88

333,85

0,00 0,000,00 63,92

331,15

457,13

480,87

378,43

360,73

129,26

118,11

146,93

0,16 0,000,00

218,74

236,23

0,00

364,53

0,000,000,00 0,00

87,57

299,09

235,84

61,96

153,22

346,92

100

379,91

146,42

300 200

201,43

318,87

0,00 8,42 6,60

421,20

400

455,46

23,23 0,00

500

0 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 2019

Promedio de Reinyectado del 88

2020

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]

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 19 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 0 ene feb mar abr may jun

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

jul ago sep oct nov dic

2019 2020 Gráfico 19. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en MMPC) 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 20 se puede observar el volumen de los líquidos de gas natural procesados en la Planta Pisco en el cuarto 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 oct 20

nov 20

Lote 88

dic 20

Lote 56

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]

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 una producción constante en el cuarto trimestre 2020, respecto al anterior.

MBPD

Promedio de Propano

100

10,03

80

10,05

10,95 10,12

60

29,72

31,45 31,50

10,26

40,31

37,63

32,68

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

8,37

8,68

9,14

40

20

Promedio de Butano

15,59 15,11

34,60

13,55

6,56

37,90 37,56

Promedio de Nafta

6,10

5,95

Promedio de Diesel

5,41 5,52

5,27

5,62

5,27

4,19

34,86 36,26 34,09 35,28 34,76 34,95 32,63 32,07

15,82 13,54 14,00 13,67 15,61 16,77 12,90 13,43 13,70 12,48

33,82 32,10 29,19 31,70 31,11 29,68 30,83 29,93 28,88 32,59 31,54 33,46 33,96 24,39 25,58 25,45 27,54

0 oct Trim.1 Trim.2 Trim.3 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

nov

dic

Trim.4

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

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 cuarto 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 cuarto trimestre del 2020 presenta un aumento de alrededor de 1,33% respecto al mismo trimestre del año anterior, se registra una recuperación de los niveles normales luego de un considerable descenso debido a la emergencia provocada por el COVID-19.

MMPCD 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct 2013

2014

2015

Promedio de GT L88

2016

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

194

202

179

202

160 1000

383

291

800

367

191

433

431

403

600 400

753

725

699

2020

2019

839 656

573

200 Gráfico 23.. Comparación de Gas Natural Transportado por Lotes T4-2019 vs T4-2020(en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de TgP, OSINERGMIN, 2020]

0

2019

oct Promedio de GT L88

2020

nov Promedio de GT L56

2019

2020

dic Promedio de GT L57 17

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 niveles normales del volumen transportado, luego de un descenso considerable debido a la emergencia provocada por el COVID-19, en amarillo la CRD no utilizada por los consumidores nacionales: 1MMPCD 000 900

856,40

856,40

856,40

849,36

849,36

849,36

849,36

800 700

260,24

354,45 317,82

600

849,36

849,36

849,36

195,23 176,52 177,82

848,55

83,08

252,21

370,31 529,46

500

719,30

629,25

400

300

848,55

765,47 589,12

501,95 538,58

200

654,14 672,84 671,54

596,34

479,06 326,94

100

130,07

220,11

0 ene-20

feb-20

mar-20

abr-20

may-20

jun-20

jul-20

Volumen Medido por Empresa Receptora

ago-20

sep-20

oct-20

Capacidad No Utilzada

nov-20

dic-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

0,07 0,09 0,09 0,09 0,09 0,10 0,10 0,11 0,10 0,20 0,24 0,24 0,24 0,23 0,25 0,25 0,23 0,25 1,17 1,13 1,13 1,12 1,14 1,15 1,10 1,14 1,15

96,00 94,00

8,89

8,88

9,00

8,89

8,74

8,91

8,92

8,96

8,96

92,00 90,00 88,00 86,00

84,00

89,65 89,64 89,55 89,64 89,76 89,62 89,63 89,59 89,56

82,00 80,00 oct Trim.1 2017

2018

Trim.2

Trim.3

2019

nov

dic

Trim.4

2020

Promedio de Metano

Promedio de Etano

Promedio de CO2

Promedio de C3+

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

) MMPCD

32

8

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

5,45 4,21 4,02 4,48 6,02 5,01 4,92 12,65 12,88 16,83 17,62 14,90 12,66 16,72 12,99 7,27 13,86 13,76 11,18 10,63 18,24 14,09

16

14,99

31,54

24

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

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) 9,33

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

3,76 1,90

-0,10 -1,90 -3,43

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:

— Minsur S.A. >>> Contugas S.A.C — ENGIE Energía Perú S.A. >>> Shell GNL -9,56 Perú S.A.C. y ENEL Generación Perú S.A.A. Contugas S.A.C. ENEL Generación Peru S.A.A. ENGIE Energía Perú S.A. — Fénix Power Perú S.A. >>> ENEL GeneFenix Power Perú S.A. Minsur S.A. Shell GNL Perú S.A.C. ración Perú S.A.A. Termochilca S.A.C. Gráfico 27. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante diciembre-2020 (en MMPCD) — Termochilca S.A.C >>> ENEL GeneraDivisión de Supervisión de Gas Natural ción Perú S.A.A. [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2020]

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

1500 MMPC/mes

1200

900

600

300

0

dic-18

feb-19

abr-19

jun-19 ago-19 oct-19

dic-19

feb-20

abr-20

jun-20 ago-20 oct-20

dic-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

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. Se recupera los niveles de consumo en el cuarto trimestre del 2020, luego de una considerable disminución debido a la emergencia provocada por el COVID-19.

MMPCD 700

404,70 600

367,35

362,61

373,43

353,41

336,82

316,22 500 400 300 152,93

133,83

134,04

131,68

136,49

133,88

112,78

200 100

66,07

64,98

64,90

66,31

67,56

71,46

6,64

8,01

9,38

11,12

14,82

18,64

dic-14 jun-15

dic-15 jun-16

0 dic-13 jun-14

Residenciales y Comerciales

dic-16 jun-17 GNV

dic-17 jun-18

48,18 22,52

dic-18 jun-19

Industriales

dic-19 jun-20

dic-20

Generadores Eléctricos

Gráfico 29. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – 2020 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]

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 cuarto trimestre del 2020, en comparación con el mismo periodo del año anterior, los sectores Generadores Eléctricos, Industriales y Residencial/Comercial incrementaron su consumo en promedio 75,85; 4,32 y 3,05 MMPCD respectivamente.

Mientras que el sector GNV redujo su consumo en 16,47 MMPCD, respectivamente.

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

Promedio 2019-4

Promedio 2020-4 441,66 67%

365,81 61% 139,75 24% 72,30 12%

19,69 3%

55,83 8%

144,07 22%

22,74 3%

Generadores Eléctricos

Industriales

Generadores Eléctricos

Industriales

GNV

Residenciales y Comerciales

GNV

Residenciales y Comerciales

Gráfico 30. Consumo Promedio del Trimestre 2020-3 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 cuarto trimestre del 2019 y 2020, se evidencia un aumento del consumo del 2019 al 2020 en casi todos los sectores, sin embargo se evidenció un reducción en el sector GNV. MMPCD 750,00

23,17 17,77

72,33

600,00

56,05

23,86 22,20

53,53

144,15

21,20

71,36

140,98

128,70

150,18

450,00

19,09

57,92

73,20

159,36

128,10

300,00

528,59

452,59

447,74

376,74

150,00

343,80

272,94

0,00 2019

2020

2019

2020

oct

2019

2020

nov

dic

Trim.4 Promedio de Generadores Eléctricos

Promedio de Industriales

Promedio de GNV

Promedio de Residenciales y Comerciales

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

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 2020-4, como se puede apreciar son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores.

68%

81%

95%

50% 35% 20% 3%

9%

5% 10%

0%

18%

1%

0%

5% 0%

Principal uso:

Principal uso:

Principal uso:

Principal uso:

Generación Eléctrica

Generación Eléctrica

Industriales

Industriales

68% del Consumo

50% del Consumo

81% del Consumo

95% del Consumo

[429,875 MMPCD]

[11,786 MMPCD]

[7,786 MMPCD]

[3,312 MMPCD]

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

División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]

21

La Planta de Melchorita recibió de TgP en promedio 56 106,4 MMPC de gas natural durante en el cuarto trimestre del 2020, produciendo con este volumen 2 351 899,2 m3 de Gas Natural Licuado.

En el mismo periodo del 2019, la planta recibió 60 139,0 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 2 532 990,8 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

4 000

29 499,32

26 510,77

20 712,82

25 124,63

24 361,49

29 055,51

24 103,03

25 993,47

26 858,85

21 691,40

13 103,63

8 000

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 feb mar abr may jun 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

jul

ago sep

oct nov

dic

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]

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 cuarto trimestre 2020.

Gráfico 34. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T4-2020 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]

22

En el Gráfico 35 se muestran en detalle las fechas de cada uno de los embarques que se realizaron durante el cuarto trimestre

Gráfico 35. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T4-2020 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]

del 2020 desde la planta de licuefacción Melchorita.

31-dic

170 084,15

28-dic

152 319,94

22-dic

152 319,55

15-dic

169 335,06

10-dic

159 770,58

04-dic

171 060,10

29-nov

159 991,35

23-nov

151 833,80

20-nov

170 316,19

10-nov

164 823,12

03-nov

170 309,50

27-oct

169 314,56

24-oct

143 920,54

13-oct

170 203,13

02-oct

170 572,02

dic

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.

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

28-dic

26-dic 24-dic 22-dic

20-dic

dic

18-dic 16-dic

14-dic 12-dic 10-dic

08-dic 06-dic 04-dic

02-dic 30-nov 28-nov

26-nov 24-nov 22-nov

20-nov

nov

18-nov 16-nov

14-nov 12-nov 10-nov

08-nov 06-nov 04-nov

02-nov 31-oct 29-oct

27-oct 25-oct 23-oct

21-oct

oct

19-oct 17-oct

15-oct 13-oct 11-oct

09-oct 07-oct 05-oct

03-oct 01-oct

635,99 737,73 569,13 890,35 931,66 669,98 532,92 790,16 622,44 574,68 759,73 779,28 868,58 935,89 678,42 865,91 927,00 782,16 863,69 834,81 831,26 832,37 871,69 883,68 728,85 785,94 886,35 671,54 718,63 573,35 660,87 670,43 867,69 690,86 584,90 624,66 645,77 680,87 631,77 740,62 682,87 853,69 543,58 537,58 538,92 540,92 826,81 889,90 538,03 394,08 499,15 442,51 438,06 444,28 496,93 542,69 396,75 497,15 495,38 342,32 443,84 576,24 492,71 502,49 742,84 437,18 498,49 591,56 440,51 486,49 493,60 543,80 394,30 414,07 497,15 547,80 387,19 593,12 540,92 390,53 399,86 591,34 440,29 540,03 399,63 486,94 556,47 448,73 583,12 397,19 401,41 439,40

oct

30-dic

nov

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

Gráfico 36. Total Diario Despachado Mensual de Gas Natural Licuefactado al T4-2020 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]

475 20000

354 15000

309

10000

5000

15 255,40

17 523,02

23 695,03

oct

nov

dic

0

Despacho a Cisterna (m3)

Suma de Despachos

Gráfico 37 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T4-2020 (en m3) [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]

23

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 185,2 MMPCD de gas seco y 12,6 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

80

1,404 70

0,620

1,2 1,0

60

0,941

1,059

1,117 0,8

0,406

0,517

0,926 1,055

29

1,031

30

25

23

0,4 0,2

0,535

0,0 31/12/2014

40

0,990

33

0,6

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

31/12/2018

Reservas PND

31/12/2019

22 0,478 0,308 0,064

20 10 0

31/12/2020

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

1,949 15

14

13

12 2,110

2,111

1,275

2,000

1,500

20

2,295

13 0,838

13 1,677

1,766

1,304

1,000

1,403

1,433

1,529 11

0,615

1,256

1,092

1,566 12

1,304

1,792

1,663

0,482

10 0,353

0,951

0,951

10

0,930

1,492

1,287

0,500

0,000

0,661

0,309 0,211

0,098 0,240 0,098

1,482 0,744 0,518 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 0,129

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 40 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 veintiséis 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

1,791 30

26

4,691

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

6,48 40

4,0

2,0

6,69

3,322

7,476

7,974

3,377 38

38

Reservas PD

0,207

8,160

6,0

43

3,115

45

6,93

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

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 diciembre 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

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.

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 octubre 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. Se declara la caducidad de la concesión del sistema de distribución de gas natural por red de ductos suroeste a partir del 19 de diciembre de 2020.

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

160 000

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

0

Gráfico 47. Primer Plan de Conexiones, Concesión Norte.

División de Supervisión de Gas Natural

27 000

25 605

Al respecto, se muestra el avance de conectados hasta diciembre del 2020; según lo reportado por la concesionaria. El MINEM otorgó 169 días calendarios adicionales de Fuerza Mayor por Estado de Emergencia Nacional, el plazo para el año 3 contractual vence el 24 de mayo del 2021.

Avance Trujillo BOOT Trujillo 24 000

Avance Chiclayo BOOT Chiclayo

21 000

Avance Chimbote BOOT Chimbote

18 000

Avance Cajamarca

15 000

13 089

BOOT Cajamarca Avance Huaraz BOOT Huaraz Avance Lambayeque

9 432

6 390

0 Año 3

630

735

1 460

1 165

2 297

4 332

BOOT Pacasmayo

1 463

3 000

Avance Pacasmayo

2 819

6 000

BOOT Lambayeque

5 771

9 000

8 815

12 000

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

29

De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta diciembre de 2020 entre TGP y los usuarios independientes tenemos el siguiente gráfico.

MMPCD

920

920

920

920

920

920

920

920

243,00

243,20

243,20

243,20

243,20

211,03

211,03

211,03

83,8

83,8

83,8

83,8

83,8

83,8

83,8

81,6

521,8

521,8

521,8

521,8

521,8

521,8

521,8

521,8

900 800 700 600 500

400 300 200 100

0 oct-20

ene-21

abr-21 Generador

jul-21

oct-21

Industrial

ene-22 Distribuidor

abr-22

jul-22

oct-22

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 desde octubre 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

oct-20 sep-21 ago-22 jul-23 jun-24 may-25 abr-26 mar-27 feb-28 ene-29 dic-29 nov-30 oct-31 sep-32 ago-33 Kallpa

SDF Energia

ENGIE

Egesur

Fenix Power

Termochilca

ENEL

Gráfico 50. Capacidad Contratada de Transporte de Gas. Generadores Eléctricos (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 51 de capacidades contratadas de suministro desde octubre 2020 hasta su término de vigencia.

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

En la 19va edición de Oferta Pública realizada, 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 2018, 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 antepenúltima Oferta Pública, correspondiente a la 20ma edición, el Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizo el 06 de noviembre de 2018, no se presentó ninguna Solicitud de capacidad. En la penúltima 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 la última Oferta Pública realizada, corresponde a la 22da edición, el Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizó el 27 de agosto de 2020, no se presentó ninguna Solicitud de capacidad, en el Gráfico 53 se aprecia la Capacidad Disponible a Ofertar (Disponible Ene2021: 71,25 MMPCD).

Gráfico 53. Demanda Comprometida de Transporte de Gas Natural hasta la 22da Oferta Pública División de Supervisión de Gas Natural

32

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

En la Tabla 9, se muestra los Mecanismo de Racionamiento activados durante el cuarto trimestre del 2020, detallando la Resolución Directoral, el periodo y la causa de los mismos.

Periodo del Mecanismo de Racionamiento

Resolución Directoral

Causa Actividades de mantenimiento en el KP 43 del ducto de transporte de gas natural.

RD 160-2020-MINEM/DGH

08 al 10 de octubre del 2020 Trabajos de mantenimiento e integridad en las plantas de Malvinas y Pisco.

Del Mecanismo de Racionamiento activado por RD 160-2019-MINEM/DGH, en relación con los volúmenes de gas natural autorizados por el Transportista y los volúmenes medidos para cada día operativo, éstos se muestran en el Gráfico N° 54. Al respecto, se observa que las empresas consumieron un volumen ligeramente menor al total autorizado por el Transportista, teniendo una variación de –0,60%.

VOLUMEN MERCADO INTERNO 08/10/2020 - 10/10/2020 700 635

650

651

MMPCD

600 550 500 450 400

395

395

402

395 350 08/10/2020

09/10/2020 ASIGNADO

10/10/2020

MEDIDO

Gráfico 54. Volúmenes Autorizados y Medidos durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 160-2020-MINEM/DGH División de Supervisión de Gas Natural

El Gas Natural destinado a Perú LNG para su consumo propio proveniente del Lote 88 para el periodo de vigencia del Mecanismo de Racionamiento se muestra en el Gráfico N° 55.

VOLUMEN PARA CONSUMO PROPIO PERU LNG 08/10/2020 - 10/10/2020 20 16

MMPCD

15

10 6,55

6,45

08/10/2020

09/10/2020

5

0 10/10/2020

ASIGNADO

Gráfico 55. Volumen para consumo propio PERU LNG durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 160-2020-MINEM/DGH División de Supervisión de Gas Natural

34

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 di c-2020, 2,59

4 2 0

Gráfico 56. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub División de Supervisión de Gas Natural

-29,8

-9,4

-3,5

Meses

GLP Vehicular Var. %

GNV Vehicular Var. %

Ene. 20

0,9

Feb

-0,2

Mar Abr

-0,1 0,2

May

-1,1

Jun Jul

-1,5 -1,5

Ago

-0,8

Sep Oct

0,2 -0,3

Nov

2,3

Dic

7,0

0,1 -0,1 0,1 1,0 1,6 0,2 -1,7 -0,5 -0,4 -0,1 -0,1 0,0

Gas Propano Var. %

GN Var. %

1,2 0,1 -0,8

-0,1

-1,9

0,1

-2,0

0,1

2,2

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

0,6

0,0

Gasolina Var. %

Petróleo Var. %

-0,4 -1,4

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

-3,4 -4,0 -1,3

2,7 -0,6 -0,4

0,7

2019

Gráfico 57. Producto Bruto Interno, Perú División de Supervisión de Gas Natural {Instituto Nacional de Estadística e Informática]

-4,9

0,1

1,2

-1,0

-3,7 0,2 0,8

1,2

2,4

0,0

-2,3

1,2

1,9

-1,2 -0,8 3,1

0,1

-0,8

0,6

-3,9

0,1

0,1

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

2018

2,2

4,0

2,5

4,0

3,3

2,4

5,9

6,1

6,3

8,3

Hacia el tercer trimestre del año 2020, el Producto Bruto Interno (PBI) a precios constantes del 2007, registró una disminución de -9,4 %. 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.

2020

Índice de Precios al Consumidor—Gas Natural Perú Diciembre Noviembre Octubre Setiembre Agosto Julio Junio Mayo Abril Marzo Febrero Enero Diciembre Noviembre Octubre Setiembre Agosto Julio Junio Mayo Abril Marzo Febrero Enero Diciembre Noviembre Octubre Setiembre Agosto Julio Junio Mayo Abril Marzo Febrero Enero

150,36 150,15 156,19 157,43 154,55 158,22 154,58 156,19 156,03 156,03 152,67 155,76 158,71 156,99 152,48 153,46 148,30 145,80 146,46 144,97 137,29 135,39 136,39 132,35 134,84 133,19 130,98 123,87 123,00 122,15 130,11 129,23 132,97 126,90 125,55 127,99

Gráfico 58: 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

35

Para convertir 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

Pie cúbico (ft³)

galones (gal)

Multiplicar por

bar (bar)

1.013

pascal (Pa)

1.013*105

PSI (lb/pulg2)

14.7 0.987

pascal (Pa)

105

0.001

Bar (bar)

PSI (lb/pulg2)

14.5

0.26417

Pascal (Pa)

bar (bar)

10-5

35.3147

Pascal (Pa)

atmósferas (atm)

pie cúbico (ft³)

Pie cúbico (ft³)

Atmósferas (atm) Atmósferas (atm) Atmósferas (atm) Bar (bar)

a

atmósferas (atm)

0.13376

barril US (bbl)

Para convertir

Bar (bar)

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

metro cúbico (m³) barril US (bbl)

Pie cúbico (ft³)

Multiplicar por

6.28981 0.028317

2

Pascal (Pa)

PSI (lb/pulg )

14.5*10-5

PSI (lb/pulg2)

bar (bar)

0.0689

PSI (lb/pulg2)

atmósferas (atm)

0.0680

pascal (Pa)

6.894*103

2

PSI (lb/pulg )

0.178107 7.4760

Para convertir de Para convertir de

a

0.987*10-5

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

36

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

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – Osinergmin Gerencia de Supervisión de Energía— División de Supervisión de Gas Natural (DSGN) , setiembre 2020

Virginia Barreda Grados - Gerente de la División de Supervisión de Gas Natural Beatriz Adaniya Higa - Jefe de Producción y Procesamiento de Gas Natural José Unzueta Graus - Jefe de Transporte de Gas Natural Oscar Echegaray Pacheco - Jefe de Contratos y Asuntos Regulatorios Gerardo Meza Oscanoa - Especialista en Contratos y Asuntos Regulatorios

El contenido de esta publicación podrá ser reproducido total o parcialmente con autorización de la DSGN del Osinergmin. Se solicita indicar en lugar visible la autoría y la fuente de la información. Todo el material presentado en este reporte es propiedad del Osinergmin, a menos que se indique lo contrario.

Osinergmin no se identifica, necesariamente, ni se hace responsable de los datos vertidos en el presente documento. Las ideas expuestas en los artículos del reporte pertenecen a sus autores. La información contenida en el presente reporte se considera proveniente de fuentes confiables, pero Osinergmin no garantiza su completitud ni su exactitud. Las opiniones y estimaciones representan el juicio de los autores dada la información disponible y están sujetos a modificación sin previo aviso.

Copyright © Osinergmin – DSGN 2020

38

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

La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informativo están permitidos siempre y cuando se cite la fuente.