Boletín Estadístico de las actividades de la División de Supervisión de Gas Natural 2022 I

División de Supervisión de Gas Natural

Boletín

ESTADÍSTICO Procesamiento, Producción Transporte de Gas Natural

y

1er Trimestre 2022

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 son 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 las actividades 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 (25) 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, 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 disminuyó en 4,3% en el 2020, siendo el primer descenso de consumo de energía desde el 2009. Por regiones, el consumo cayó en todas las regiones, con las mayores caídas en América del Norte (-8,0%) y Europa (-7,8%). En otras regiones, como Asia-Pacífico, el descenso fue menor (-1,6%) debido al crecimiento en China (+2,1%), el único país importante donde el consumo de energía aumentó en2020.

La caída fue impulsada principalmente por el petróleo (-9,7%), que representó casi las tres cuartas partes de la disminución.

Todos los combustibles disminuyeron su consumo; tal como se muestra en el Gráfico 1: Gráfico 1. Consumo Anual Mundial de Energía por Combustible desde 1993 hasta 2020 (en Exajoules)

Exajoules

Matriz de Consumo de Energía Mundial

600

Petróleo

Carbón

Gas Natural

Hidroeléctrica

Nuclear

Energías Renovables

500

400

300

200

100

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

0

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2021]

El petróleo continúa siendo el combustible dominante en el mundo (31,2%).

El carbón es el segundo combustible más utilizado, pero disminuyó ligeramente en el 2020, representando ahora el 27,2%, con un ligero aumento respecto al 27,1% del 2019. La participación tanto del gas natural como de las energías renovables aumentó a un nivel récord máximos de 24,7% y 5,7% respectivamente. Las energías renovables representan el 5,7% de la matriz energética, superando al 4,3% de la energía nuclear. La energía Hidroeléctrica aumentó en 0,4%, llegando a 6,9%, el primer aumento desde 2014.

El detalle de la cuota de mercado alcanzada por cada tipo de combustible se encuentra en el Gráfico 2: 4

Gráfico 2. Participaciones del Consumo Mundial de Energía Primaria por Tipo de Combustible

Matriz de Consumo de Energía Mundial (Porcentaje) Petróleo

Carbón

Gas Natural

Hidroeléctrica

Nuclear

Energías Renovables

50%

40%

30%

20%

10%

0% 1993

1996

1999

2002

2005

2008

2011

2014

2017

2020

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2021]

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, y representa 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 2020, la cuota de consumo de energía primaria de carbón cayó a su nivel más bajo en Norte América y Europa, 12% y 9% respectivamente.

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.

Gráfico 3. Porcentaje de Consumo Regional por Combustibles, 2020.

Consumo de Combustibles por Región 2020 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

Sur y Centro Norte América América

Nuclear

Energías Renovables

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2021]

5

MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ En el 2020, el consumo energético en el Perú tuvo una disminución de 15,9%, respecto al año anterior, debido a la emergencia provocada por el COVID-19, siendo el consumo más bajo desde el 2015. En cuanto a las fuentes de energía, disminuyó el consumo del carbón en 26,6%, gas natural en 14,1%, Petróleo 24,7%, Hidroeléctrica 3,4%. Sin embargo, el consumo de energías renovables creció en 7,2%.

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

Gráfico 4. Consumo de Energía Primaria por Combustible: Perú, 1965-2020

Exajoules 1,2

Matriz de Consumo de Energía: Perú

Petróleo Hidroeléctrica

1,0

Gas Natural Carbón

0,8

Energías Renovables

0,6

0,4

0,2

0,0 1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2021]

Como se observa en el Gráfico siguiente, 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 las energía renovables.

Gráfico 5. Consumo de Energía Primaria por Combustible, Perú, 1965-2020 (en Exajoules)

Matriz de Consumo de Energía: Perú (Porcentaje)

80% 70%

Petróleo

60%

Hidroeléctrica

50%

Gas Natural

40%

Carbón

30%

Energías Renovables

20% 10% 0% 1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2021]

6

Gráfico 6. Comportamiento del Consumo de Energía Primaria, Perú-2020

Cada año el gas natural se va posicionando en su participación en mercado energético, avanzando de 24,9% (0,30 EJ) el 2019 a tener un 25,5% (0,25 EJ) en el 2020.

Caso contrario sucede con el petróleo, reduciendo 4,7% (0,14 EJ).

0,05 5% 0,04 3% 0,27

Asimismo, las energías renovables van escalando en su participación de la cuota de mercado al incrementarse de 3,6% en el 2019 a 4,5% en el 2020.

2020

0,28

0,28 0,03 3%

En el Gráfico 6 se compara el comportamiento del consumo de energías primarias en el Perú en los años 2018, 2019 y 2020, medidos en Exajoules (EJ).

0,02 2%

En el 2020 disminuyó la participación del Petróleo y del Carbón. En cambio la participación del gas natural, Hidroeléctrica y las energías renovables aumentó.

0,04 3%

0,05 4% 0,29 25%

2019 2018 0,52 45%

0,54 45%

0,40 41%

0,30 25% 0,25 25%

Petróleo

Gas Natural

Carbón

Hidroeléctrica

Energías Renovables

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

INFRAESTRUCTURA

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.

Infraestructura de Producción

SAN MARTÍN 1

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

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 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 4 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 .

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

B. La planta de Gas de Curimaná de Aguaytía Energy del Perú S.R.L., ubicada en el departamento de Ucayali, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 55,7 MPCD. C. La planta de fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural de Aguaytía Energy del Perú S.R.L., ubicada en el distrito de Yarinacocha, tiene una capacidad de procesamiento de 3775 BPD. D. 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.

Fuente: División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN

E. La planta Procesadora de Gas Pariñas (UNNA Energía S.A.), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento de 44 MMPCD.

F. La Planta Criogénica de Gas Natural Pariñas (PGP), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 40 MM SFCD. G. La planta de Licuefacción de GN de Perú LNG, ubicada en Melchorita - Cañete, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 625 MMPCD. Foto 2. Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural, Pisco.

Fuente: División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN

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

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

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN

B.

Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural de Camisea a la Costa - Transportadora de Gas del Perú S.A. Ilustración 3. Capacidad de Transporte de Líquidos de Gas Natural

CAP: 50 MBPD 2004

CAP: 70 MBPD 2008

CAP: 85 MBPD 2009

CAP: 88 MBPD

CAP: 110 MBPD

CAP: 130 MBPD

2010

2012

2013

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OISNERGMIN

En la Ilustración 4, se 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. Infraestructura de Sistemas de Transporte de GN y LGN

Hacia la Planta Melchorita

LOOP COSTA GN Expansion a 1540 MMCF

24” (136 km)

PC Chiquintirca

PC Kámani (kp 127)

32” (208 km) GN

24” (310 km)

18” (212 km) Lurín

Perú LNG 34”

Pisco

LGN Expansion a 130 MBPB

Lurín

PRS#3 PRS#2 PRS#1

PS#4

PS#3

PS#2

PS#1

223.9 km

207.7 km

107.9 km

0 km

PS2 kp 127

Terraza alto andina

Llanura costera 600

14” LNG

10” LNG

500

400

300

Lote 88 cuzco 200

100

Selva

0

Ilistración4: de gas y líquidosOISNERGMIN de gas natural desde Camisea a la costa, ducto TGP y Perú LNG. Elaborado porCapacidad Divisiónde detransporte Supervisión denatural Gas Natural,

9

RECURSOS DE PETROLEO Son aquellas cantidades de petróleo presentes naturalmente dentro de la corteza terrestre, tanto descubiertas como no descubiertas (sean recuperables o no recuperables), más aquellas cantidades ya producidas. Además, incluye todos los tipos de petróleo ya sean actualmente considerados como recursos convencionales o no convencionales.

En el gráfico 7 se representa gráficamente el sistema de clasificación de recursos del Sistema de Gerencia de los Recursos de Petróleo.

Gráfico 7. Sistema de Clasificación de Recursos

RESERVAS Son aquellas cantidades de petróleo anticipadas a ser comercialmente recuperables, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, en acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada en adelante bajo condiciones definidas. Las Reservas deben satisfacer cuatro criterios: descubiertas, recuperables, comerciales y remanentes (a partir de la fecha efectiva de evaluación) basadas en los proyectos de desarrollo aplicados.

Las Reservas son recomendadas como las cantidades de venta según lo medido en el punto de referencia.

[Fuente: Sistema de Gerencia de los Recursos de Petróleo “PRMS” SPE/ WPC/AAPG/SPEE/SEG/SPWLA/EAGE, 2018]

Reservas de Gas Natural Las Reservas Probadas estimadas, al 31 de diciembre de 2020, han disminuido en 0.49 TCF, con respecto al estimado realizado al 31 de diciembre del año 2019. La reducción se debió principalmente a la producción (0.44 TCF) del año 2020 y actualización de los modelos de simulación de los yacimientos de Camisea con la información de ingeniería de reservorios y producción obtenida durante el año 2020.

En el Gráfico 8 se muestran los estimados de reservas probadas (Desarrolladas y No desarrolladas) de gas natural al 31 de diciembre de los años 2018, 2019 y 2020. Las variaciones observadas en los diferentes años se debe a la producción de los yacimientos y re-categorización de reservas de no desarrolladas a desarrolladas.

Como se puede observar en el Gráfico 8, el mayor volumen de reservas probadas se encuentra en la selva sur del país (lotes 88, 56 y 57), que representan el 95.8 % de las reservas probadas de Gas Natural al 31 de diciembre del 2020.

Gráfico 8. Mapa de Reservas Probadas de Gas Natural por Lotes, al 31 de diciembre de 2020 *(en TCF [109])

Desarrolladas

No Desarrolladas

2020 2,82

2019 2018 4,35 4,64

5,50 6,26 6,83

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural Osinergmin]

10

Las Reservas Probadas son aquellas cantidades de petróleo, que mediante el análisis de datos de geociencias y de ingeniería, pueden ser estimadas con certeza razonable, para ser comercialmente recuperadas a partir de una fecha dada en adelante de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas definidas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales.

Las Reservas Probables son aquellas Reservas adicionales que son menos probables de ser recuperadas que las Reservas Probadas, pero más seguro de recuperarse que las Reservas Posibles.

Las Reservas Posibles son aquellas Reservas adicionales que son menos probables de ser recuperadas que las Reservas Probables. Estos volúmenes se muestran en la Tabla 4 y Tabla 5.

En el Lote 88, los estimados de reservas de los campos Cashiriari y San Martín disminuyeron principalmente por la producción (0.44 TCF) del año 2020 Tabla 4. Reservas y Recursos para el Mercado Nacional al 31 de diciembre de 2020*

Reservas (TCF)

Recursos (TCF)

Lote

1P (Probadas)

2P (Probadas + Probables)

3P (Probadas + Probables + Posibles)

Contingentes 2C

Comentarios

88

6,479

7,429

7,863

0,515

Fin Contrato: 2040 / Vida útil: 2047

58

0

0

0

2,650

Fin Contrato: 2045 / Vida útil: 2047

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 5. Reservas y Recursos para Exportación al 31 de diciembre de 2020*

Reservas (TCF)

Recursos (TCF)

Lote

1P (Probadas)

2P (Probadas + Probables)

3P (Probadas + Probables + Posibles)

Contingentes 2C

Comentarios

56

1,363

1,633

1,951

0,163

Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047

57

1,402

1,828

2,204

0,285

Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047

Reservas de Líquidos de Gas Natural Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural estimadas al 31 de diciembre del 2020 son del orden de 462.6 MMSTB, de los cuales 457.6 MMSTB (98,9%) corresponden a la zona Gráfico 9. Reservas Probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de selva sur. diciembre de 2020 (en MMSTB [106]) Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural estimadas al 31 de diciembre del 2020 disminuyeron en 30.6 MMSTB en comparación a las reservas probadas estimadas al 31 de diciembre del 2019.

La disminución de las reservas probadas de líquidos de gas natural de debió principalmente a la producción (31.1 MMSTB) del año 2020.

Desarrolladas

No Desarrolladas

Gráfico 10. Reservas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2020 (en MMSTB [106])

462,6 2020

71,4

2020 130,4

2019

493,2 2019

2018 260,4 305,5

79,8

105,8 110,3

208,9 232,8

514,4 2018

332,3

96,5 84,7

Probadas Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural— Osinergmin]

Probables

Posibles

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin]

11

PRODUCCIÓN Producción de Gas Natural Húmedo En la zona denominada Camisea se ubica la principal fuente de gas natural del país. Se encuentra ubicada en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 km. de la margen derecha del río Urubamba. Comprende los lotes 56, 57, 58 y 88; los cuales se encuentran ubicados en la selva sur del país. 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 primer trimestre del 2022, se observa condiciones normales. En el primer trimestre del 2022 en promedio el lote 88 produjo 1 160,23 MMPCD; asimismo, los lotes 56 y 57 se produjeron en promedio 455,33 y 219,51 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 835,07 MMPCD. Gráfico 11. Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo al 2022, Principales Lotes (en MMPCD)

1 154,32

1 142,77

419,57

1 183,03

467,76

207,88

221,40

229,42

479,86

125,19 430,18

415,78

1 041,76

1 133,61

188,58

186,59 449,95

1 013,21

192,18 406,55

1 013,24

162,74 462,64

1 013,14

508,16

74,38

1 035,84

723,00

400,00

762,02

600,00

490,74

800,00

1 044,36

568,95

1 091,88

1 000,00

544,74

1 200,00

627,17

1 400,00

655,03

1 600,00

1 068,27

83,38

1 800,00

140,85

MMPCD

200,00

0,00 Ene

Feb

Mar

Trim.1 2011

2012

2013

2014

2015

2016

P Lote 88

2017

2018

P Lote 56

2019

2020

2021

2022

P Lote 57

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022]

En el Gráfico 12 se observa en Camisea un aumento de la producción promedio mensual en el primer trimestre de este año respecto al anterior. En el primer trimestre del 2022 se produjo en promedio 1 160,23 MMPCD en el lote 88; 455,33 MMPCD en el lote 56 y 219,51 MMPCD en el lote 57; en comparación al primer trimestre del año 2021, donde se produjo en promedio 1 017,62 MMPCD; 404,36 MMPCD y 167,10 MMPCD respectivamente, de los lotes mencionados.

Gráfico 12. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Primer Trimestre (2021-1 vs 2022-1), Principales Lotes (MMPCD)

Producción GN Húmedo (MMPCD)

1 183,0

419,6

207,9

Mar

2022

882,5

344,0

156,6

1 154,3

467,8

221,4

Feb

2022 2021

1 110,5

2022

1 142,8

415,3 479,9

183,8

229,4

Ene

Trim.1

2021

1 068,9

2021 0

200

Promedio de Lote 88

400

600

454,8 800

1000

Promedio de Lote 56

1200

1400

162,5 1600

1800

Promedio de Lote 57

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022]

12

Producción de Líquidos de Gas Natural Los Líquidos de Gas Natural (LGN) son componentes pesados del Gas Natural, con una composición mayor a 3 átomos de carbonos. La relación de producción LGN y Gas natural de un yacimiento (bbls/MMscf), es un indicativo de su riqueza.

En el primer trimestre del 2022, la producción de LGN fue en promedio 52,248 BPD en el lote 88, 18,235 BPD en el lote 56 y 13,569 BPD en el lote 57. Producción en los lotes en condiciones normales, debido al procesamiento estable y continuo en Planta Malvinas.

La producción promedio mensual en Barriles por Día (BPD) durante el 2021 y 2022 se detalla en el Gráfico 13: Gráfico 13. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en BPD)

BPD

60 000

50 000

40 000

30 000

20 000

10 000

0 Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Set

Oct

Nov

Dic

2021

Promedio de LGN Producido Lote 88

Ene

Feb

Mar

2022

Promedio de LGN Producido Lote 56

Promedio de LGN Producido Lote 57

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022]

En el Gráfico 14 se compara la producción de LGN promedio mensual del primer trimestre del 2022 y la producción del mismo periodo del año 2021.

Se observa un aumento en la producción de los lotes 57 y 88 en el meses de marzo del 2022 respecto de los mismos mes del año 2021. Asimismo, una disminución en la producción del lote 56 en los meses de enero y febrero.

Gráfico 14. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en BPD)

LGN Producido (BPD)

53 127

Mar

2022

37 057

2021

17 384

18 837

51 793

9 675

18 407

13 707

Feb

2022

12 901

49 734

2021

51 779

11 426

18 932

14 112

Ene

2022

23 083

48 565

2021

0

20 000

Promedio de LGN Producido Lote 88

25 028 40 000

60 000

Promedio de LGN Producido Lote 56

10 200 80 000 Promedio de LGN Producido Lote 57

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022]

13

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

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

MMPCD

En el Gráfico 15 se muestran los promedios de venta mensual por cada uno de los lotes durante el primer trimestre del 2022, 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:

Mar

617,6

Feb

626,2

424,1

Ene

620,6

432,7

Ventas Lote 88

380,3

Ventas Lote 56

Gráfico 16. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T1-2022, Lote 88 (en MMPC)

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: 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 un nivel de ventas estable, con un ligero descenso a finales del año 2021, debido al periodo de avenida.

Gráfico 17. Ventas y Consumo Mensual de Gas Natural (en MMPCD) 1 200

MMPCD

Ventas y Consumo GN - Mercado interno

1 000

Contrato Interrumpible: 135,44

Contrato Firme: 894,87

800

294,4

371,8

243,4

116,4

138,7

93,9

750,5

728,1

775,1

Jul21

Ago21

59,2

130,4

147,3

218,7

274,2

268,7

277,2

676,1

620,6

626,2

617,6

Ene22

Feb22

Mar22

600

400

579,2 200

495,1

623,5

835,1

763,9

747,5

0

Mar21

Abr21

May21

Ventas Lote 88

Jun21

Disponible Lote 88

Set21

Oct21

Contrato Firme

Nov21

Dic21

Capacidad Interrumpible

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]

14

Gas Natural Reinyectado El proyecto del Gas de Camisea se planteó de forma tal de maximizar el factor de recuperación de gas, maximizar la recuperación de líquidos asociados (Condensados y GLP), reinyectando a los reservorios, de ser necesario, el gas excedente a las necesidades del mercado.

La Planta de Compresión de Malvinas, cuenta con 5 módulos que permiten la compresión de gas seco a ser transportado hacia los centros de consumo. Asimismo, el gas excedente de la demanda del mercado se comprime para ser reinyectado en los reservorios Actualmente, la inyección de gas seco está concebida principalmente para el gas del Lote 88 hacia los pozos del Yacimiento San Martín y cuando se tiene gas seco excedente del Lote 56, se inyecta en el yacimiento Pagoreni. Los volúmenes reinyectados se muestran en el Gráfico 18 como un promedio diario para cada uno de los meses del 2021 y 2022.

Gráfico 18. Reinyección de Gas Natural por Lotes (en MMPCD)

MMPCD 900

411,77

341,16

304,97

265,41

359,99

35,65 284,83

252,56

406,34

196,62

405,28 315,05

201,08 346,45

100

349,70

198,79

200

417,44

425,83

300

32,70

400

374,79

500

57,06

12,96

600

373,52

700

435,42

800

0 Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Set

Oct

Nov

Dic

Ene

2021

Feb

Mar

2022

Promedio de Reinyectado del 88

Promedio de Reinyectado del 56

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022]

PROCESAMIENTO 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 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. Gráfico 19. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en 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

Set

Oct

Nov

Dic

2021 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022]

Ene

Feb

Mar

2022

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 primer trimestre del 2022, procesamiento en condiciones normales. 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 .

Gráfico 20. Líquidos de Gas Natural Procesados por Lote y capacidad de Diseño de Planta Pisco (en MBPD)

MBPD 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0

20,0 0,0

Ene 22

Feb 22

Lote 88

Mar 22

Lote 56

Capacidad de Diseño Planta Pisco (MBPD)

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022]

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, nafta y Diésel.

En el Gráfico 21 se muestra la producción promedio mensual de la Planta Pisco, donde se evidencia una producción estable en los meses del primer trimestre 2022.

Gráfico 21. Productos Finales Obtenidos del Procesamiento de Líquidos de Gas Natural (en MBPD) MBPD

Promedio de Propano

Promedio de Butano

Promedio de Nafta

Promedio de Diesel

100 10,03 80

9,14

37,63

32,68

40

15,59

15,11

33,82

32,10

12,94 20

27,54

8,37 8,68

40,31 60

10,26

37,90 34,60

13,55

29,19

6,56

37,56

6,10

5,95

5,13

4,40

34,76

34,95

33,93

32,66

4,25

4,15

4,20

34,79

34,31

33,96

15,82

13,54

12,90

13,43

13,88

13,29

13,73

13,92

14,38

31,70

31,11

29,68

30,83

31,11

30,66

32,57

32,34

31,77

Ene

Feb

Mar

0 Trim.1 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022]

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 primer trimestre del 2022 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 el primer trimestre del 2022 presenta un aumento de alrededor de 17,19% respecto al mismo trimestre del año anterior.

Gráfico 22.. Gas Natural Transportado por Lotes (en MMPCD)

MMPCD 1400 1200 1000 800 600

400 200

2016

2018

Promedio de GT L88

2019

Promedio de GT L56

2020

2021

Ene

Mar

Set

Nov

Jul

May

Ene

Mar

Nov

Jul

Set

May

Ene

Mar

Nov

Jul

Set

Mar

May

Ene

Nov

Jul

Set

May

Ene

2017

Mar

Nov

Jul

Set

May

Ene

Mar

Set

Nov

Jul

May

Ene

Mar

0

2022

Promedio de GT L57

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de TgP al OSINERGMIN, 2022] Gráfico 23.. Comparación de Gas Natural Transportado por Lotes T1-2021 vs T1-2022(en MMPCD)

MMPCD

1400 1200

207,49

201,28 190,02

1000

175,34

155,50

148,22

800

435,20

426,52

354,09

403,93

382,56 267,55

600

400 200

527,04

639,42

572,25

2022

2021

641,18

587,14

613,70

2022

2021

2022

0

2021 Ene

Promedio de GT L88

Feb Promedio de GT L56

Mar Promedio de GT L57

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de TgP, OSINERGMIN, 2022]

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 niveles normales del volumen transportado, con excepción un ligero descenso a finales del último trimestre, debido a la temporada de avenida , en amarillo la CRD no utilizada por los consumidores nacionales: Gráfico 24.. Capacidad de Transporte de Gas Natural no Utilizada en el Mercado Interno (en MMPC)

MMPCD 1 000 900

839,40

839,40

800

79,70

839,40

121,44

839,40

839,40

81,50

66,01

243,84

700 600

839,40

839,40

839,58

149,17

149,72

839,58

223,21

387,95

810,58

810,58

810,58

233,74

240,14

241,40

576,84

570,44

569,17

Ene-22

Feb-22

Mar-22

500

400

759,70

300 200

717,96

757,90

773,39

595,56

690,23

689,86

616,37

451,45

100 0 Abr-21

May-21

Jun-21

Jul-21

Ago-21

Set-21

Oct-21

Volumen Medido por Empresa Receptora

Nov-21

Dic-21

Capacidad No Utilzada

Capacidad Contratada

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022]

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.

Gráfico 25. Composición Porcentual del Gas Natural Transportado en el City Gate Lurín (en MMPCD)

% Molar 100,00 98,00

0,10 0,23 1,15

0,07 0,24 1,13

0,10 0,24 1,14

0,07 0,25 1,11

0,05 0,26 1,12

0,05 0,25 1,12

0,06 0,25 1,12

8,88

9,00

8,87

9,05

8,82

8,87

8,84

89,64

89,55

89,65

89,52

89,75

89,70

89,73

Ene

Feb

Mar

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

84,00 82,00

80,00 Trim.1

2018

2019

2020

2021

Promedio de Metano

Promedio de Etano

Promedio de CO2

Promedio de C3+

2022

Promedio de N2

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Certificados de Entrega TgP Reportadas al OSINERGMIN, 2022]

18

Mercado Secundario de Gas Natural (Transferencias)

7,27 13,86 13,76 11,18 10,63 18,24 14,09

Mar

Feb

Dic

Ene

Nov

Set

Oct

Jul

Ago

Jun

Abr

May

Feb

Mar

Ene

Dic

Oct

Nov

Set

Jul

Ago

Jun

Abr

0

May

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

31,54 14,99 19,13 23,08 28,28 14,30 16,03 19,60 14,59 28,11 18,05 17,25 15,64 17,46 21,10 31,71 36,18

Gráfico 26. Volumen Transferido Entre Empresas Receptoras (en MMPCD)

Las transferencias de capacidad de transporte de MMPCD gas natural se dan por Acuerdo Bilaterales entre empresas privadas que tienen Contratos de 32 Transporte de Gas Natural a Servicio Firme, y se 24 ejecutan cuando una de ellas tiene un consumo por debajo de su capacidad reservada diaria con- 16 tratada, siendo transferido a otra empresa que lo requiera.

8

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022]

Gráfico 27. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante marzo-2022 (en MMPCD) MMPCD

26,29

En el Gráfico 27 se detallan las transferencias realizadas entre las empresas como un promedio diario durante el mes de marzo del 2022.

20,00

10,00 3,59

3,19

1,34

0,27

Los valores negativos de transferencia se refieren a las empresas que cedieron capacidad de transporte a las empresas receptoras que tienen valores positivos.

1,49

0,00 -0,93

-1,90 -5,08

-10,00

-9,43

-20,00

Contugas S.A.C. Fenix Power Peru S.A. PRODUCTOS TISSUE Termochilca S.A.C.

-18,84

ENEL Generación Peru S.A.A. GNLC S.A. Sudamericana de Fibras S.A. Otros

Como la información es extraída de las facturas de TGP no tenemos la data de los usuarios que tienen el 100% de su consumo con Acuerdos Bilaterales (otros)

ENGIE Energía Perú S.A. Minsur S.A. UNACEM S.A.A.

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022]

Según la información disponible a la fecha, los volúmenes totales transferidos que fueron cedidos a empresas receptoras entre marzo de 2020 y marzo de 2022 se muestran en el Gráfico 28.

Gráfico 28. Volumen de Transferencia entre Empresa Receptora. Promedio Mensual (en MMPC/mes)

MMPC/mes 1200

1121,5 946,2 876,8

900

593,0

547,2

600

646,1

587,9

469,2

654,0

541,6 436,9

300

541,2

534,8

497,0

429,6 412,7

402,6

888,0

871,5

464,7

428,9

452,2

346,5 329,5 218,1

0

Mar-20 May-20

Jul-20

Set-20 Nov-20 Ene-21 Mar-21 May-21

Jul-21

Set-21 Nov-21 Ene-22 Mar-22

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022]

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, esto no compensó la disminución del consumo de gas natural en la generación eléctrica. Se mantienen niveles estables de consumo en el primer trimestre del 2022, luego de una considerable disminución en el año 2020 debido a la emergencia provocada por el COVID-19.

Gráfico 29. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – 2022 (en MMPCD)

800 MMPCD

700

404,70 353,41

336,82

600

382,86

373,43

323,95 316,22

500 400 300

133,83

152,93

133,88

136,49

155,59 112,78

200 100

148,10

64,90

66,31

67,56

71,46

9,38

11,12

14,82

18,64

48,18 22,52

53,41

59,04

25,15

27,17

0 Mar-15 Set-15 Mar-16 Set-16 Mar-17 Set-17 Mar-18 Set-18 Mar-19 Set-19 Mar-20 Set-20 Mar-21 Set-21 Mar-22 Residenciales y Comerciales GNV Industriales Generadores Eléctricos Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria]

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 primer trimestre del 2022, en comparación con el mismo periodo del año anterior, los sectores Generadores Eléctricos, GNV y Residencial/Comercial incrementaron su consumo en promedio 54,22; 9,83; y 5,13 MMPCD respectivamente, mientras que el sector Industriales disminuyó ligeramente su consumo en promedio 2,15 MMPCD. En el Gráfico 30 se comparan los consumos promedios por sectores del primer trimestre del 2021 y 2022.

Gráfico 30. Consumo Promedio del Trimestre 2022-I del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – (en MMPCD)

Promedio 2021-1

Promedio 2022-1 323,95 58%

269,73 55% 150,25 31%

59,04 11%

49,21 10% 22,04 4%

148,10 26%

27,17 5%

Generadores Eléctricos

Industriales

Generadores Eléctricos

Industriales

GNV

Residenciales y Comerciales

GNV

Residenciales y Comerciales

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria]

20

En el Gráfico 31 se muestra el consumo promedio mensual de gas natural en el país durante cada uno de los meses del primer trimestre del 2021 y 2022, se evidencia aumento del consumo del 2021 al 2022, en casi todos los sectores, excepto en el sector Industriales en los meses de enero y febrero.

Gráfico 31. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – T1-2021 vs T1-2022 (en MMPCD)

MMPCD 600,00 27,22

27,48

54,53

22,89

22,79

450,00

26,82 20,44

60,59

43,27

52,08

62,00

52,28

136,64

150,83

156,85

140,18

150,86 159,69

300,00

344,42

150,00

276,98

234,08

318,52

298,11

308,90

2022

2021

2022

0,00 2021

2022

2021

Ene

Feb

Mar

Trim.1 Promedio de Generadores Eléctricos

Promedio de Industriales

Promedio de GNV

Promedio de Residenciales y Comerciales

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria]

Consumo de Gas Natural de Camisea 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 2022-1, como se puede apreciar son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores.

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

58%

25%

5%

94%

69%

59%

11%

Principal uso: Generación Eléctrica 59% del Consumo Total: 522,147 MMPCD

5%

32% 5% 5%

Principal uso: Generación Eléctrica 58% del Consumo Total: 23,812 MMPCD

0%

26%

Principal uso: Industriales 69% del Consumo Total: 8,306 MMPCD

0%

6%

0%

Principal uso: Industriales 94% del Consumo Total: 3,995 MMPCD

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria]

21

EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO Suministro de Gas Natural a la Planta Melchorita La Planta de Melchorita recibió de TgP en promedio 60 621,4 MMPC de gas natural durante el primer trimestre del 2022, produciendo con este volumen 2 556 792,4 m3 de Gas Natural Licuado.

En el mismo periodo del 2021, la planta recibió 50 253,0 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 2 088 602,6 m3 de GNL. En el Gráfico 33 se muestra como promedio mensual la producción diaria de GNL en m 3. En el primer trimestre del 2022 se observa que el promedio de GNL producido en Planta Melchorita se normalizó respecto al año anterior.

Gráfico 33. Gas Natural Licuefactado Producido en la Planta Melchorita, Promedio Mensual 2013-2022 (en m3/día) de GNL

m3/día 28 000

8 000

25 952,42

29 583,70

16 534,39

24 481,94

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

29 804,00

24 000

4 000 0 Ene 2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Feb

Mar

2022

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022]

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 la Ilustración 5 se muestra el número de embarques y el volumen total exportado, por país de destino, en el primer trimestre 2022 (16 embarques en total).

Ilustración 5. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T1-2022 (en m3 de GNL)

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022]

22

Embarques de Gas Natural Licuado En el Gráfico 34 se muestran en detalle las fechas de cada uno de los embarques que se realizaron durante el primer trimestre del 2022 desde la planta de licuefacción Melchorita. 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.

Gráfico 34. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T1-2022 (en m3 GNL)

Despacho de GNL a Camiones Cisterna

Mar

En el Gráfico 35 se muestran las fechas de cada uno de los despachos que se realizaron durante el primer trimestre del 2022 desde la Estación de Carga: Planta de licuefacción Melchorita. Para una mejor visualización, se presenta el Gráfico 36, donde se tiene el total de GNL cargado y el número de camiones cisternas.

Ene

Feb

0,00

146,17 210,59 288,78

647,32 697,30 533,81 736,40 639,55 539,36 631,77 635,10 655,10 532,70 691,53 581,79 548,25 638,66 733,96 586,01 739,29 583,12 595,79 586,90 596,23 688,42 586,46 547,58 688,64 542,47 588,23 697,57 590,45 540,47 633,99 540,25 536,92 684,86 686,64 536,47 639,55 638,44 439,84 586,23 598,01 438,29 688,86 687,09 532,25 488,27 542,47 587,57 485,60 779,72 591,56 482,27 595,56 634,44 631,99 547,58 539,36 596,23 486,94 538,92 700,41 537,58 539,14 543,58 589,34 539,36 588,45 591,12 536,03 584,01 640,44 690,20 482,72 639,10 682,42 538,69 487,16 690,86 831,48 619,33 686,20 730,85 664,65 727,29 881,90 679,76

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022]

Feb

30-Mar 28-Mar 26-Mar 24-Mar 22-Mar 20-Mar 18-Mar 16-Mar 14-Mar 12-Mar 10-Mar 08-Mar 06-Mar 04-Mar 02-Mar 28-Feb 26-Feb 24-Feb 22-Feb 20-Feb 18-Feb 16-Feb 14-Feb 12-Feb 10-Feb 08-Feb 06-Feb 04-Feb 02-Feb 31-Ene 29-Ene 27-Ene 25-Ene 23-Ene 21-Ene 19-Ene 17-Ene 15-Ene 13-Ene 11-Ene 09-Ene 07-Ene 05-Ene 03-Ene 01-Ene

Ene

Mar

Gráfico 35. Total Diario Despachado Mensual de Gas Natural Licuefactado al T1-2022 (en m3GNL)

28-Mar

132 398,01

20-Mar

168 999,19

15-Mar

158 937,30

09-Mar

135 063,03

02-Mar

170 785,37

26-Feb

139 000,73

22-Feb

146 109,19

14-Feb

159 999,67

13-Feb

163 699,40

06-Feb

130 959,87

31-Ene

161 974,59

25-Ene

167 566,18

19-Ene

135 616,97

14-Ene

167 151,55

08-Ene

145 697,85

03-Ene

167 096,28 0

50 000

100 000

150 000

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] Gráfico 36 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T1-2022 (en m3 GNL) 20000

19 131,11 17 417,29

18000

16 515,65

16000

14000

12000

10000

8000

389

354

337

6000

4000

2000

0

Ene Feb .Limagas. .Quavii.

Número de Despachos

Mar .Petroperú.

Total Despachado(m3)

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022]

23

SUMINISTRO DE GNL EN AMERICA En 2021, el crecimiento del GNL de EE. UU. (+22,3 MT) supera al crecimiento de GNL mundial (+16,2 MT). Las importaciones desde Estados Unidos crecieron un 49,8%, gracias al arranque de cinco grandes proyectos de licuefacción puestos en marcha en 2020 (Cameron LNG Trains 2 y 3, Corpus Christi LNG Train 3, Freeport LNG Trains 2 y 3) como así como a la puesta en servicio del Sabine Pass Train 6 en 2021.

Las importaciones aumentaron un 36,3% (+4.8 TM), alcanzando 18 TM en 2021.

La sequía que afectó Brasil, país altamente dependiente de la generación hidroeléctrica y la incapacidad para aumentar la producción nacional para satisfacer la demanda, condujo a un aumento de las importaciones de GNL tras las puestas en marcha de dos proyectos de regasificación de GNL en Sergipe y Puerto de Acu. En ese sentido Brasil registró el mayor aumento de la región en tanto en volumen como en porcentaje (+4,6 TM o +193%), que suman un total de 7 TM de GNL importado. El país se convirtió en el principal importador en América del Sur, seguido de Chile (3,1 TM) y Argentina (2,5 TM). Este último experimentó un crecimiento en las importaciones de GNL (+1,2 MT o 85%) debido a la reducción de importaciones de Bolivia y menor producción nacional.

Otras islas del Caribe como Puerto Rico (+0.6 MT o +62.8%) o República Dominicana (+0.3 TM o +26,1%), también han experimentado grandes aumentos en las importaciones de GNL, debido a un aumento en el uso de gas natural para la generación de energía, como alternativa a los combustibles líquidos más contaminantes.

Sin embargo, la región experimenta algunas disminuciones significativas, resaltan las importaciones mexicanas que registró la mayor caída -67.5% o -1.3 TM, ya que el país continúa su tendencia a volverse menos dependiente de las importaciones de GNL. Así también Estados Unidos con -0.5 TM o -52.7% y Colombia con -0.3 MT o -85%.

Ilustración 6. Mapa de GNL en América

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: GIIGNL Annual Report 2022]

24

RELACIÓN RESERVAS Y PRODUCCIÓN – BALANCE VOLUMÉTRICO Lote 57 — Operador: 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. En diciembre del 2017 Repsol anunció que comenzó la producción de gas natural en el yacimiento Sagari.

La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 57, con una producción promedio de 199,5 MMPCD de gas húmedo en el primer trimestre de 2022.

Considerando una producción promedio anual de 0,064 TCF (2020) (*) y las últimas reservas probadas desarrolladas (PD) al 31 de diciembre 2020, el Lote 57 podría producir gas natural para veintiuno años más, tal y como se observa en el Gráfico 37.

Gráfico 37. Reservas y Producción Acumulada. Lote 57 (en TCF)

TCF 1,8

Años

1,651 33

35

1,595

1,6

1,533

1,467

29 1,4

0,620

1,402

30

1,359

1,341

25

25

1,2

23

22

1,0

1,117 0,8

1,006

1,055

21

21

0,963

0,945

20 15

1,071

0,6 10

1,031 0,4 0,2

0,0

0,063 0,050 31/12/2016

0,478 0,118 0,055 31/12/2017

Producción Acumulada

0,478 0,179

0,396 0,244

0,061

0,065

31/12/2018

31/12/2019

Producción

0,308

0,351

0,396 0,064

0,396 0,043

31/12/2020

Reservas PND

31/12/2021

0,369 0,396 0,018

5 0

31/03/2022

Reservas PD

RP/P

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin]

Lote 56 — Operador: 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 procesan en la planta de fraccionamiento de Pisco.

La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 56, con una producción promedio de 414,4 MMPCD de gas húmedo en el primer trimestre de 2022.

En el Gráfico 38 se muestra el balance de reservas para el Lote 56, si se considera una producción promedio anual de 0,129 TCF (2020)(*) y las reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre del 2020, se tendría produciendo el Lote 56 por diez años más. (*)

En el año 2021, la producción de gas de los lotes 56 y 57 se vio afectada por dos (02) paradas de planta en las instalaciones de Perú LNG (Planta Melchorita) por lo que dicho año no se considerará para la proyección de las reservas en dichos lotes.

25

Gráfico 38. Reservas y Producción Acumulada. Lote 56 (en TCF)

Años 25

2,996

3,000

2,756 2,427

2,500

20

2,295

1,505

2,111

1,275

2,000

1,949 1,915

14

14 13

12

1,500

1,677

1,766

1,304

1,000

1,403

1,256

1,092

1,566 12

13 0,838

13

1,489

1,530 11

1,663

0,615

15

1,363

1,878

11

1,277 10

1,240 10

10

1,297

1,211

1,174

5

1,792

0,931

1,248

1,482 0,744

0,066

0,066

0,037

0,066

0,086

0,241

0,129

0,126

0,806

0,618

0,164

0,187

0,000

0,225

0,210

0,661

0,951 0,148

0,518

0,500

1,111

0,133

1,492

0,162

TCF

0

31/12/2012 31/12/2013 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2018 31/12/2019 31/12/2020 31/12/2021 31/03/2022

Producción Acumulada

Producción

Reservas PND

Reservas PD

RP

RP/P

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin]

Lote 88 — Operador: Pluspetrol Perú Corporation S.A. 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.

La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 88, con una producción promedio de 631,1 MMPCD de gas húmedo en el primer trimestre de 2022.

Como se puede apreciar, la producción de gas natural seco en el año 2021 ha sido alrededor de 0,248 TCF; considerando que se mantiene esta producción y las últimas reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre 2020, tendríamos gas natural disponible en el mercado local para veinticinco años más (escenario posible).

Gráfico 39. Reservas y Producción Acumulada. Lote 88 (en TCF)

58

9,732

60

8,805

55

50

Producción Acumulada

Producción

40

1,943 28 4,797

Reservas PND

31 4,183

2,296

25 30 3,935 25 3,878

2,296

Reservas PD

3,627

4,691

6,175

2,296

20 10

0,057

2,637

5,428

0,229

3,929

0,2542,409

2,122

4,076

0,234 2,155

0,0

2,216

0,221 1,921

2,155

0,184 1,699

2,0

0,1791,516

4,0

2,242 30

6,231

3,570

5,803

7,898

6,479

0,248

6,023

6,740

3,323

7,974

3,377 38

38

0,208

8,160

43

3,115

45

6,933

0,245

8,0

6,0

Años

10,099

10,020

2,870

10,0

10,190

10,315

0,233

TCF

0

RP/P

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin] Proceso de realización de mantenimiento importante o tratamientos correctivos en un pozo de petróleo o gas.

(*)

26

CONTRATOS DE CONCESIÓN Mapa de Concesiones En la actualidad existen 7 concesiones tanto de transporte como de distribución de gas natural y está 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.

Ilustración 7: Ubicación de Concesiones de Transporte y Distribución de Gas Natural en el Perú, 2021

Proyecto Masificación del Uso de Gas Natural - Dis tribución de Gas Natural por Red de Ductos en las Regiones Altoandinas y Ucayali

Piura

Tabla 6. Contratos de Concesión vigentes a marzo 2022.

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

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

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

07-12-2017

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

15-10-2021*

20 años

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

Piura

29-04-2021 (ETAPA)** 24-07-2022*

32 años

Chiclayo Pacasmayo

Trujillo Chimbote GNL

33 años Huaraz

19 años

Huanta Abancay

Ilo

(*) Fechas propuestas para el inicio de la Puesta en Operación Comercial (POC). (**) En el caso de Concesión Piura, se dio inicio a la ETAPA, desarrollo constructivo de la Concesión antes de la POC.

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN

De las concesionarias de distribución es importante señalar su composición accionaria, en el siguiente gráfico se puede observar cómo está conformada cada empresa Gráfico 40. Composición Accionaria de las Concesiones de Distribución C OMP OSIC ION AC C IONARIA PROMIGAS

Grupo Energía Bogota

TGI

Surtigas

Gráfico 41. Participación Accionaria en las Concesiones de Distribución PARTICIPACIÓN EN LA DISTRIBUCIÓN DE GN

EGP

LNG Holding

1

25

31 60

Grupo Energía Bogota 52,24%

TGI 1,17% Surtigas 0,16%

LNG Holding 0,002%

75 99 75

69

PROMIGAS 46,42%

Otros 0,003%

40

EGP 0,001%

25

C AL I D D A

C O N T U GAS

Q U AV I I

GN T U MB E S

GASN O R P

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN

Cabe precisar que el valor de cada acción varía según la empresa Concesionaria por lo que el valor de todas las acciones fueron llevados a nuevos soles (Tipo de Cambio aplicado del mes de marzo del 2022: 3.6949) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN

27

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.

GASES DEL PACIFICO S.A.C., 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 42 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.

N° Conectados

Gráfico 42. Primer Plan de Conexiones, Concesión Norte.

45 000 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 29 704 5 000 0

150 137

146 887

160 000 140 000 120 000

110 907

100 000 80 000

73 277

60 000 40 000 20 000

Pacasmayo Lambayeque Huaraz Cajamarca Chimbote

2018 497 1 152 1 813 3 420 5 044

2019 729 1 690 2 661 5 016 7 399

2020 630 1 460 2 297 4 332 6 390

2021 602 1 396 2 197 4 142 6 110

2022 128 164 400 590 380

Chiclayo Trujillo Total Acumulado

7 446 10 332 29 704

10 923 15 155 73 277

9 432 13 089 110 907

9 019 12 514 146 887

914 674 150 137

0

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contrato de Concesión de Gas Natural Región Norte]

Al respecto, se muestra el avance de conectados hasta marzo del 2022; según lo reportado por la concesionaria. El plazo para el año 4 contractual vencerá el 27 de junio del 2022, periodo pendiente de supervisión.

Gráfico 43. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), GASES DEL PACIFICO

0 Año 4

602

553

1 396

1 193

2 500

2 197

1 280

4 142

4 905

5 000

6 110

7 500

9 019

10 000

8 124

12 500

10 490

15 000

12 514

17 500

Avance Trujillo BOOT Trujillo Avance Chiclayo BOOT Chiclayo Avance Chimbote BOOT Chimbote Avance Cajamarca BOOT Cajamarca Avance Huaraz BOOT Huaraz Avance Lambayeque BOOT Lambayeque Avance Pacasmayo BOOT Pacasmayo

17 186

20 000

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Conectados Gases del Pacífico al Osinergmin]

28

GASES DEL NORTE DEL PERU S.A.C., tiene el compromiso de conectar 64 000 usuarios residenciales en un plazo de 8 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 44 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT. Gráfico 44. Primer Plan de Conexiones Región Piura

PRIMER PLAN DE CONEXIONES REGIÓN PIURA 14 000

70 000

64 000 12 000

60 000

52 181

50 000

41 334

8 000

40 000

30 894

6 000

30 000

20 882

4 000

Total Acumulado

N° de conectados

10 000

20 000

12 353 2 000

10 000

7 453

2 736 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Talara

346

346

346

693

1 177

1 247

1 351

1 420

Sullana

578

578

578

1 040

1 964

2 195

2 253

2 368

Sechura

0

149

149

149

224

249

783

783

1 812

3 080

3 080

5 798

5 798

5 798

5 509

6 161

Piura Paita Total acumulado

0

564

747

849

849

951

951

1 087

2 736

7 453

12 353

20 882

30 894

41 334

52 181

64 000

0

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contrato de Concesión de Gas Natural Región Piura]

Al respecto, en el gráfico 45 se muestra el avance de conectados del Año 1, hasta marzo del 2022, según lo reportado por la concesionaria. Es preciso señalar que la Sociedad Concesionaria se encuentra en la ETAPA, desarrollo constructivo de la Concesión antes de la POC, desde el 29 de abril 2021. En ese sentido, los consumidores conectados en la ETAPA son considerados como avance de la meta del Año 1.

Gráfico 45. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), Gasnorp

3420

3500

3000

Avance Paita

BOOT Paita 2500

Acance Piura BOOT Piura

2000

1812

Avance Sechura BOOT Sechura

1500

Avance Sullana 981

1000

BOOT Sullana

735

Avance Talara

578 500

0

346 0

0

0

BOOT Talara

0

Año 1 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Conectados Gasnorp al Osinergmin]

29

Contratos y Adendas de Transporte, Suministro y Distribución de Gas Natural De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta marzo de 2022 entre TGP y los usuarios independientes tenemos el siguiente gráfico.

Gráfico 46. Capacidad Contratada de Transporte Firme. TgP (en MMPCD)

MMPCD

920

920

920

920

920

920

214,03

214,03

214,03

214,03

200,15

200,15

84,1

84,1

81,9

81,9

74,4

512,4

512,4

512,4

512,4

512,4

920

920

900 800 700

200,15

200,00

74,4

74,4

74,4

512,4

512,4

512,4

600 500 400

300 200 100

0 Ene-22

Abr-22

Jul-22 Generador

Oct-22

Ene-23

Industrial

Abr-23 Distribuidor

Jul-23

Oct-23

Ene-24

Capacidad Ducto

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Transporte de TGP al Osinergmin}

Para los usuarios de mayor consumo, los generadores eléctricos, se tiene el siguiente gráfico con las capacidades contratadas a servicio firme desde enero 2022 hasta su término de vigencia.

Gráfico 47. Capacidad Contratada de Transporte de Gas. Generadores Eléctricos (en MMPCD)

600

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

500

MMPCD

400

300

200

100

0

Ene-22 Dic-22 Nov-23 Oct-24 Kallpa

SDF Energia

Set-25 Ago-26 ENGIE

Jul-27 Egesur

Jun-28 May-29 Abr-30 Mar-31 Feb-32 Ene-33 Dic-33 Fenix Power

Termochilca

ENEL

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Transporte de TGP al Osinergmin}

30

De acuerdo a los contratos de suministro suscritos entre Pluspetrol y los usuarios independientes, en el caso de generadores eléctricos, en el gráfico 48 se muestran las capacidades contratadas de suministro desde enero 2022 hasta su término de vigencia.

Gráfico 48. Volumen Contratado de Suministro para GGEE. Pluspetrol (en MMPCD)

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Suministro de Pluspetrol al Osinergmin}

De los gráficos de capacidades contratadas de suministro y transporte de gas natural contratados a firme, se observa que los contratos de transporte tienen una vigencia más próxima y vencen desde enero 2024 en adelante. Por lo que las generadoras eléctricas deberían gestionar la renovación de sus contratos de transporte.

Gráfico 49. Contratos de Suministro vs. Contratos de Transporte. (en MMPCD)

MMPCD 600 500

400 300 200 100

0

Contratos Transporte GGEE

Contratos Suministro GGEE

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERMGIN

31

Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural En la antepenúltima 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 penúltima 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 la 23ra 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 28 de septiembre del 2021, 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 (28-09-2021, a las 16:00 horas) El Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes de la Vigésimo Tercera 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 (08-09-2021, 09:00 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: Tabla 7. Capacidades en la 23ra Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural.

CAPACIDAD OFERTADA Fecha de disponibilidad

m3/día

CAPACIDAD SOLICITADA Y ADJUDICADA

MMPCD

30/10/2021

2 282 366

80,60

01/01/2022

911 068

32,17

TOTAL

3 193 434

112,77

CAPACIDAD DISPONIBLE

Empresa Solicitante

Fecha Inicio

Cerámica Lima S.A.

15/11/2021

5 000

0,177

Contugas S.A.C.

01/01/2021

84 951

3,00

Cerámica Lima S.A.

10/01/2021

5 000

0,177

94 951

3,35

m3/día

MMPCD

m3/día

MMPCD

2 277 366

80,42

821 117

29,00

3 098 483

109,42

En el Gráfico 50 se aprecia la Capacidad Disponible a Ofertar en la próxima Oferta Pública: Gráfico 50. Demanda Comprometida de Transporte de Gas Natural hasta la 23ra Oferta Pública

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Actas de Adjudicación Ofertas Públicas de TGP]

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.

Consumidores 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.

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

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

División de Supervisión de Gas Natural

33

INDICADOR DE PRECIOS DEL GAS NATURAL Henry Hub Natural Gas es un indicador de precios 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.

Gráfico 51. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub 14 12

US$/MMBTU

10 8

Mar-2022 4,9

6

4 2 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Indicador de Precios Henry Hub]

Producto Bruto Interno Perú Hacia el primer trimestre del año 2022, el Producto Bruto Interno (PBI) a precios constantes del 2007, registró un aumento de 3,8 %. La economía continua en proceso de recuperación, alcanzando niveles de crecimiento de pre pandemia.

2016

2017

2018

3,8

13,3 2015

-11,1

4,0

2014

2,2

2,5

2013

4,0

5,9

2012

3,3

6,1

2011

2,4

6,3

8,3

Gráfico 52. Producto Bruto Interno, Perú

2010

2019

2020

2021

2022-I

[Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática]

Índice de Precios de Combustibles Tabla 9. Variación Porcentual Mensual de los Combustibles en el Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana: abril 2021 - marzo 2022 GLP Vehicular Var. %

GNV Vehicular Var. %

-0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,6 1,5 1,5 1,3 0,6 0,0 0,1

Abr

1,4

May

2,2

Jun

2,8 16,1 0,6

Jul Ago Set

0,1

Oct

13,1

Nov

4,3

Dic

-1,8

Ene. 22

-3,6

Feb

-0,2

Mar

3,8

Gasolina Var. %

Petróleo Var. %

Gas Propano Var. %

0,4

-0,2

1,3

1,3

2,6

0,8

0,4

1,1

2,9 3,9 3,1

3,7

2,8

0,8

3,6

9,3

2,7

4,8

5,4

6,4

1,2 2,4 3,0 -0,4 -0,6 3,6 11,8

1,1 3,9 1,6 -0,4 2,0 2,0 4,4

-6,2

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

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática]

-0,4 10,5 8,4 -1,7 1,5 1,3

Gráfico 53: Índice de Precio al consumidor de Gas Natural - Índice Base Dic 2021=100,0

GN Var. %

2022

Meses

Índice de Precios al Consumidor—Gas Natural Perú

Marzo

95,05

Febrero

96,62

Enero

99,27

Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática]

34

Factores de Conversión de Unidades y Equivalencias Volumen

Presión

Para convertir de

a

Multiplicar por

Barril (bbl)

metro cúbico

0,158988

Barril (bbl)

pie cúbico (ft³)

5,61146

Galones (gal)

metro cúbico

0,00378541

Galones (gal)

litros (L)

3,78541

Galones (gal)

pie cúbico (ft³)

0,13376

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

a

Multiplicar por

bar (bar)

1,013

pascal (Pa)

1,013*105

PSI (lb/pulg2)

14,7

atmósferas (atm)

0,987

Bar (bar)

pascal (Pa)

105

Bar (bar)

PSI (lb/pulg2)

14,5 10-5

Litros (L)

metro cúbico

0,001

Litros (L) Metro cúbico (m³) Metro cúbico (m³)

galones (gal)

0,26417

Pascal (Pa)

bar (bar)

pie cúbico (ft³)

35,3147

Pascal (Pa)

atmósferas (atm)

barril US (bbl)

Pie cúbico (ft³) Pie cúbico (ft³)

galones (gal)

6,28981

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) 2

0,028317

0,987*10-5

PSI (lb/pulg )

Pascal (Pa) metro cúbico (m³) barril US (bbl)

Pie cúbico (ft³)

2

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)

860421*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 26,13219

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

1 055

GJ

35,315

1 327

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 2021

Equipo de Trabajo de la DSGN que preparó el Boletín

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 20202

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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.

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