División de Supervisión de Gas Natural
Boletín
ESTADÍSTICO Procesamiento, Producción Transporte de Gas Natural
y
3er Trimestre 2023
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
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.
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B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
CONTENIDO
RESERVAS
PRODUCCIÓN
PROCESAMIENTO
Reservas de Gas Natural (10) Reservas de Líquidos de Gas Natural (11)
Producción de Gas Natural Húmedo (13) Producción de Líquidos de Gas Natural (14) Disponibilidad de Suministro de Gas Natural (15)
Gas Natural Reinyectado (16) Gas Natural Procesado (16) Productos Finales por Planta (17)
TRANSPORTE
EXPORTACIÓN
Transporte de Gas Natural por Lotes. (18) Capacidad Disponible de Transporte de Gas Natural (19)
3
Exportación de GNL Embarques y Despacho de GNL
INDICADORES (23) (24)
Reservas/Producción Producto Bruto Interno Precios al Consumidor de Combustibles
(26) (35) (35)
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 las competencias de supervisión de las actividades de 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 La demanda mundial de energía en el año 2022 tuvo un aumento del 1% en el consumo total de energía primaria, siendo de un 3% por encima del nivel anterior a COVID 2019, tal como se muestra en el Gráfico 1. La participación de las energías renovables (excluyendo la hidroelectricidad) en el consumo de energías primarias alcanzó el 7,5%, un aumento de casi el 1% con respecto al año anterior. El consumo de combustibles fósiles como porcentaje de la energía primaria se mantuvo estable en 82%. Gráfico 1. Consumo Anual Mundial de Energía por Combustible desde 1993 hasta 2022 (en Exajoules) Exajoules
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
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.
Matriz de Consumo de Energía Mundial
600
Petróleo
Carbón
Gas Natural
Hidroeléctrica
Nuclear
Energías Renovables
500
400
300
200
100
2022
2021
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, junio 2023] Exajoule = 10 ^18 joules
El crecimiento de la demanda de energías primarias se desaceleró en comparación con el 2021, aumentando 1,1% (6,6 EJ) en 2022 versus 5,5% (30,9 EJ) en 2021. La demanda en 2022 fue 16,6 EJ por encima del año 2019 en niveles pre-COVID, con aumento del consumo en todas las regiones excepto Europa (-3,8%) y CEI (-5,8%). El consumo de energías primarias en países no miembros de la OCDE aumentó en 20,5 EJ en comparación con los niveles pre-COVID de 2019, impulsados en gran parte por el crecimiento en China (14,6 EJ) que representa el 72% del aumento. El aumento en el consumo de energía entre 2019 y 2022 fue impulsado en gran medida por fuentes de energía renovables (excluidas las hidroeléctricas) (13,5 EJ) y carbón (10,6 EJ), con mayor producción de gas (2,7 EJ) también evidente.
4
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Las energías renovables representan el 7,5% de la matriz energética, superando al 4,0% de la energía nuclear y por primera vez a la energía Hidroeléctrica que disminuyó ligeramente a 6,7%. El detalle de la cuota de mercado alcanzada por cada tipo de combustible se encuentra en el Gráfico 2: 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%
2021
2022
2020
2019
2018
2016
2017
2015
2014
2012
2013
2011
2010
2008
2009
2007
2006
2005
2003
2004
2002
2001
1999
2000
1998
1997
1995
1996
1994
1993
0%
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2023]
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. Respecto al consumo de gas natural, disminuyó en todas las regiones, excepto en Norte América. Gráfico 3. Porcentaje de Consumo Regional por Combustibles, 2022.
Consumo de Combustibles por Región 2022 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
Europa
Sur y Centro Norte América América
Hidroeléctrica
Nuclear
Energías Renovables
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2023]
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En el 2022, el consumo energético en el Perú tuvo un aumento de 5,5%, respecto al año anterior, recuperando los niveles después de la emergencia provocada por el COVID-19, superando el pico registrado en el 2019. En cuanto a las fuentes de energía, aumentaron el consumo del carbón en 36,1%, gas natural en 19,9%, Petróleo 3,8% y energías renovables en 2,7%, mientras que disminuyó el consumo de Hidroeléctrica 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, 1965-2022
Exajoules
Matriz de Consumo de Energía: Perú 1,2
Petróleo Hidroeléctrica
1,0
Gas Natural Carbón
0,8
Energías Renovables
0,6 0,4
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ
0,2 0,0 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007 2010 2013 2016 2019 2022 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2023]
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, 1965-2022 (en Exajoules)
Matriz de Consumo de Energía: Perú (Porcentaje)
80% 70% 60% 50% 40% 30% 20%
Petróleo Hidroeléctrica Gas Natural Carbón Energías Renovables
10% 0% 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007 2010 2013 2016 2019 2022 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2023]
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Gráfico 6. Comportamiento del Consumo de Energía Primaria, Perú-2022
En el Gráfico 6 se compara el comportamiento del consumo de energías primarias en el Perú en los años 2020, 2021 y 2022, medidos en Exajoules (EJ).
0,05 5%
En el año 2022, el gas natural aumentó ligeramente su participación en mercado energético, aumentando de 25,3% (0,29 EJ) el 2021 a tener un 28,7% (0,35 EJ) en el 2022.
0,05 5%
0,28 23%
2021
Asimismo, las energías renovables frenaron su participación de la cuota de mercado al disminuir de 4,6% en el 2021 a 4,5% en el 2022.
0,03 2%
0,02 2%
el
2020
0,48 42%
0,29 29% 0,39 38% 0,02 2% 0,26 26%
0,50 41%
0,29 25%
Del mismo modo, disminuyó la participación de Petróleo e Hidroeléctrica, disminuyendo a 41,2% (0,50 EJ) y a 23,2% (0,28 EJ) respectivamente. Caso contrario sucede con aumentando a 2,4% (0,03 EJ).
0,05 5%
0,30
2022
0,35 29%
carbón,
Petróleo
Gas Natural
Carbón
Hidroeléctrica
Energías Renovables
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2023]
BALANZA COMERCIAL DE HIDROCARBUROS EN EL PERÚ En el Gráfico 7 y en el Gráfico 8 se observa la evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos expresado en miles de dólares y miles de barriles respectivamente, donde se registra un déficit anual de 4 596,15 millones de dólares hasta diciembre de 2022. En algunos meses las exportaciones han sido mayores a las importaciones en cuanto a la cantidad de barriles; sin embargo ello no se refleja cuando se expresa en dólares, debido a que el precio de las importaciones es mayor al precio de las exportaciones. El Perú se ve obligado a importar ciertos productos como petróleo y Diésel para cubrir la demanda actual del mercado, pues la producción nacional no puede abastecer lo que requiere el parque automotor e industria nacional. Gráfico 7. Evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos 2022 (en Miles de US$)
Evolución de la Balanza comercial de Hidrocarburos en (MUSD)
MUSD
200000 78 089,79
100000 35 446,87
0 -100000
-76 758,47
-142 066,31
-200000 -300000 -400000 -422 342,89
-500000
-496 618,10
-449 264,40
-509 128,56 -550 254,32
-600000
-608 469,71
-700000 -702 270,13
-752 517,02
-800000 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
2022
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Balanza Comercial de Hidrocarburos, MINEM]
7
oct
nov
dic
Gráfico 8. Evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos 2022 (en Miles de Barriles)
3000 2 162,96
2 208,58
2000 1000
720,35 -66,91
0
-409,68
-673,41
-920,64
-1000
-1 429,23
-1 573,21 -1 918,80
-2000
-2 391,99
-3000 -4000 -4 055,88
-5000 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
2022
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Balanza Comercial de Hidrocarburos, MINEM]
INFRAESTRUCTURA El crecimiento de la infraestructura de producción, procesamiento y transporte de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda de gas natural.
B) Pozos en Lote 88: 14 Productores y 4 Reinyectores. Tabla 2. Infraestructura de Pozos en el Lote 88
LOCACIÓN
SAN MARTÍN 1
POZO SAN MARTIN 1 SAN MARTIN 1001D SAN MARTIN 1002D S MARTIN 1003D-ST1 S MARTIN 1004D-ST1
Infraestructura de Producción 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.
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Evolución de la Balanza comercial de Hidrocarburos en (MBLS )
MBLS
SAN MARTÍN 3
CASHIRIARI 1
CASHIRIARI 3
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
ESTADO Productor Productor Reinyector Productor Productor Reinyector Reinyector Reinyector Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor
C) Pozos en Lote 56: 8 Productores, y 2 Reinyectores Tabla 3. Infraestructura de Pozos en el Lote 56
LOCACIÓN
Ilustración 1. Lotes Productores en Camisea ESCALA 1:1,155,581 (Mapa Energético Minero - Osinergmin)
A) Pozos en el Lote 57: 6 Productores Tabla 1. Infraestructura de Pozos en el Lote 57
LOCACIÓN KINTERONI
SAGARI
POZO KINTERONI 1X-ST1 KINTERONI 2D-ST1 KINTERONI 3D SAGARI 7D-ST SAGARI 8D SAGARI 4 XD
ESTADO Productor Productor Productor Productor Productor Productor
POZO PAG 1004D PAG 1005D PAGORENI A PAG 1006D PAG 1007D PAG 1001D PAGORENI B PAG 1002D-ST1 PAG 1003D-ST1 MIP-1001-XCD MIP-1002-CD MIPAYA MIP-1003-CDST1 PAG WEST PAGORENI OESTE 1001XD
ESTADO Productor-Reinyector Productor-Reinyector Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Cerrado Temporalmente
8
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
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 y 480 MMPCD, tres 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 MMPCD. 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, ubicada en el distrito de Paracas, 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 40 MMPCD. F. La Planta Criogénica de Gas Natural Pariñas (PGP), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 50 MMPCD. 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
9
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
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Infraestructura de Transporte
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
PC Kámani (kp 127)
PC Chiquintirca
GN Expansion a 1540 MMCF
24” (136 km)
32” (208 km) GN
24” (310 km)
18” (212 km) Lurín
Perú LNG 34”
LGN Expansion a 130 MBPB
Lurín
14” LNG
10” LNG
Pisco
PRS#3
PRS#2
PRS#1
PS#3
PS#2
PS#1
207.7 km
107.9 km
0 km
PS2 kp 107.9
Terraza alto andina
Llanura costera 600
PS#4
223.9 km
500
400
300
Lote 88 cuzco 200
100
Selva
0
Ilistración4: Capacidad de transporte de gas natural yde líquidos gas natural desde Camisea a la costa, ducto TGP y Perú LNG. Elaborado por División de Supervisión Gas de Natural, OISNERGMIN
10
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
RECURSOS DE PETRÓLEO 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 9 se representa gráficamente el sistema de clasificación de recursos del Sistema de Gerencia de los Recursos de Petróleo. Gráfico 9. 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 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 2022, han disminuido en 0,867 TCF, con respecto al estimado realizado al 31 de diciembre del año 2021. El incremento de la Reservas Probadas Desarrolladas (0,928 TCF), se debió principalmente por el Lote 88; la reducción de la Reservas Probadas No Desarrolladas (1,795 TCF), se debió principalmente a las disminuciones en los lotes 88 y 57. En el Gráfico 10 se muestran los estimados de reservas probadas (Desarrolladas y No desarrolladas) de gas natural al 31 de diciembre de los años 2020, 2021 y 2022. 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, el mayor volumen de reservas probadas se encuentra en la selva sur del país (lotes 88, 56 y 57), que representan el 95,29 % de las reservas probadas de Gas Natural al 31 de diciembre del 2022.
11
Gráfico 10. Mapa de Reservas Probadas de Gas Natural por Lotes, al 31 de diciembre de 2022 (en TCF [109])
Desarrolladas 0,94
No Desarrolladas
2022 2021
2,74 2,82
2020
6,85 6,52
7,45
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Libro de Recursos de Hidrocarburos MINEM 2022, Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural Osinergmin 2022]
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 aumentaron principalmente por la actualización del modelo de simulación y plan de procesamiento en el modelo integrado. Tabla 4. Reservas y Recursos para el Mercado Nacional al 31 de diciembre de 2022
Reservas (TCF)
Recursos (TCF)
Lote
1P (Probadas)
2P (Probadas + Probables)
3P (Probadas + Probables + Posibles)
Contingentes 2C
Comentarios
88
5,862
6,806
7,383
0,540
Fin Contrato: 2 040 / Vida útil: 2 047
58
0
0
0
3,522
Fin Contrato: 2 045 / Vida útil: 2 047
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Las Reservas Probadas son aquellas cantidades de petróleo, que mediante el análisis de datos de geociencias e 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.
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 2022
Reservas (TCF)
Recursos (TCF)
Lote
1P (Probadas)
2P (Probadas + Probables)
3P (Probadas + Probables + Posibles)
Contingentes 2C
Comentarios
56
1,009
1,203
1,407
0,245
Fin Contrato: 2 044 / Vida útil: 2 047
57
1,125
1,272
1,549
0,000
Fin Contrato: 2 044 / Vida útil: 2 047
Reservas de Líquidos de Gas Natural Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural estimadas al 31 de diciembre del 2022 son del Gráfico 11. Reservas Probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2022 orden de 389,2 MMSTB, de los (en MMSTB [106]) cuales 387,5 MMSTB (99,55%) Desarrolladas No Desarrolladas corresponden a la zona selva sur. 2022
Gráfico 12. Reservas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2022 (en MMSTB [106])
389,2 2022
70,3
65,5
58,7
Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural estimadas al 31 de diciembre del 2022 disminuyeron en 38,0 MMSTB en comparación a las reservas probadas estimadas al 31 de diciembre del 2021.
2021 122,9 130,4
2020
427,2 2021
87,8 83,3
332,7 304,4
463,0 2020
89,1 103,4
330,5
El incremento de las reservas probadas desarrolladas de Líquidos de Gas Natural (26,1 MMSTB), se debió a las actividades en lote 88.
Probadas
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Libro de Recursos de Hidrocarburos MINEM 2022, Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural-Osinergmin 2022]
Probables
Posibles
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Libro de Recursos de Hidrocarburos MINEM 2022, Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural-Osinergmin 2022]
12
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 13 se muestra la producción promedio en MMPCD de estos Lotes, la cual se observa en condiciones normales hasta el tercer trimestre del 2023. En el tercer trimestre del 2023, en promedio, el lote 88 produjo 1 120,58 MMPCD; asimismo, en los lotes 56 y 57 se produjeron en promedio 270,55 y 171,71 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 562,84 MMPCD. Gráfico 13. Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo al 2023, Principales Lotes (en MMPCD)
Ago
349,25
265,31
1 104,31
Jul
1 243,35
355,49
137,25 215,13
1 018,03
400,00
1 221,18
600,00
1 203,93
800,00
1 013,14
1 000,00
115,60 249,81
213,82
219,28
171,87 376,19
1 128,05
397,25
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
508,16
1 035,84
74,38 490,74
1 200,00
1 044,36
568,95
1 091,88
1 400,00
655,03
1 600,00
83,38
1 800,00
140,85
MMPCD
1 068,27
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
PRODUCCIÓN Producción de Gas Natural Húmedo
200,00 0,00 Trim.1 2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
P Lote 88
2020
2021
P Lote 56
Trim.2
Set
Trim.3
2022
2023
P Lote 57
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2023]
En el Gráfico 14 se observa en Camisea un aumento de la producción promedio mensual en el tercer trimestre de este año respecto al anterior. En el tercer trimestre del 2023 se produjo en promedio 1 120,58 MMPCD en el lote 88; 270,55 MMPCD en el lote 56 y 171,71MMPCD en el lote 57; en comparación al tercer trimestre del año 2022, donde se produjo en promedio 977,84 MMPCD en el lote 88; 237,81 MMPCD en el lote 56 y 73,27 MMPCD en el lote 57. Gráfico 14. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Primer
Producción GN Húmedo (MMPCD)
1 243,4
349,2
265,3
977,9
2023
1 104,3
259,2
113,9
249,8
115,6
Ago
2022
2022
951,0
116,9 69,6
2023
1 018,0
215,1
2022
1 004,6
137,3
Jul
Trim.3
Set
2023
0
200
Promedio de Lote 88
400
600
338,0 800
1000
Promedio de Lote 56
1200
37,6 1400
1600
1800
Promedio de Lote 57
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2023]
13
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 tercer trimestre del 2023, la producción de LGN fue en promedio 45 565,07 BPD en el lote 88, 11 950,99 BPD en el lote 56 y 9 856,13 BPD en el lote 57. Cabe mencionar que la producción en los lotes de Camisea se desarrolló en condiciones normales, debido al procesamiento estable y continuo en Planta Malvinas. La producción promedio mensual en Barriles por Día (BPD) durante el 2022 y 2023 se detalla en el Gráfico 15: Gráfico 15. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en BPD)
BPD
60 000
50 000
40 000
30 000
20 000
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Producción de Líquidos de Gas Natural
10 000
0 Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Set
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
2022
May
Jun
Jul
Ago
Set
2023
Promedio de LGN Producido Lote 88
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, 2023]
En el Gráfico 16 se compara la producción de LGN promedio mensual del tercer trimestre del 2023 y la producción del mismo periodo del año 2022. Respecto a la producción total , se observa un aumento en agosto y setiembre de 2023, pero una reducción en julio de 2023, en comparación con la producción de los mismos meses del año 2022. Por otro lado, respecto a la producción individual del Lote 88 y 56, se observa una disminución solo en el mes de julio en comparación con el mismo mes del año 2022. Finalmente, respecto a la producción del Lote 57, se observa un aumento en todos los meses del tercer trimestre de 2023 en comparación con el mismo periodo del 2022. Gráfico 16. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural, Principales Lotes (en BPD)
LGN Producido (BPD)
52 333
14 248
15 011
Set
2023
40 845
2022
13 799
45 066
Ago
2023
7 011
12 054 6 706
2022
41 800
5 164
2023
39 514
9 625 8 018
Jul
4 343
45 449
2022
0
20 000
Promedio de LGN Producido Lote 88
18 554 40 000
60 000
Promedio de LGN Producido Lote 56
2 321 80 000 Promedio de LGN Producido Lote 57
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2023]
14
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
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.
Gráfico 17. Ventas de Gas Natural Promedio por Mes (en MMPCD)
En el Gráfico 17 se muestran los promedios de venta mensual por cada uno de los lotes durante el tercer trimestre del 2023, el gas natural del Lote 56 es destinado para la exportación y el gas natural del Lote 88 es para el consumo Interno.
Set
959,5
Ago
933,5
El detalle por tipo de actividad de cada consumidor del mercado nacional se observa en el Gráfico 18:
MMPCD
Jul
820,7
333,6
128,8
182,2
Ventas Lote 88
Ventas Lote 56
Gráfico 18. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T3-2023, 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 19, se observa un nivel de ventas estable, con un aumento en el tercer trimestre del 2023, debido al periodo de estiaje. Gráfico 19. Ventas y Consumo Mensual de Gas Natural (en MMPCD) 1 200
MMPCD
Ventas y Consumo GN - Mercado interno
1 000
46,4
45,6
2,6
800
Contrato Interrumpible: 140,19
Contrato Firme: 896,41 79,0
181,6
233,2
137,9
212,8
75,7
89,2
600
400 848,5
849,3
892,2
950,2 816,4
713,8
662,2
Ene23
Feb23
758,5
683,6
807,2
820,7
933,5
959,5
Ago23
Set23
200
0
Set22
Oct22
Nov22
Ventas Lote 88
Dic22
Disponible Lote 88
Mar23
Abr23
Contrato Firme
May23
Jun23
Jul23
Capacidad Interrumpible
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]
15
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 20 como un promedio diario para cada uno de los meses del 2022 y 2023. Gráfico 20. Reinyección de Gas Natural por Lotes (en MMPCD)
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Gas Natural Reinyectado
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2023]
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 21 se observa el promedio mensual de producción por lote en Planta Malvinas, así como la curva de tendencia del Indicador de Procesamiento de Planta Malvinas (IPM) el cual se calcula sobre la capacidad de diseño de Planta Malvinas la cual es 1 680 MMPCD. Gráfico 21 Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en MMPCD) MMPCD Lote 88 2100 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1
Lote 56 1,0
Lote 57 1,0
1,1 1,1 1,1 1,1
1,2
IPM
1,1
1,1 1,0 1,1
1,0 0,8
0,8
1600
0,8
0,7
0,8
0,6
0,6
1100
0,4 600
0,2
0,0
100 Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul
2022
Ago Set
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul
Ago Set
2023
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2023]
16
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
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 22 se puede observar el volumen de los líquidos de gas natural procesados en la Planta Pisco al tercer trimestre del 2023, 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 22. Líquidos de Gas Natural Procesados por Lote y capacidad de Diseño de Planta Pisco (en MBPD) 140,0 MBPD 120,0
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
0,0 Oct 22
Nov 22
Dic 22
Ene 23
Lote 88
Feb 23
Mar 23
Abr 23
Lote 56
May 23
Jun 23
Jul 23
Ago 23
Set 23
Capacidad de Diseño Planta Pisco (MBPD)
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2023]
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 Destilado Medio En el Gráfico 23 se muestra la producción promedio mensual de la Planta Pisco, donde se evidencia una producción estable en los meses del tercer trimestre 2023. Gráfico 23. Productos Finales Obtenidos del Procesamiento de Líquidos de Gas Natural (en MBPD) MBPD
Promedio de Propano
Promedio de Butano
Promedio de Nafta
Promedio de Destilado Medio
100 10,03
80
9,14
37,63
32,68
40
12,94
8,37
8,68
40,31 60
10,26
15,59 15,11
37,90 34,60
13,55
6,56
37,56
6,10
5,95
5,13
4,40
3,50
3,72
3,88
3,46
34,76 34,95 33,93 32,66 31,07 33,05 32,01
15,82 13,54 12,90 13,43 13,88 13,29 12,71 13,68 13,79
2,39
22,84 10,04
20
27,54
33,82 32,10 29,19 31,70 31,11 29,68 30,83 31,11 30,66 29,44 31,05 31,07
32,03
2,36
24,84 14,90 11,88
22,75 24,98
31,94
0 Jul Trim.1 Trim.2 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, 2023]
17
Ago Trim.3
2023
Set
La concesión de Transporte de Gas Natural por ductos está a cargo de Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP). En el Gráfico 24 se representa el volumen promedio diario transportado para mercado interno y PLNG, por cada mes y año. El volumen promedio transportado mensualmente hasta el tercer trimestre del 2023 se encuentra representado en el Gráfico 25, en el cual también se compara con el mismo periodo del año anterior. El promedio diario de Gas Transportado (GT) durante el tercer trimestre del 2023 presenta un aumento de alrededor de 25,75% respecto al mismo trimestre del año anterior. Gráfico 24. Gas Natural Transportado (en MMPCD) MMPCD 1400 1200 1000 800 600
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
TRANSPORTE Transporte de Gas Natural
400 200
2018
2019
2021
Promedio de Mercado Interno
2022
Set
Jul
May
Ene
Mar
Nov
Jul
Set
May
Ene
Mar
Set
Nov
Jul
May
Ene
2020
Mar
Nov
Jul
Set
May
Ene
Mar
Set
Nov
Jul
Mar
May
Ene
Nov
Jul
Set
May
Ene
Mar
0
2023
Promedio de PLNG
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de TgP al OSINERGMIN, 2023]
Gráfico 25. Comparación de Gas Natural Transportado para Mercado Interno y PLNG, T3-2022 vs T3-2023 (en MMPCD)
MMPCD
1600
1400 642,63
1200 1000 800
355,38 96,33
280,24
333,36
202,18
600 400
783,65
770,21
785,05
854,40
810,64
2022
2023
2022
2023
2022
886,78
200 0
Jul
Ago
Promedio de Mercado Interno
2023 Set
Promedio de PLNG
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de TgP, OSINERGMIN, 2023]
18
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Capacidad de Transporte Disponible TGP, concesionaria del servicio de transporte de gas natural por ductos, realiza ofertas públicas para celebrar contratos de transporte de gas natural, una de las modalidades de dicha contratación es la de servicio a firme, en los que asigna Capacidad Reservada Diaria (CRD) a las empresas contratantes. En el Gráfico 26, se observan niveles irregulares del volumen transportado, que muestran un incremento durante el cuarto trimestre de 2022 y tercer trimestre de 2023, sobrepasando la capacidad contratada a firme debido a una prolongada temporada de estiaje en el caso del cuarto trimestre de 2022. En amarillo se muestra la CRD no utilizada por los consumidores nacionales. Gráfico 26. Capacidad de Transporte de Gas Natural no Utilizada en el Mercado Interno (en MMPC)
MMPCD 1 000 900
789,79
789,79
789,79
800
783,43
113,86
700
790,58
790,58
73,53
161,28
790,58
792,52
792,52
799,59
803,15
803,15
864,96
899,29
Ago-23
Set-23
20,06
37,37 163,78
600 500
400
877,09
816,43
880,79
810,99
300
669,57
629,30
Ene-23
Feb-23
717,05
779,53
755,16 626,80
200 100 0 Oct-22
Nov-22
Dic-22
Mar-23
Volumen Medido por Empresa Receptora
Abr-23
May-23
Jun-23
Capacidad No Utilzada
Jul-23
Capacidad Contratada a Firme
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2023]
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 27 se observa la composición porcentual del gas natural transportado por TGP en los últimos cinco años, estos valores corresponden a los monitoreados en el City Gate de Lurín. Gráfico 27. Composición Porcentual del Gas Natural Transportado en el City Gate Lurín (en MMPCD)
% Molar 100,00 98,00
0,07 0,07 0,08 0,07 0,07 0,09 0,10 0,12 0,13 0,25 0,26 0,26 0,26 0,24 0,24 0,26 0,26 0,28 1,11 1,10 1,13 1,12 1,10 1,13 1,14 1,11 1,05
96,00 94,00
9,00
8,87
9,05
8,78
8,83
8,86
8,77
8,80
8,86
89,55
89,65
89,52
89,79
89,68
89,68
89,79
89,73
89,68
Jul
Ago
Set
92,00 90,00 88,00 86,00
84,00 82,00
80,00 Trim.1
2019
2020
2021
2022
Promedio de Metano
Promedio de Etano
Promedio de CO2
Promedio de C3+
Trim.2
Trim.3
2023
Promedio de N2
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural. [Fuente: Certificados de Entrega TgP Reportadas al OSINERGMIN, 2023]
19
Gráfico 28. Volumen Transferido Entre Empresas Receptoras (en MMPCD)
Las transferencias de capacidad de transporte de gas natural se dan por Acuerdos 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.
MMPCD 32
17,25 15,64 17,46 21,10 31,71 36,18 29,60 36,21 14,91 17,16 12,94 9,85 11,45 10,50 16,51 21,65 21,65 27,21 22,38 30,05 25,83 20,96 22,18 4,31
24
16
8
Set-23
Jul-23
Ago-23
Jun-23
Abr-23
May-23
Feb-23
Mar-23
Dic-22
Ene-23
Nov-22
Set-22
Oct-22
Jul-22
Ago-22
Jun-22
Abr-22
May-22
Feb-22
Mar-22
Dic-21
Ene-22
Oct-21
Nov-21
0
El volumen transferido entre empresas receptoras se muestran en el Gráfico 28. Estos valores son referenciales debido a que no se transfiere la misma cantidad todos los días.
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2023]
Gráfico 29. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante setiembre-2023 (en MMPCD) MMPCD 4,00
3,65
En el Gráfico 29 se detallan las transferencias realizadas entre las empresas como un promedio diario durante el mes de setiembre del 2023. Los valores negativos de transferencia se refieren a las empresas que cedieron capacidad de transporte a las empresas receptoras que tienen valores positivos.
3,00 2,00 1,00
0,49
0,13
0,04
0,00
-0,02
-0,14
-1,00 -2,00
-1,90
-2,25
-3,00
Contugas S.A.C.
ENEL Generación Peru S.A.A.
Fenix Power Peru S.A.
GNLC S.A.
Limagas Natural Perú S.A.
Minsur S.A.
PRODUCTOS TISSUE
UNACEM S.A.A.
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Mercado Secundario de Gas Natural (Transferencias)
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural. [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2023]
Durante el tercer trimestre del 2023, hubo un descenso en el mes de setiembre 2023 en las transferencias del mercado secundario. Según la información disponible a la fecha, los volúmenes totales transferidos que fueron cedidos a empresas receptoras entre setiembre de 2021 y setiembre de 2023 se muestran en el Gráfico 30. Gráfico 30. Volumen de Transferencia entre Empresa Receptora. Promedio Mensual (en MMPC/mes) MMPC/mes 1200
1122,4
1121,5
931,6
888,0
843,4
900
774,8
888,1 671,1 541,2
534,8
600
469,2
532,1
654,0
649,9
687,5
671,3 511,9
606,2
401,1
541,6
354,8
447,4 300
315,0
295,4
129,3
Set-23
Jul-23
Ago-23
Jun-23
Abr-23
May-23
Mar-23
Feb-23
Ene-23
Dic-22
Nov-22
Oct-22
Set-22
Jul-22
Ago-22
Jun-22
May-22
Abr-22
Mar-22
Feb-22
Dic-21
Ene-22
Nov-21
Set-21
Oct-21
0
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2023]
20
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
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. El consumo total de gas natural tuvo una considerable disminución en el año 2020 debido a la emergencia provocada por el COVID-19. Sin embargo, en el año 2021 hubo una significativa recuperación, llegando a un récord histórico en el tercer trimestre de 2023. Se observa niveles de consumo promedio estables en el tercer trimestre del 2023 de acuerdo a la temporada de Estiaje. Gráfico 31. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea 2016 – 2023 (en MMPCD) MMPCD 900 800 700 600 500 400
487,99
443,27 353,41
336,82
382,86
373,43 316,22
300 200 100
152,93
136,49
133,88
66,31
67,56
71,46
11,12
14,82
18,64
160,69
155,59
146,22
112,78 66,48 31,62
53,41 25,15
48,18 22,52
72,27 38,44
0 Set-16 Mar-17 Set-17 Mar-18 Set-18 Mar-19 Set-19 Mar-20 Set-20 Mar-21 Set-21 Mar-22 Set-22 Mar-23 Set-23 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 tercer trimestre del 2023, en comparación con el mismo periodo del año anterior, los sectores Generadores Eléctricos, GNV y Residencial/Comercial incrementaron su consumo promedio en 59,43 MMPCD; 2,77 MMPCD y 7,50 MMPCD respectivamente, mientras que el sector industriales redujo su consumo promedio en 25,20 MMPCD. En el Gráfico 32 se comparan los consumos promedios por sectores del tercer trimestre del 2022 y 2023. Gráfico 32. Consumo Promedio del Trimestre 2023-3 del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – (en MMPCD)
Promedio 2022-3
Promedio 2023-3
523,67 66%
583,10; 69%
69,57 9%
168,29 21%
33,84 4%
72,34; 9% 41,34 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]
21
143,09; 17%
Gráfico 33. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – T3-2022 vs T3-2023 (en MMPCD) MMPCD 900,00
43,90
40,57 30,13
750,00
70,85
600,00
39,53
35,01
71,90
68,61
170,24
123,54
166,17
514,36
539,02
517,87
2022
2023
2022
36,38
71,83
73,28
69,26
160,68
145,05
168,47
450,00
300,00
600,21
610,06
538,77
150,00
0,00 Jul
2023
2022
Ago
2023 Set
Trim.3 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]
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
En el Gráfico 33 se muestra el consumo promedio mensual de gas natural en el país durante cada uno de los meses del tercer trimestre del 2022 y 2023, se evidencia aumento del consumo del 2022 al 2023 en casi todos los sectores, siendo solo menor el consumo del sector Industrial.
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 2023-3, como se puede apreciar son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores. Gráfico 34. Demanda de Gas Natural de Camisea Estimada por Sectores de las Concesiones de Distribución.
GAS NATURAL DE LIMA Y CALLAO S.A.
CONTUGAS S.A.C.
MMPCD
GASES DEL PACÍFICO S.A.C.
MMPCD
36,60 5%
69,12 9%
123,10 15%
Principal uso: Generación Eléctrica 71% del Consumo Total: 801,80 MMPCD
1,38 5%
Principal uso: Industriales 46% del Consumo Total: 26,00 MMPCD
3,48 93%
4,50 54%
12,02 46%
2,50 10%
MMPCD
MMPCD
572,99 71%
10,11 39%
PETRÓLEOS DEL PERÚ S.A.
0,00 0%
0,72 9%
3,10 37%
Principal uso: Industriales 54% del Consumo Total: 8,32 MMPCD
0,26 7%
Principal uso: Industriales 93% del Consumo Total: 3,73 MMPCD
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria]
22
Suministro de Gas Natural a la Planta Melchorita La Planta de Melchorita procesó un total de 39 075 618,2 MMPC de gas natural durante el tercer trimestre del 2023, produciendo con este volumen 1 569 980,6 m3 de Gas Natural Licuado. En el mismo periodo del 2022, la planta procesó 19 299,6 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 769 274,4 m3 de GNL. En el Gráfico 35 se muestra como promedio mensual la producción diaria de GNL en m 3. En el tercer trimestre del 2023 se observa que el promedio de GNL producido en la Planta Melchorita se redujo en los meses de julio y agosto debido a parada de planta para la ejecución de trabajos de mantenimiento programados, mientras que en el mes de setiembre se presentan valores normales. Gráfico 35. Gas Natural Licuefactado Producido en la Planta Melchorita, Promedio Mensual 2014-2023 (en m3/día)
m3/día 28 000 24 000
4 000
26 761,41 10 077,16
14 669,24
25 833,19
21 910,21
Feb Mar Abr May Jun
27 391,45
27 474,18
Ene
26 437,54
29 231,92
21 689,43
8 000
16 534,39
24 481,94
24 869,97
23 579,03
25 162,13
12 000
26 275,46
16 000
22 326,99
20 000 25 050,92
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO
0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Jul
Ago
Set
2023
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2023]
Volumen de Gas Natural Exportado Shell International Trading Middle East (SITME) es el responsable de la exportación a mercados internacionales y quien determina el destino de las cargas de GNL, ello lo realiza por medio de barcos especialmente acondicionados, denominados buques metaneros. En la Ilustración 5 se muestra el volumen total exportado, por país de destino, en el tercer trimestre 2023. Ilustración 5. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T3-2023 (en m3)
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Estadísticas, web de Perupetro, 2023]
23
En el Gráfico 36 se muestran en detalle las fechas de cada uno de los embarques que se realizaron durante el tercer trimestre del 2023 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.
Despacho de GNL a Camiones Cisterna
Gráfico 36. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T3-2023 (en m3)
Set
En el Gráfico 37 se muestran los despachos diarios de GNL vendidos por Shell GNL Perú S.A. durante el tercer trimestre del 2023 desde la Estación de Carga (TLF) de Perú LNG S.R.L. (Planta de licuefacción Melchorita). Para una mejor visualización, se presenta el Gráfico 38, donde se tiene el total de GNL cargado y el número de camiones cisternas. Gráfico 37. Total Diario Despachado de Gas Natural Licuefactado en el T3-2023 (en m3)
30-Set
163 052,91
23-Set
152 941,61
17-Set
168 931,71
10-Set
169 166,61
05-Set
169 923,08
28-Ago
139 985,23
Ago
587,57
20-Ago
80 563,66
25-Jul
73 295,18
Set
550,47 29-Set 742,18 637,33 27-Set 544,03 595,12 25-Set 636,88 647,54 23-Set 685,98 729,29 21-Set 495,38 542,47 19-Set 679,09 578,01 17-Set 787,05 679,76 15-Set 540,25 540,92 13-Set 588,23 544,69 11-Set 600,89 497,60 09-Set 499,82 504,26 07-Set 727,74 441,40 05-Set 542,92 502,04 03-Set 641,55 486,27 01-Set 396,97 692,86 30-Ago 684,20 596,67 28-Ago 644,43 588,23 26-Ago 551,36 545,58 24-Ago 442,06 534,92 22-Ago 450,06 485,60 20-Ago 545,14 533,36 18-Ago 590,01 549,80 16-Ago 626,89 842,36 14-Ago 686,64 878,57 12-Ago 883,46 858,80 10-Ago 894,34 867,69 08-Ago 865,91 674,65 06-Ago 698,64 534,47 04-Ago 628,88 540,47 02-Ago 386,31 703,08 31-Jul 597,78 295,89 29-Jul 594,23 447,39 27-Jul 569,57 736,62 25-Jul 597,12 632,88 23-Jul 735,96 739,07 21-Jul 727,74 507,37 19-Jul 500,04 735,74 17-Jul 599,12 735,07 15-Jul 645,77 633,55 13-Jul 685,98 448,73 11-Jul 694,42 590,90 09-Jul 389,64 693,31 07-Jul 636,66 771,94 05-Jul 639,99 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural 590,90 03-Jul [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 635,77 2023] 501,38 01-Jul
11-Jul
160 843,29
Jul
166 686,86
08-Jul
97 778,77
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2023] Gráfico 38 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T3-2023 (en m3)
Ago
Jul
17-Jul
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Embarques de Gas Natural Licuado
20000
19 013,60
19 699,35 17 776,71
18000
16000
14000
12000
10000
384
398 361
8000
6000
4000
2000
0
Jul Ago .Limagas. .Quavii. Número de Despachos
Set .Petroperú. Total Despachado(m3)
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2023]
24
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
SUMINISTRO DE GNL EN AMÉRICA En 2022, Estados Unidos continuó liderando los incrementos de suministro de GNL, aportando 8,4 TM de GNL al mercado, de un total de 16,9 TM a nivel mundial. El suministro de GNL de Estados Unidos creció un 12,6% gracias al Tren 6 del proyecto de licuefacción Sabine Pass y la puesta en servicio del Calcasieu Pass. Sin embargo, el mantenimiento en algunas plantas de licuefacción y la interrupción en la instalación de Freeport llevaron a un incremento del suministro de los Estados Unidos inferior al esperado Las importaciones en la región de América en 2022 se redujeron en 39,6% (-7,1 TM) a 10,9 TM. Los países latinoamericanos experimentaron un aumento en las importaciones de GNL en 2021 debido a sequías históricas pero las redujo en 2022 dada la mejor disponibilidad de energía hidroeléctrica. Las importaciones en Brasil cayeron un 72,6% (-5,1 TM) debido a las fuertes lluvias que reforzaron los niveles de los embalses hidroeléctricos durante el año. Argentina también experimentó una caída del 34,1% en las importaciones de GNL (-0,9 TM) con precios de GNL elevados que provocaron un aumento de la producción nacional. El país ahora está buscando oportunidades para exportar GNL. Por su parte, Chile fue el mayor importador de GNL en la región en 2022 con un total de 2,5 MT de importaciones netas de GNL, sin embargo también experimentó una caída del 21,7% (-0,7 TM) en comparación con 2021, ya que el país incrementó sus importaciones de gas por gasoducto desde Argentina. Las importaciones mexicanas registraron una caída de 0,2 TM (una reducción de 35,3%) ya que el país incrementó las importaciones de gas natural por gasoducto desde EE.UU., el país continúa su tendencia a volverse menos dependiente de Importaciones de GNL. De otro lado, Colombia, Jamaica y Panamá experimentaron incrementos en las importaciones de GNL en 2022. El Salvador se unió al mercado de importación de GNL en 2022 con 0,3 TM de GNL importadas a través del terminal flotante de regasificación de GNL de Acajutla. Ilustración 6. Mapa de GNL en América
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: GIIGNL Annual Report 2023, julio 2023]
25
Lote 88 — Operador: Pluspetrol Perú Corporation S.A. La reducción de las reservas probadas desarrolladas del Lote 88 observadas en el Gráfico 41 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 905,70 MMPCD de gas húmedo en el tercer trimestre de 2023. Como se puede apreciar, la producción de gas natural seco en el año 2022 ha sido alrededor de 0,281 TCF; considerando que se mantiene esta producción y las últimas reservas probadas (RP) al 31 de diciembre 2022, tendríamos gas natural disponible en el mercado local para veinte años más (escenario conservador). Esta proyección podría variar de acuerdo a la evolución de la Producción en el año 2023 y a la incorporación de proyectos futuros que generen crecimiento de la demanda de gas natural. Gráfico 39. Reservas y Producción Acumulada. Lote 88 (en TCF)
TCF 10,190
Años
10,099
10,020
9,732
10,0
55
50
Producción Acumulada
Producción
Reservas PND
30
25 21 5,603
0,259
20 20 5,378
0,259
Reservas PD
0,225 4,076
2,208
40
5,637
0,281 3,851
2,296
4,078
3,570
4,797
4,18326
5,862
0,248
4,691
28
6,286
3,323
2,637
5,428
0,229
2,155
3,929
0,2542,409
0,0
2,122
4,076
0,234
2,216
0,221 1,921
2,0
0,184 1,699
4,0
2,242 30
1,943
6,479
0,208
5,803
7,898
6,740
3,115
6,023
3,377 38
38
0,245
7,974
43
2,870
45
6,933
0,233
8,0
6,0
60
8,805
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
RELACIÓN RESERVAS Y PRODUCCIÓN – BALANCE VOLUMÉTRICO
10 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.
(*)
Lote 56 — Operador: Pluspetrol Perú Corporation S.A.
En 2004, se otorgó el Lote 56 mediante negociación directa al consorcio formado por Pluspetrol, donde se estableció que el gas extraído 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 213,50 MMPCD de gas húmedo en el tercer trimestre de 2023. En el Gráfico 40 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 (RP) al 31 de diciembre del 2022, se tendría produciendo el Lote 56 por siete años más. Esta proyección podría variar debido a la evolución de la Producción en el año 2023.
(**)
En los años 2021 y 2022, la producción de gas de los lotes 56 y 57 se vio afectada por paradas de planta en las instalaciones de Perú LNG (Planta Melchorita) por lo que dichos años no se considerarán para la proyección de las reservas en dichos lotes.
26
Años 25
TCF 2,756 2,427 1,949
14 13
12
1,766
1,304
1,403
1,489
1,530 11
1,363
1,878
11
1,199 9
1,792
1,663
0,615
1,256
1,092
1,000
13 0,838
13 1,677
0,931
1,248
1,482 0,744
1,297
1,150
0,951
0,126
0,806
0,164
0,618
0,162
0,000
0,187
0,661
1,111
0,148
0,500
Producción Acumulada
15
1,991
1,566 12
0,241
0,066
Producción
0,086
1,500
2,076
0,048
1,009 8 0,737 0,273
10
0,924 7 5
0,652 0,273
0,085
2,111
1,275
0,129
2,000
20
2,295
0,113
2,500
0,133
3,000
0,225
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Gráfico 40. Reservas y Producción Acumulada. Lote 56 (en TCF)
0
Reservas PND
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin]
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 157,14 MMPCD de gas húmedo en el tercer trimestre de 2023. Considerando una producción promedio anual de 0,064 TCF (2020) (**) y las últimas reservas probadas (RP) al 31 de diciembre 2022, el Lote 57 podría producir gas natural para diecisiete años más, tal y como se observa en el Gráfico 41. Esta proyección podría variar de acuerdo a la evolución de la Producción en el año 2023. Gráfico 41. 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
25
1,2
23
0,8
22
1,075
21
1,006
1,055
25
1,125
1,0
1,117
30
1,360
0,964
1,071
20
18
17
0,828
0,778
0,6
10
1,031 0,4 0,2 0,0
15
0,063 0,050
0,478 0,118 0,055
31/12/2016
31/12/2017
Producción Acumulada
0,308
0,351
0,065
0,396 0,064
0,396 0,043
31/12/2019
31/12/2020
31/12/2021
0,478 0,179
0,396 0,244
0,061 31/12/2018
Producción
Reservas PND
0,459
0,408
5
0,297 0,058
0,297 0,051
31/12/2022
30/09/2023
Reservas PD
0
RP/P
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin]
27
(**)
En los años 2021 y 2022, la producción de gas de los lotes 56 y 57 se vio afectada por paradas de planta en las instalaciones de Perú LNG (Planta Melchorita) por lo que dichos años no se considerarán para la proyección de las reservas en dichos lotes.
En la actualidad existen 6 concesiones de gas natural (02 de transporte y 04 de distribución). 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, 2023
GASNORP
Tabla 6. Contratos de Concesión vigentes a septiembre 2023. Chiclayo Pacasmayo
Trujillo
QUAVII
Chimbote GNL
Huaraz
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
CONTRATOS DE CONCESIÓN Mapa de Concesiones
TGP GN Y LGN
CALIDDA Huanta Abancay
CONTUGAS
PETROPERU (*) 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.
Ilo
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN
Respecto de las concesionarias de distribución es importante señalar su composición accionaria. En el siguiente gráfico se puede observar cómo está conformada cada empresa de acuerdo a la información remitida por las Concesionarias de Distribución sobre sus accionistas. Gráfico 42. Composición Accionaria de las Concesiones de Distribución
Gráfico 43. Participación Accionaria en las Concesiones de Distribución % DE PARTICIPACIÓN DE LOS ACCIONISTAS EN LA DISTRIBUCIÓN DE GN Surtigas 0,24%
Grupo Energía Bogota 57,13% Otros 1,490%
TGI 1,25%
PROMIGAS 41,38%
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 septiembre del Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN
28
En el marco del cumplimiento de las obligaciones dispuestas en los contratos de concesión otorgados por el Estado y aquellos derivados de procesos de promoción de inversiones en el sector energía, cuya supervisión es competencia de la DSGN, se presentan algunos aspectos 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 44 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT. Gráfico 44. Primer Plan de Conexiones, Concesión Norte.
N° Conectados
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Compromisos Contractuales
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 según lo reportado por la concesionaria. El plazo para el año 5 contractual culminó el 27 de junio de 2023 para las localidades de Chimbote y Huaraz; y el 07 de julio de 2023 para las demás localidades (sujeto a supervisión). Gráfico 45. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), GASES DEL PACIFICO 5 500
4 682
4 734
5 000
Avance Trujillo BOOT Trujillo
Avance Chiclayo
4 500
BOOT Chiclayo Avance Chimbote
4 000
BOOT Chimbote Avance Cajamarca
3 500
BOOT Cajamarca 3 000
Avance Huaraz BOOT Huaraz
2 500
Avance Lambayeque
BOOT Lambayeque
0
128
164
163
238
400
BOOT Pacasmayo
590
914
380
500
674
1 500 1 000
Avance Pacasmayo
1 184
1 614
2 000
0 Año 5
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural. [Fuente: Reportes Conectados Gases del Pacífico al Osinergmin]
29
Gráfico 46. 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
Piura
1 812
3 080
3 080
5 798
5 798
5 798
5 509
6 161
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
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
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 46 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contrato de Concesión de Gas Natural Región Piura]
Al respecto, en el gráfico 47 se muestra el avance de conectados del Año 1, hasta el 13 de septiembre del 2023, fecha final del Año 1 según lo reportado por la concesionaria (sujeto a supervisión). Es preciso señalar que la Sociedad Concesionaria empezó a operar desde la ETAPA (29/04/2021) en las localidades de Sullana, Talara y Piura y desde la POC (14/09/2022) en todas las demás localidades. En ese sentido, los consumidores conectados desde la ETAPA son considerados como avance de la meta del Año 1. Gráfico 47. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), Gasnorp
11000
10 197 10000 Avance Paita
9000
BOOT Paita
8000 Acance Piura
7000
BOOT Piura
6000
Avance Sechura
5000
BOOT Sechura
4000
Avance Sullana
3000
BOOT Sullana
2 608
Avance Talara
1 828
1 812
2000
1 092 1000
0
0
178
578 0
BOOT Talara 346
Año 1 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Conectados Gasnorp al Osinergmin]
30
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Régimen Contractual de Gas Natural en Camisea En el mercado peruano la forma de adquirir gas natural depende de la categoría de consumidor que califique el interesado. La calificación de consumidor independiente (consumo > 30 000 m3/d) permite que el interesado pueda negociar y celebrar contrato directamente por la compra del gas natural con el productor, participar en el proceso oferta pública por el servicio de transporte del gas natural por consiguiente tendrá un contrato para cada segmento. A diferencia del consumidor regulado (consumo < 30 000 m3/d) quien sólo contará con un contrato suscrito con el distribuidor, en el cual se incluirá el precio medio del gas natural, el costo medio de transporte y la tarifa por la distribución del gas natural. De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta septiembre de 2023 entre TGP y los usuarios independientes tenemos el siguiente gráfico. Gráfico 48. Capacidad Contratada de Transporte Firme. TgP (en MMPCD) MMPCD
920
920
215,77
213,62
920
920
920
920
920
217,00
217,00
217,00
204,00
204,00
82,4
78,4
78,4
78,4
78,1
900 800 700 600
86,4
86,8
501,0
501,0
473,9
473,9
473,9
471,7
471,7
Oct-23
Ene-24
Abr-24
Jul-24
Oct-24
Ene-25
Abr-25
500
400 300
200 100 0
Jul-23
Generador
Industrial
Distribuidor
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 julio 2023 hasta su término de vigencia. Gráfico 49. 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
Jul-23
Jun-24 Kallpa
May-25
Abr-26
SDF Energia
Mar-27 ENGIE
Feb-28 Egesur
Ene-29
Dic-29 Fenix Power
Nov-30
Oct-31
Termochilca
Set-32
Ago-33
ENEL
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Transporte de TGP al Osinergmin}
31
Gráfico 50. Volumen Contratado de Suministro para GGEE. Pluspetrol (en MMPCD) MMPC 600
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR S.A. - EGESUR
45,03
SDF ENERGÍA S.A.C.
500
85,9
TERMOCHILCA S.A.C.
FÉNIX POWER PERÚ S.A.
400
137,76
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
300
ENEL GENERACIÓN PERU S.A.A. KALLPA GENERACIÓN S.A.
140,00 200
100
175,42 0 Jul-23 Ene-24 Jul-24 Ene-25 Jul-25 Ene-26 Jul-26 Ene-27 Jul-27 Ene-28 Jul-28 Ene-29 Jul-29 Ene-30 Jul-30 Ene-31 Jul-31 Ene-32 Jul-32 Ene-33
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
De acuerdo a los contratos de suministro suscritos entre Pluspetrol y los usuarios independientes, en el caso de generadores eléctricos, en el gráfico 50 se muestran las capacidades contratadas de suministro desde julio 2023 hasta su término de vigencia.
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. En el primer trimestre de 2024, Cerámica San Lorenzo S.A.C., Engie Energía Perú S.A. y Softys Perú S.A.C. reducen su CRD en 1,24; 27,06 y 1,59 MMPCD respectivamente. Gráfico 51. Contratos de Suministro vs. Contratos de Transporte. (en MMPCD)
MMPCD 900 800 700
600 500 400 300 200 100 0 Jul-23
Abr-24
Ene-25
Oct-25
Jul-26
Contratos Transporte
Abr-27
Ene-28
Oct-28
Jul-29
Abr-30
Ene-31
Contratos Suministro
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERMGIN
32
Gráfico 52. Volumen Contratado de Suministro y Transporte para Cálidda (en MMPCD)
MMPCD 250 220,00
220,00
197,00
197,00
220,00
200
150
126,78
100
75,70
50
Contratos Transporte
Abr-33
Jul-32
Oct-31
Ene-31
Abr-30
Jul-29
Oct-28
Ene-28
Abr-27
Jul-26
Oct-25
Abr-24
Ene-25
0 Jul-23
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
De acuerdo a los contratos de suministro y de transporte suscritos entre Cálidda con Pluspetrol y TGP respectivamente, en el gráfico 52 se muestran las capacidades contratadas desde julio 2023 hasta su término de vigencia.
Contratos Suministro
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Suministro y Transporte al Osinergmin}
De acuerdo a los contratos de suministro y de transporte suscritos entre Contugas con Pluspetrol y TGP respectivamente, en el gráfico 53 se muestran las capacidades contratadas desde julio 2023 hasta su término de vigencia. Gráfico 53. Volumen Contratado de Suministro y Transporte para Contugas (en MMPCD)
MMPCD 40 35 30
28,82
28,82
28,82
28,82
28,82
28,82
28,82
28,82
25 20
20,00
18,77 16,62
15 10
7,00
5
Contratos Transporte Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERMGIN
33
Contratos Suministro
Abr-33
Jul-32
Oct-31
Ene-31
Abr-30
Jul-29
Oct-28
Ene-28
Abr-27
Jul-26
Oct-25
Ene-25
Abr-24
Jul-23
0
En la antepenúltima Oferta Pública realizada, corresponde a la 24ta edición, el Acto de adjudicación de capacidad de transporte para la Contratación del Servicio del servicio de Transporte Firme de gas natural, se realizó el 15 de julio de 2022, se adjudicaron 17,19 MMPCD de capacidad. En la penúltima Oferta Pública realizada, corresponde a la 25ta edición, el Acto de adjudicación de capacidad de transporte para la Contratación del Servicio del servicio de Transporte Firme de gas natural, se realizó el 13 de enero de 2023, se adjudicaron 16,51 MMPCD de capacidad. En la 26ta edición de Oferta Pública realizada, el Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizó en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de Bases (08-06-2023, 09:00 horas) y contó con la presencia de un Notario Público no habiéndose presentado observaciones a las solicitudes. El Acto de Adjudicación de Capacidad de Transporte e inicio del periodo de negociación de Contratos de Servicio de Transporte adjudicados se realizó el 27 de junio del 2023, 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 (27-06-2023, a las 10:00 horas). De dichas actas se puede observar que las empresas que presentaron sobres con solicitudes de capacidad fueron: Tabla 7. Capacidades en la 26ta Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural.
CAPACIDAD OFERTADA Fecha de disponibilidad
27/07/2023
m3/día
3 339 729
CAPACIDAD DISPONIBLE
CAPACIDAD SOLICITADA Y ADJUDICADA
MMPCD
120,06
02/11/2023 01/01/2024 08/01/2024
4 248 56 634 35 200
0,15 2,00 1,24
02/02/2024
1 465 863
51,77
12/02/2024 TOTAL
102 506 5 004 180
3,62 176,72
Empresa Fecha Inicio Solicitante Kallpa Generación 01/08/2023 S.A. Grifos Espinoza S.A 01/08/2023 Cerámica San Lo15/11/2023 renzo S.A.C.
Engie Energía Perú 02/02/2024 S.A. Contugas S.A.C. 12/02/2024
m3/día
MMPCD
64 000
2,26
36 764
1,30
10 000
0,35
700 000
24,72
198 218 1 008 982
7,00 35,63
m3/día
MMPCD
3 995 198
141,09
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural
Gráfico 54. Demanda Comprometida de Transporte de Gas Natural hasta la 26ta Oferta Pública
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Actas de Adjudicación Ofertas Públicas de TGP]
34
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Mecanismo de Racionamiento para el abastecimiento de Gas Natural al mercado interno ante una declaratoria de emergencia De acuerdo a lo establecido en el DS 017-2018-EM del 23 de julio del 2018, ante situaciones que afecten y originen la imposibilidad de cubrir total o parcialmente la demanda de gas natural al mercado interno, el MINEM declara la emergencia mediante Resolución Ministerial y se activa el Mecanismo de Racionamiento con Resolución Directoral, el mismo que es de cumplimiento obligatorio para los Productores, los Concesionarios de Transporte de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, los operadores de Plantas de Licuefacción, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES) y los Consumidores de Gas Natural.
Declarada la Emergencia y activado el Mecanismo de Racionamiento, el productor debe realizar las asignaciones de volúmenes de gas natural, aplicando el orden de prioridad en la asignación de gas natural para los consumidores 1 y 2 según lo establecido en la norma. 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.
Consumidores 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
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural
35
Asignación de Gas Natural
Tabla 9. Mecanismos de Racionamiento en el Tercer Trimestre 2023
Resolución Directoral
Periodo del Mecanismo de Racionamiento
Causa
RD 212-2023-MINEM/DGH
25 de julio al 22 de agosto del 2023
Trabajos de mantenimiento programado en la Planta Malvinas
En relación al Mecanismo de Racionamiento activado por RD 212-2023-MINEM/DGH, a continuación, en el Gráfico 55, se muestran los volúmenes de gas natural autorizados por el Transportista y los volúmenes medidos para cada día operativo. Al respecto, se observa que las empresas consumieron un volumen ligeramente mayor al total autorizado por el Transportista, teniendo una variación de 0,01%. Cabe precisar que durante la vigencia de este Mecanismo de Racionamiento, hubo algunos días operativos en los cuales se aplicó restricciones en la asignación de gas natural al mercado interno Gráfico 55. Volúmenes Autorizados y Medidos durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 212-2023-MINEM/ DGH
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
En la Tabla 9, se muestra los Mecanismos de Racionamiento activados durante el tercer trimestre del 2023, detallando la Resolución Directoral, el periodo y la causa de los mismos.
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes diarios al Osinergmin}
El Gas Natural destinado a Perú LNG para exportación proveniente del Lote 56 durante el periodo de vigencia del Mecanismo de Racionamiento se muestra en el Gráfico 56. Gráfico 56. Volumen para consumo propio PERU LNG durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 212-2023-MINEM/DGH
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes diarios al Osinergmin}
36
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 57. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub 14 12 Set-2023 2,64
10
US$/MMBTU
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
INDICADOR DE PRECIOS DEL GAS NATURAL
8 6
4 2 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Indicador de Precios Henry Hub]
Producto Bruto Interno Perú Hacia el segundo trimestre del año 2023, el Producto Bruto Interno (PBI) a precios constantes del 2007, registró un descenso de 0,5 %, principalmente por la disminución de la demanda interna, así como, de las exportaciones de bienes y servicios, en un contexto de agudización de conflictos sociales y eventos naturales adversos.
2010
2017
2018
2019
2020
-0,4 2021
2022
-0,5
2,7 -11,1
2016
2,2
2015
4,0
2014
2,5
2013
4,0
5,9
2012
3,3
6,1
2011
2,4
6,3
8,3
13,3
Gráfico 58. Variación Anual (%) del PBI, Perú
2023-I 2023-II
[Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática]
Índice de Precios de Combustibles Tabla 10. Variación Porcentual Mensual de los Combustibles en el Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana: julio 2022 - junio 2023 GNV Vehicular Var. %
Gasolina Var. %
Petróleo Var. %
Oct
-7,7
Nov
-5,4
Dic
-2,8
Ene. 23
-4,8
Feb
3,0
Mar
-0,2
Abr
-3,1
May
0,8
Jun
-8,5
Jul
-9,3
0,0 0,6 0,5 -0,2 0,0 0,0 0,0 0,2 1,5 0,0 0,0 0,2
1,5 1,4 -5,3 -4,6 2,6 -1,9 -1,0 -2,8 -3,6 -2,0 9,0 3,9
6,9 0,6 -0,1 -2,5 -0,7 -2,6 -4,1 -6,9 -5,2 -1,0 3,2 4,2
Ago Set
26,5 13,3
Gas Propano Var. %
-1,6 -2,6 -1,4 -1,8 -0,9 0,8 -0,9 -0,9 -0,8 -2,3 -1,6 1,4
GN Var. %
0,0 1,8 -0,8 0,0 -0,4 0,0 -2,5 0,1 3,4 -3,4 -0,7 0,2
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática]
37
2023
GLP Vehicular Var. %
2022
Meses
Índice de Precios al Consumidor-Gas Natural Perú Gráfico 59: Índice de Precio al consumidor de Gas Natural - Índice Base Dic 2021=100,0 Setiembre
86,49
Agosto
86,30
Julio
86,94
Junio
89,99
Mayo
87,05
Abril
86,98
Marzo
89,24
Febrero
89,25
Enero
89,63
Diciembre
89,63
Noviembre
90,33
Octubre
88,76
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática]
Volumen
Presión
Convertir de
a
Multiplicar por
Barril (bbl)
metro cúbico (m³)
0,158988
Barril (bbl) Galones (gal) Galones (gal) Galones (gal) Litros (L) Litros (L) Metro cúbico (m³) Metro cúbico (m³) Pie cúbico (ft³) Pie cúbico (ft³) Pie cúbico (ft³)
a
Multiplicar por
bar (bar)
1,013
pascal (Pa)
1,013*105
PSI (lb/pulg2)
14,7
Convertir de
3,78541
Atmósferas (atm) Atmósferas (atm) Atmósferas (atm)
pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) galones (gal)
0,13376
Bar (bar)
0,001
Bar (bar)
atmósferas (atm) pascal (Pa)
Bar (bar)
PSI (lb/pulg2)
14,5
Pascal (Pa)
10-5
pie cúbico (ft³)
35,3147
barril US (bbl)
6,28981
Pascal (Pa)
bar (bar) atmósferas (atm) PSI (lb/pulg2)
0,028317
PSI (lb/pulg2)
0,178107
PSI (lb/pulg2)
pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) litros (L)
metro cúbico (m³) barril US (bbl) galones (gal)
5,61146 0,00378541
0,26417
Pascal (Pa)
2
7,4760
PSI (lb/pulg )
0,987 105
0,987*10-5 14,5*10-5
bar (bar) atmósferas (atm) pascal (Pa)
0,0689 0,0680 6,894*103
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Factores de Conversión de Unidades y Equivalencias
Equivalencias Usadas en GN
Energía Convertir de
a
Multiplicar por
BTU
Calorías (cal)
252,164
BTU
Joule (J)
1,055056*103
BTU
Kilowatt hora (KW.h)
2,9307*10
MMBTU
Gigajoule (GJ)
1,055
MMBTU
Kilocalorías (Kcal)
2,5191*105
Calorías (cal)
BTU
3,96567*10-3
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
-4
Convertir de 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)
ft³ Gas Natural (GN)
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
m³ Gas Natural (GN)
Kilowatt hora (KW.h)
Calorías (cal)
8,60421*105
MMBTU
Kilowatt hora (KW.h)
Joule (J)
3,6*106
MMBTU
ft³ Gas Natural (GN) ft³ Gas Natural (GN) m³ Gas Natural (GN)
a
Multiplicar por
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
BTU Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP)
1 000
MMBTU
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)
0,000172 0,0000235
0,0353 0,000608
0,00083 0,172 0,0235 1 000
26,4443
38
B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O
Abreviaturas y Simbología Utilizada Fuente: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS.
Gas Natural
1 MMPC
22,09 21,33 34,06 169,35 1 000 0,293 1 055
TM GLP TM GNL TM Carbón BEP MMBTU Gw-h GJ
1
m3
35,315
PC
ABREVIA -TURA
BEP
1
m3 GN
TM 46,877
PC GN
Petróleo
1
42
gal USA
158,98
litros
0,1589
3
Barril
1
7,19
TM
m
Bls
Millones de barriles equivalentes de petróleo
BCF
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
MMBTU
TM GLP
45,251
PC GN
1,17
TM de GNL
11,44
Bls
TM de carbón
39
0,0294
MMPC GN
4,97
BEP
31,336
MMBTU
Millones de BTU 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
3
m
Metro cúbico 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
MPCD
Miles de pies cubico por día
MMPC
Millones de pies cúbico
MMPCD
Millones de pies cúbico por día
BCF
Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos)
TCF
Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 pies cúbicos)
CARBÓN
1
British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica)
Gal
m3 STD
GLP
Barriles equivalentes de petróleo
MMBEP
BTU
1 327
DESCRIPCIÓN
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 2023.
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
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Copyright © Osinergmin – DSGN 2023
El Boletín Estadístico de Gas Natural es una publicación de la División de Supervisión de Gas Natural del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, Osinergmin. Editado por: División de Supervisión de Gas Natural Bernardo Monteagudo 222 Magdalena del Mar Teléfonos: (511) 224 0487, (511) 224 0488 Fax: (511) 224 0491 www.osinergmin.gob.pe
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