Boletín Estadístico de las actividades de la División de Supervisión de Gas Natural 2023 III

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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.

2


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.

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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

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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

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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

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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.

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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

B O L E T Í N E S TA D Í S T I C O

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

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 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

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


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