1
Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la División de Supervisión de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma trimestral los indicadores más relevantes en las actividades de explotación, producción, procesamiento, transporte de gas natural y líquidos de gas natural y estado de los contratos de concesión de gas natural, los cuales serán presentados en el Boletín Estadístico de Gas Natural, cuya publicación presentamos en formato digital y está disponible en la página web de OSINERGMIN. La industria de gas y líquidos de gas natural en nuestro país es una realidad que muestra un continuo crecimiento. Está presente en la manufactura de los principales sectores industriales y tiene impacto positivo sobre el crecimiento económico y socio-ambiental a futuro. Según veremos más adelante, existe en nuestro país un mercado de gas natural con un alto potencial de desarrollo.
2
Reservas de Gas Natural (10) Reservas de Líquidos de Gas Natural (11)
Transporte de Gas Natural por Lotes. (17) Capacidad Disponible de Transporte de Gas Natural (18)
Producción de Gas Natural Húmedo (12) Producción de Líquidos de Gas Natural (13) Disponibilidad de Suministro de Gas Natural (14)
Exportación de GNL (22) Embarques y Despacho de GNL (23)
Gas Natural Reinyectado (15) Gas Natural Procesado (15) Productos Finales por Planta (16)
Reservas/Producción (24) Producto Bruto Interno (34) Precios al Consumidor de Combustibles (34)
3
El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998 se concentró en la zona de Talara y se limitaba al procesamiento del gas asociado, este gas natural era usado básicamente para la generación eléctrica de las operaciones petroleras y para uso residencial en los campamentos de explotación de la costa norte. A partir de ese año se extendió a la selva central con el inicio de las operaciones del proyecto Aguaytía. Las labores de supervisión, estas eran desarrolladas por OSINERGMIN a través de la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos. Posteriormente, en agosto del 2004 se da inicio a las operaciones comerciales del Proyecto Camisea, dando lugar a un creciente desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país, lo cual impulsó a OSINERGMIN a replantear su organización creando así, en agosto del 2007, la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural, con la finalidad de atender la demanda de regulación y supervisión de las actividades del gas natural en el país. En el 2016, las actividades de supervisión de distribución y comercialización de gas natural pasaron a la División de Supervisión Regional, quedando las demás actividades a cargo de la División de Supervisión de Gas Natural.
El consumo de energía primaria mundial creció en 1,3% en el 2019, este crecimiento es inferior al 2,9% registrado en el 2018, que fue el más alto incremento desde el 2010. Por regiones, el consumo cayó en América del Norte, Europa y la CEI. En otras regiones, el crecimiento fue inferior a la media en América del Sur y Central. El crecimiento fue impulsado por las energías renovables (3,2 EJ) y el gas natural (2,8 EJ), que juntos contribuyeron tres cuartos del aumento. Todos los combustibles crecieron a un ritmo más lento; tal como se muestra en el Gráfico 1 siguiente: Exajoules
Matriz de Consumo de Energía Mundial
600
Petróleo
Carbón
Gas Natural
Hidroeléctrica
Nuclear
Energía Renovable
500
400
300
200
100
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
0
Gráfico 1. Consumo Anual Mundial de Energía por Combustible desde 1993 hasta 2019 (en Exajoules) División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
El petróleo continúa siendo el combustible dominante en el mundo (33,1%). El carbón es el segundo combustible más utilizado, pero disminuyó ligeramente en el 2019, representando ahora el 27%, su nivel más bajo en los últimos 15 años. La participación tanto del gas natural como de las energías renovables aumentó a un nivel récord máximos de 24,2% y 5,0% respectivamente. Las energías renovables ahora han superado nuclear, que representa solo el 4,3% de la matriz energética. La energía Hidroeléctrica se ha mantenido estable en torno al 6% durante varios años. El detalle de la cuota de mercado alcanzada por cada tipo de combustible se encuentra en el Gráfico 2:
4
Matriz de Consumo de Energía Mundial (Porcentaje) Petróleo
Carbón
Gas Natural
Hidroeléctrica
Nuclear
Energía Renovable
50%
40%
30%
20%
10%
0% 1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
Gráfico 2. Participaciones del Consumo Mundial de Energía Primaria por Tipo de Combustible División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
En el Gráfico 3 se aprecia que el petróleo se mantiene como el combustible dominante en África, Europa y las Américas, mientras que el Gas Natural domina en la CIS (Comunidad de Estados Independientes) y el Medio Oriente, se contabiliza más de la mitad de la combinación de energía en ambas regiones. El carbón es el combustible dominante en la región de Asia Pacífico. En el 2019, la cuota de consumo de energía primaria de carbón cayó a su nivel más bajo en Norte América y Europa. El petróleo se consume principalmente en Asia y América del Norte, en conjunto estas regiones representan el 60% del consumo mundial. Asia domina el consumo mundial de carbón, mientras que mas de dos tercios del consumo de energía nuclear se concentra en América del Norte y Europa . Asía, América Central y América del Sur representan casi el 60% de la energía hidroeléctrica. Más del 90% de las energías renovables se consumen en Asia, Europa y América del Norte.
Consumo Regional por Combustible 2019 100.00% 90.00% 80.00% 70.00% 60.00% 50.00% 40.00% 30.00% 20.00% 10.00% 0.00% Asia - Pacífico
Petróleo
Africa
Carbón
Medio Oeste
Gas Natural
CIS
Hidroeléctrica
Europa
Nuclear
Sur y Centro Norte América América
Energía Renovable
Gráfico 3. Porcentaje de Consumo Regional por Combustibles, 2019. División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
5
En el 2019, el consumo energético en el Perú tuvo un incremento de 1,8%, respecto al año anterior, siendo el consumo más alto registrado. En cuanto a las fuentes de energía, disminuyó el consumo del carbón en 32,6%. Sin embargo, el consumo de gas natural creció en 3,7 %, Petróleo 1,7%, Hidroeléctrica 2,4% y energías renovables en 10,6%. La evolución de la matriz de consumo de energía en el país se muestra en el Gráfico 4. Exajoules 1,2
Matriz de Consumo de Energía: Perú
Petróleo Hidroeléctrica
1,0
Gas Natural
Carbón
0,8
Energía Renovable
0,6
0,4
0,2
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
1985
1983
1981
1979
1977
1975
1973
1971
1969
1967
1965
0,0
Gráfico 4. Consumo de Energía Primaria por Combustible: Perú, 1965-2019 División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
Como se observa en el Gráfico anterior, existe una marcada tendencia al cambio en la participación en el mercado energético de cada una de las fuentes de energía, disminuyendo el consumo de carbón y el petróleo para utilizar nuevas fuentes de energía primaria más limpias, como el gas natural y la energía renovable.
Matriz de Consumo de Energía: Perú (Porcentaje) 80% 70% 60%
Petróleo
50%
Hidroeléctrica Gas Natural
40%
Carbón
30% 20% 10%
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
1985
1983
1981
1979
1977
1975
1973
1971
1969
1967
1965
0%
Gráfico 5. Consumo de Energía Primaria por Combustible, Perú, 1965-2019 (en Miles de Barriles de Petróleo Equivalente) División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
6
Cada año el gas natural se va posicionando en su participación en mercado energético, avanzando de 25,2% (0,29 EJ) el 2018 a tener un máximo histórico de 25,7% (0,30 EJ) en el 2019. Caso contrario sucede con el carbón, reduciendo 0,9% (0,02 EJ). Asimismo, la energía renovable va escalando en su participación de la cuota de mercado al incrementarse de 4,2% en el 2018 a 4,6% en el 2019. En el Gráfico 6 se compara el consumo de energías primarias en el Perú en los años 2017, 2018 y 2019, medidos en Exajoules (EJ). En el 2019 disminuyó la participación del Petróleo y del Carbón. En cambio la participación del gas natural y las energías renovables aumentó. La participación Hidroeléctrica se mantuvo. Gráfico 6. Comportamiento del Consumo de Energía Primaria, Perú-2019 División de Supervisión de Gas Natural
El crecimiento de la infraestructura de producción, procesaB) Pozos en el Lote 88: 14 Productores y 4 Reinyectores. miento y transporte de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al Tabla 2. Infraestructura de Pozos en el Lote 88 haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento LOCACIÓN POZO ESTADO de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfacSAN MARTIN 1 Productor toriamente el rápido desarrollo de la demanda de gas natural. SAN MARTÍN 1
En la Ilustración 1 se muestra el área de los lotes 56, 57 y 88, así como también las locaciones, donde están siendo explotados (recuadros verdes) apreciándose que existen áreas para desarrollo futuro.
SAN MARTÍN 3
CASHIRIARI 1
CASHIRIARI 3
C)
SAN MARTIN 1001D SAN MARTIN 1002D S MARTIN 1003D-ST1 S MARTIN 1004D-ST1
SAN MARTIN 3-ST1 SAN MARTIN 1005 SAN MARTIN 1006 CR1-1R CR1-1001D CR1-1002D CR1-1003D CR1-1004D CR3-ST2 CR3-1005D-ST1 CR3-1006D CR3-1007D CR3-1008D
Productor Reinyector Productor Productor Reinyector Reinyector Reinyector Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor
Pozos en el Lote 56: 8 Productores, y 2 Reinyectores Tabla 3. Infraestructura de Pozos en el Lote 56
Ilustración 1. Lotes Productores en Camisea ESCALA 1:1,155,581
A)
Pozos en el Lote 57: 6 Productores
LOCACIÓN PAGORENI A
Tabla 1. Infraestructura de Pozos en el Lote 57
LOCACIÓN KINTERONI
SAGARI
POZO KINTERONI 1X KINTERONI 2D KINTERONI 3D SAGARI 7D SAGARI 8D SAGARI XD
ESTADO Productor Productor Productor Productor Productor Productor
PAGORENI B
MIPAYA
PAGORENI OESTE
POZO PAG 1004D PAG 1005D PAG 1006D PAG 1007D PAG 1001D PAG 1002D-ST1 PAG 1003D-ST1 MIP-1001-XD MIP-1002-XD MIP-1003-XD PAG WEST 1001X
ESTADO Productor - Reinyector Productor - Reinyector Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Cerrado Temporalmente
7
A. La Planta Malvinas ha tenido 2 ampliaciones, inició operaciones con capacidad de procesamiento de 440 MMPCD y actualmente tiene 1 680 MMPCD. La última ampliación se realizó en el 2012, incrementándose la capacidad en 520 MMPCD al instalar un nuevo tren criogénico con dos turbocompresores de 240 MMPCD cada uno, cuatro módulos en el Slug Cátcher, una unidad estabilizadora de condensados de 25 000 barriles por día y una esfera de almacenamiento de 25 000 barriles . B. La planta Aguaytía, ubicada en el departamento de Ucayali, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 70 MMPCD. C. La planta de fraccionamiento de Pisco, ha tenido 2 ampliaciones, al inicio de sus operaciones tenía una capacidad de 50 MBPD y en la actualidad tiene 120 MBPD.
Foto 1. Planta de Procesamiento de Gas Natural, Malvinas. División de Supervisión de Gas Natural
D. La planta Graña Montero Petrolera (GMP), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento de 80 MMPCD.
Foto 2. Planta de Procesamiento de Líquidos de Gas Natural, Pisco. División de Supervisión de Gas Natural
8
Los sistemas de transporte de GN y LGN han tenido una evolución sostenida de acuerdo a las necesidades de la demanda de gas natural para el mercado interno, desde su inicio de operación en el 2004 hasta la actualidad, como se puede apreciar en las ilustraciones 2 y 3: A.
Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate de Lurín - Transportadora de Gas del Perú S.A.
CAP: 314 MMPCD
CAP: 380 MMPCD
CAP450 MMPCD
CAP: 530 MMPCD
CAP: 610 MMPCD
CAP: 655 MMPCD
CAP: 920 MMPCD
2004 - 2008
2009
2010
2011
2012 - 2013
2014 - 2015
2016 – 2020
Ilustración 2. Capacidad de Transporte de Gas Natural – TgP División de Supervisión de Gas Natural
B.
Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural de Camisea a la Costa - Transportadora de Gas del Perú S.A.
CAP: 50 MBPD 2004 - 2007
CAP: 70 MBPD 2008
CAP: 85 MBPD 2009
CAP: 88 MBPD
CAP: 110 MBPD
CAP: 130 MBPD
2010 - 2011
2012
2013-2020
Ilustración 3. Capacidad de Transporte de Líquidos de Gas Natural División de Supervisión de Gas Natural
La siguiente Ilustración 4, muestra la infraestructura actual de los sistemas de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, desde Camisea a la costa del Perú, también se puede ver el ducto de Perú LNG que va desde la Planta Chiquintirca hasta la Planta Melchorita
Ilustración 4. Capacidad de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural desde Camisea a la Costa, Ducto Perú LNG -
9
Las reservas, al 31 de diciembre de 2018, han disminuido en 2,3 TCF respecto a la revisión del año anterior, debido a la producción del año 2018 que alcanzó un consumo de gas por 0,466 TCF de gas. Además la disminución se sustenta en la reestimación de volúmenes con base en el ajuste en el modelo de simulación en campo Pagoreni operado por Pluspetrol en el Lote 56, así como también en campo Cashiriari operado por Pluspetrol en el Lote 88.
P10
Reservas Probada
1P
Probable
2P
Posible 3P Oportunidad en aumento de ser comercial
Comercial
Sub-Marginal Marginal No Desarrollada Desarrollada
PIIP Descubierto Sub-Comercial
P50
P90
Recursos Contingentes 1C
3C
2C
Potencialmente Comercial
No Recuperables PIIP No Descubierto
En el gráfico 7 se observa la clasificación de recursos de hidrocarburos, de los cuales la clasificación de reservas está en azul.
Producción
Total de Petroleo Inicialmente in Situ (PIIP)
Las reservas “son esas cantidades de petróleo que se anticipan como recuperables comercialmente a través de la aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas desde cierta fecha en adelante bajo condiciones definidas. Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, recuperables, comerciales, y remanentes (en la fecha de la evaluación) basado en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicado(s). Las reservas pueden además ser categorizadas de acuerdo con el nivel de certeza asociado con las estimaciones y pueden ser sub-clasificadas con base en la madurez del proyecto y/o caracterizadas por el estado de desarrollo y producción.” (Sistema de Gestión de Recursos Petroleros “PRMS” SPE/WPC/AAPG/SPEE, 2009)
Recursos Prospectivos Estimación Baja
Estimación Mejor
Estimación Alta
No Recuperables Rango de Incertidumbre No a escala
Gráfico 7. Sistema de Clasificación de Recursos [Sistema de Gestión de Recursos Petroleros “PRMS” SPE/WPC/AAPG/ SPEE, 2009]
En el Gráfico 8 se muestran las variaciones de los volúmenes de gas natural categorizadas como reservas al 31 de diciembre de los años 2016, 2017 y 2018. Para el año 2017 hubo una reducción de 19,9% respecto al 2016, y para el 2018 una reducción en 17,6%. Como se puede observar en el Gráfico 8, el mayor volumen de reservas se encuentra en la selva sur del país (correspondiente a los lotes 88, 56, 57 y 58), éstos representan el 94,6% de la reserva nacional de Gas Natural 2018. Gráfico 8. Mapa de Reservas Probadas de Gas Natural por Lotes, al 31 de diciembre de 2018 (en TCF[109])
Desarrolladas
No Desarrolladas
2018 2017 2016
4.3 8.1
6.3
7.1
5.8
7.9
División de Supervisión de Gas Natural [DGH-MINEM Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos, 2018]
10
Las reservas son volúmenes estimados. Si la estimación se realiza con un método probabilístico, entonces las reservas probadas cuentan con una probabilidad de 90% que lo recuperado igualará o superará la estimación; del mismo modo, los volúmenes probables y posibles tienen una probabilidad de 50% y 10% respectivamente. Otro indicador importante de los recursos hidrocarburíferos de un país son las cantidades de gas natural categorizados como los recursos contingentes, estos son volúmenes estimados son potencialmente recuperables cuando existan los proyectos necesarios para su puesta en producción, se deben superar las contingencias y lograr un desarrollo técnico y económicocomercialmente viable. Estos volúmenes se muestran en Tabla 4 y Tabla 5. La producción de los lotes 56 y 57 está destinada para la exportación por medio de Perú LNG, que licúa el gas en la Planta Melchorita. Tabla 4. Reservas y Recursos para el Mercado Nacional al 31 de diciembre de 2018
Reservas (TCF)
Recursos (TCF)
Lote
1P (Probadas)
2p (Probadas + Probables)
3P (Probadas + Probables + Posibles)
Contingentes 2C
Comentarios
88
6,933
7,976
8,771
0
Fin Contrato: 2040 / Vida útil: 2047
58
0
0
0
2,650
Fin Contrato: 2045 / Vida útil: 2047
En el Lote 88, las reservas probadas y posibles de los campos Cashiriari y San Martín disminuyeron por el cambio en los escenarios de producción , los cuales tienen menos pozos adicionales que los escenarios planteados en años anteriores. Tabla 5. Reservas y Recursos para Exportación al 31 de diciembre de 2018
Reservas (TCF)
Recursos (TCF)
Lote
1P (Probadas)
2p (Probadas + Probables)
3P (Probadas + Probables + Posibles)
Contingentes 2C
Comentarios
56
1,566
1,668
1,762
0
Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047
57
1,534
2,165
2,749
0,446
Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047
514,4 Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre del 2018 disminuyeron en 131 425 MSTB en comparación a las reservas probadas al 31 de diciembre del 2017, llegando a los 514 389 MSTB, de los cuales 506 672 MSTB (98,5%) corresponden a la zona selva sur. Las variaciones de las reservas probadas de LGN se calcula en 20,4% y se deben principalmente a Desarrolladas No Desarrolladas reestimación de volúmenes de los lotes 88 y 56 por 2018 comportamiento productivo.
2017 2016 372 358
305
209
2018
96 85
646 2017
66 50
Adicionalmente por la producción de 31,2 MMSTB durante el año 2018.
790 2016
288 417
113 76
Gráfico 9. Reservas Probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2018 (en MMSTB [106]) División de Supervisión de Gas Natural [DGH-MINEM Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos, 2018]
Probadas
Probables
Posibles
Gráfico 10. Reservas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2018 (en MMSTB [106])
[DGH-MINEM Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos, 2018]
11
En la zona denominada Camisea se ubica la principal fuente de gas natural del país; en esa zona, se agrupan dos estructuras de gas y condensados localizadas en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 km. de la margen derecha del río Urubamba, en las que se encuentran en producción tres lotes. Los lotes 56 y 88 son operados por Pluspetrol Perú Corporation, mientras que el Lote 57 es operado por Repsol Exploración Perú. En el Gráfico 11 se muestra la producción promedio en MMPCD de estos Lotes hasta el tercer trimestre del 2020. En el tercer trimestre del 2020 en promedio el lote 88 produjo 1 145,48 MMPCD; asimismo, los lotes 56 y 57 produjeron 421,86 y 199,83 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 767,17 MMPCD.
655,03
1 600,00
200,00
1 068,27
762,02
544,74
723,00
400,00
634,81
600,00
420,76
800,00
757,65
1 000,00
398,30
1 200,00
627,17
1 400,00
1 091,88
1 800,00
83,38 568,95 74,38 1 044,36 490,74 140,85 1 035,84 508,16 162,74 1 013,14 462,64 192,18 1 013,24 406,55 186,59 1 013,21 449,95 198,89 1 034,84 430,27 215,66 1 096,18 419,70 177,57 853,18 343,40 199,75 715,08 435,79 183,63 855,64 422,27 95,37 1 089,68 445,55 211,16 1 098,38 463,20 190,45 1 152,20 400,33 197,83 1 187,21 401,38
MMPCD
0,00 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 P Lote 88 P Lote 56 P Lote 57 Gráfico 11. Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo al 2020, Principales Lotes (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]
En el Gráfico 12 se observa en Camisea una disminución de la producción promedio mensual en el tercer trimestre de este año respecto al anterior. En el tercer trimestre del 2019 se produjo en promedio 1 047,87 MMPCD en el lote 88; 459,80 MMPCD en el lote 56 y 196,40 MMPCD en el lote 57; siendo el total superior a los 1 145,48 MMPCD; 421,83 MMPCD y 199,83 MMPCD del tercer trimestre del 2020.
Producción GN Húmedo (MMPCD) 1 187,2
401,4
197,8
sep
2020
1 016,6
2019
1 152,2
213,0
400,3
190,4
ago
2020
Trim.3
478,9
1 041,0
2019
439,5
204,2
1 098,4
463,2
2019
1 085,0
461,6
211,2
jul
2020
0
200
Promedio de Lote 88
400
600
800
1000
Promedio de Lote 56
1200
1400
172,6 1600
1800
Promedio de Lote 57
Gráfico 12. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Tercer Trimestre (2019-3 vs 2020-3), Principales Lotes (MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]
12
Los hidrocarburos que contienen más de tres átomos de carbono contenidos en el gas natural húmedo se separan para obtener los Líquidos de Gas Natural. En el tercer trimestre del 2020 se produjo en promedio 52 913 BPD en el lote 88, 22 504 BPD en el lote 56 y 12 689 BPD en el lote 57. La producción promedio mensual en Barriles por Día (BPD) durante el 2019 y 2020 se detalla en el Gráfico 13: BPD
60 000 50 000 40 000
30 000 20 000 10 000 0 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene
feb
mar
2019
abr
may
jun
jul
ago
sep
2020
Promedio de LGN Producido Lote 88
Promedio de LGN Producido Lote 56
Promedio de LGN Producido Lote 57 Gráfico 13. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]
En el Gráfico 14 se compara la producción promedio mensual del tercer trimestre del 2020 y la producción del mismo periodo del año 2019. Se observa una aumento en los volúmenes producidos de líquidos de gas natural en todos los meses; disminuyendo solo la producción del lote 56 en los meses de julio y septiembre, y la del lote 57 en los meses de agosto y septiembre, respecto del periodo anterior del año 2019.
LGN Producido (BPD)
54 521
22 506
12 602
sep
2020
49 081
2019
25 654
53 013
22 253
12 023
ago
2020
13 782
49 233
2019
21 982
13 004
51 255
22 755
13 441
2019
50 799
25 007
10 992
jul
2020
0
20 000
Promedio de LGN Producido Lote 88
40 000
60 000
Promedio de LGN Producido Lote 56
80 000 Promedio de LGN Producido Lote 57
Gráfico 14. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]
13
Los lotes 88 y 56 son operados por Pluspetrol, este suscribe contratos de los volúmenes de venta directamente con los consumidores independientes. En el Gráfico 15 se muestran los promedios de venta mensual por cada uno de los lotes durante el tercer trimestre del 2020, el gas natural del Lote 56 es destinado para la exportación y el gas natural del Lote 88 es para el consumo Interno.
MMPCD
sep
720,4
ago
696,3
jul
El detalle por tipo de actividad de cada consumidor del mercado nacional se observa en el Gráfico 16:
357,6 355,5
648,7 Ventas Lote 88
423,9 Ventas Lote 56
Gráfico 15. Ventas de Gas Natural Promedio del Mes (en MMPCD)
Gráfico 16. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T3-2020, Lote 88 (en MMPC) División de Supervisión de Gas Natural [Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]
Los volúmenes de gas natural contratados se suscriben en la modalidad a volumen firme o interrumpible, sin embargo, el consumo de cada empresa es inferior a lo establecido en los contratos correspondientes, debido a ello se tiene en el mercado volumen no utilizado, que viene a ser la diferencia entre los volúmenes a contrato firme y el volumen medido en el punto de entrega; para el consumo del mercado nacional esta diferencia se muestra en celeste en el Gráfico 17, se observa una recuperación en el nivel de ventas, luego de un descenso considerable debido a la emergencia provocada por el COVID-19. 1 200 MMPCD
Ventas y Consumo GN - Mercado interno
1 000
800
Contrato Firme: 900,13 111,1
146,1
205,3 376,2
365,9
315,3 725,8
787,8
752,8
693,7 522,7
534,2
203,8
179,7
648,7
696,3
720,4
jul20
ago20
sep20
654,0
584,9
200
251,5 389,0
531,4
600
400
Contrato Interrumpible: 129,20
511,2 368,8 174,3
246,2
0
sep19
oct19
nov19
Ventas Lote 88
dic19
ene20
feb20
Disponible Lote 88
mar20
abr20
may20
Contrato Firme
jun20
Capacidad Interrumpible
Gráfico 17. Ventas y Consumo Mensual de Gas Natural (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]
14
Para mantener la presión del reservorio, procesos de reciclado, procesos de recuperación mejorada, entre otros, se realiza el procedimiento de reinyección, que consiste en el retorno de gas natural seco al subsuelo por medio de pozos reinyectores. Planta Malvinas En la planta de procesamiento Malvinas se separa los líquidos del gas natural seco y, mediante compresores de gran potencia, retorna el gas al reservorio. Estos volúmenes reinyectados se muestran en el Gráfico 18 como un promedio diario para cada uno de los meses del 2019 y 2020. MMPCD 700
600
223,25 23,23
500
0,00
63,92
273,88
333,85
457,13
480,87
455,46
378,43
360,73
218,74
0,00 0,00
129,26
0,16
118,11
299,09
0,00
318,87
87,57
146,93
100
235,84
61,96
153,22
379,91
421,20
346,92
200
0,00 0,00
0,00
146,42
300
0,00 0,00 0,00
236,23
6,60
331,15
201,43
8,42
364,53
0,00
400
0 ene
feb mar abr may jun
jul
ago sep
oct
nov
dic
ene
feb mar abr may jun
2019
jul
ago sep
2020
Promedio de Reinyectado del 88
Promedio de Reinyectado del 56
Gráfico 18. Reinyección de Gas Natural , por Lotes (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]
A la Planta de Procesamiento de Malvinas ingresa gas natural que requiere ser procesado para separar los líquidos de Gas Natural del gas natural seco y otros componentes no deseados, en el Gráfico 19 se observa que en ciertas ocasiones se procesa mayor volumen de gas natural por lo cual se infiere que se está operando dentro del rango de flexibilidad (rango entre el valor de diseño y el de operación) de la Planta Malvinas, siendo su capacidad de diseño de 1 680 MMPCD. 2000 MMPCD
Lote 88
Lote 56
Lote 57
Diseño de Planta
1800 1600 1400 1200
1000 800 600 400 200
2018 2019 Gráfico 19. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en MMPC)
sep
jul
ago
jun
may
abr
mar
feb
ene
dic
oct
nov
sep
ago
jul
jun
may
abr
mar
feb
ene
dic
oct
nov
sep
ago
jul
jun
may
abr
mar
feb
ene
0
2020
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario al OSINERGMIN, 2020]
15
Planta Pisco Los Líquidos de Gas Natural son trasladados a la Planta de fraccionamiento de Pisco mediante un poliducto operado por Transportadora de Gas del Perú (TgP). En el Gráfico 20 se puede observar el volumen de los líquidos de gas natural procesados en la Planta Pisco en el tercer trimestre del 2020. Cabe precisar que los líquidos de gas natural que provienen del lote 57 son comprados por Pluspetrol y se muestran como parte del lote 56 . MBPD 120,0
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
0,0 jul 20
ago 20
Lote 88
sep 20
Lote 56
Capacidad de Diseño Planta Pisco (MBPD)
Gráfico 20. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta Pisco (en MBPD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]
Por medio de procesos físicos se separan los hidrocarburos para obtener productos de uso específico, estos son propano y butano que componen el GLP, gasolina natural, nafta y MDBS (Middle Distillate Blending Stock). En el Gráfico 21 se muestra la producción promedio mensual de la Planta Pisco, donde se evidencia un aumento de la producción en el tercer trimestre 2020, respecto al anterior. MBPD
Promedio de Propano
100
10,03
80
10,05
10,95 10,12
60
29,72 31,45 31,50
10,26
40,31
37,63
32,68
12,94 10,73 11,95 11,57
8,37 8,68
9,14
40
20
Promedio de Butano
15,59 15,11
Promedio de Nafta 6,56
6,10
5,95
5,52
Promedio de Diesel 5,33
5,39
5,52
4,19
37,90 37,56 36,33 35,84 36,63 34,60 34,76 34,95 32,63 32,07 13,55
14,28 15,82 13,54 12,90 13,43 13,70 12,48 13,88 13,86
33,82 32,10 29,19 31,70 31,11 29,68 30,83 29,93 28,88 32,32 32,09 33,39 24,39 25,58 25,45 27,54
0 jul Trim.1 Trim.2 2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
ago
sep
Trim.3 2020
Gráfico 21. Productos Finales Obtenidos del Procesamiento de Líquidos de Gas Natural (en MBPD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2020]
16
La concesión de Transporte de Gas Natural por ductos está a cargo de Transportadora de Gas del Perú S.A. (TgP). En el Gráfico 22 se representa el volumen promedio diario transportado por cada mes y por cada lote. El volumen promedio transportado mensualmente durante el tercer trimestre del 2020 se encuentra representado en el Gráfico 23, en el cual también se compara con el mismo periodo del año anterior. El promedio diario de gas transportado durante al tercer trimestre del 2020 presenta una disminución de alrededor de 7,70% respecto al mismo trimestre del año anterior, se registra niveles cercanos a los normales luego de un evidente descenso en el segundo trimestre del 2020 debido a la emergencia provocada por el COVID-19. MMPCD 1400 1200 1000 800
600 400 200
ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep
0
2013
2014
2015
2016
Promedio de GT L88
2017
Promedio de GT L56
2018
2019
2020
Promedio de GT L57
Gráfico 22.. Gas Natural Transportado por Lotes (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de TgP al OSINERGMIN, 2020]
MMPCD
1400
202
193 1200
197
163
444
407
1000
337
361
358
427
800
183
176
600 400
751
653
796
696
804
729
2019
2020
200 Gráfico 23.. Comparación de Gas Natural Transportado por Lotes T3-2019 vs T3-2020(en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de TgP, OSINERGMIN, 2020]
0
2019
2020
jul Promedio de GT L88
2019
2020
ago Promedio de GT L56
sep Promedio de GT L57 17
TgP, concesionaria del servicio de transporte de gas natural por ductos, mediante ofertas públicas celebra contratos de transporte a servicio firme, en los que asigna Capacidad Reservada Diaria (CRD) a las empresas contratantes. En el siguiente Gráfico 24, se observa una recuperación en nivel del volumen transportado, luego de un descenso considerable debido a la emergencia provocada por el COVID-19, en amarillo la CRD no utilizada por los consumidores nacionales: 1MMPCD 000 900 800
872,49
179,70
872,49
872,49
856,40
856,40
856,40
849,36
849,36
849,36
237,64
700
260,24
365,64 354,45 317,82
600
849,36
849,36
849,36
195,23 176,52
370,31 529,46
500
719,30
629,25
400
692,79 300
634,85
589,12
506,85 501,95 538,58
200
654,14
672,84
ago-20
sep-20
479,06 326,94
100
130,07
220,11
0 oct-19
nov-19
dic-19
ene-20
feb-20
mar-20
Volumen Medido por Empresa Receptora
abr-20
may-20
jun-20
jul-20
Capacidad No Utilzada
Capacidad Contratada
Gráfico 24.. Capacidad de Transporte de Gas Natural no Utilizada en el Mercado Interno (en MMPC) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2020]
El gas natural de Camisea está compuesto principalmente por Metano, aunque también contiene una proporción variable de Etano, Nitrógeno (N2), CO2 y trazas de hidrocarburos más pesados. En el Gráfico 25 se observa la composición porcentual del gas natural transportado por TgP, estos valores corresponden a los tomados en el City Gate de Lurín.
% Molar 100,00 98,00
0,07 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,10 0,11 0,20 0,24 0,24 0,23 0,24 0,23 0,24 0,23 1,17 1,13 1,12 1,14 1,15 1,13 1,15 1,15
96,00 94,00
8,89
8,88
9,00
8,89
8,74
8,90
8,90
8,94
89,65
89,64
89,55
89,64
89,76
89,63
89,63
89,60
jul
ago
sep
92,00 90,00 88,00 86,00
84,00 82,00 80,00
Trim.1 2017
2018
Trim.2
2019
Promedio de Metano
Promedio de Etano
Promedio de CO2
Promedio de C3+
Trim.3 2020
Promedio de N2
Gráfico 25. Composición Porcentual del Gas Natural Transportado en el City Gate Lurín (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Certificados de Entrega TgP Reportadas al OSINERGMIN, 2020]
18
) MMPCD
20 18 16 14 12 10 8 6 4 El volumen transferido entre empresas receptoras se 2 muestran en el Gráfico 26. Estos valores son referen- 0
ciales debido a que no se transfiere la misma cantidad todos los días.
6,49 oct nov 5,38 dic 5,43 ene 5,45 feb 4,21 mar 4,02 abr 4,48 6,02 may jun 5,01 jul 4,92 12,65 ago 12,88 sep 16,83 oct 17,62 nov 14,90 dic 12,66 ene 16,72 feb 12,99 mar 7,27 abr 13,86 may 13,76 jun 11,18 jul 10,63 ago 18,24 sep
Las transferencias de capacidad de transporte de gas natural se dan por Acuerdo Bilaterales entre empresas privadas que tienen Contratos de Transporte de Gas Natural a Servicio Firme, y se ejecutan cuando una de ellas tiene un consumo por debajo de su capacidad reservada diaria contratada, siendo transferido a otra empresa que lo requiera.
Gráfico 26. Volumen Transferido Entre Empresas Receptoras (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2020] 8,27
7,20
1,90
0,81
En el Gráfico 27 se detallan las transferencias realizadas entre las empresas como un promedio diario durante el mes de septiembre del 2020.
0,06
-0,81
-0,22 -1,90
Los valores negativos de transferencia se refieren a las empresas que cedieron capacidad de transporte a las empresas receptoras que tienen valores positivos. Así se tienen las siguientes transferencias entre:
— Minsur S.A. >>> Contugas S.A.C — ENGIE Energía Perú S.A. >>> Shell GNL -15,31 Perú S.A.C., Kallpa Generación S.A. y ENEL Contugas S.A.C. Cerámica Lima S.A. Corporacion Ceramica S.A. Generación Perú S.A.A. ENEL Generación Peru S.A.A. ENGIE Energía Perú S.A. Fenix Power Perú S.A. — Fénix Power Perú S.A. >>> ENEL GeneKallpa Generación S.A. Minsur S.A. Shell GNL Perú S.A.C. Gráfico 27. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante septiembre-2020 (en MMPCD) ración Perú S.A.A. División de Supervisión de Gas Natural — Corporación Cerámica S.A. >>> Cerámi[Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2020] ca Lima S.A. Según la información disponible a la fecha, los volúmenes totales transferidos por empresa receptora de septiembre de 2018 a septiembre de 2020 se muestran en el Gráfico 28. 800 MMPC/mes 700 600 500 400 300 200 100 0
sep-18
nov-18 ene-19 mar-19 may-19
jul-19
sep-19
nov-19 ene-20 mar-20 may-20
jul-20
sep-20
Gráfico 28. Volumen de Transferencia entre Empresa Receptora. Promedio Mensual (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2020]
19
El consumo de gas natural en el Perú, está en crecimiento constante y es el sector de generación eléctrica el mayor consumidor. En los años 2017 y 2018, el consumo total de gas natural tuvo una contracción, aunque se incrementó el consumo del los sectores industrial, GNV y residencial/comercial no compensó la disminución del consumo de gas natural en la generación eléctrica. También se evidencia una recuperación en los niveles de consumo en el tercer trimestre del 2020, luego de una considerable disminución debido a la emergencia provocada por el COVID-19. MMPCD 700
404,70 600
367,35
362,61
373,43
353,41
336,82
500
274,41
400 300 133,83
134,04
131,68
152,93
133,88
136,49 102,34
200 100
66,07
64,98
64,90
66,31
67,56
71,46
6,64
8,01
9,38
11,12
14,82
18,64
45,62 22,44
0 sep-13 mar-14 sep-14 mar-15 sep-15 mar-16 sep-16 mar-17 sep-17 mar-18 sep-18 mar-19 sep-19 mar-20 sep-20 Residenciales y Comerciales
GNV
Industriales
Generadores Eléctricos
Gráfico 29. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – 2020 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]
Se puede observar una notable estacionalidad en el consumo de gas natural en el sector de generación eléctrica; la disminución en el consumo corresponde a los primeros meses del año, época de lluvias, en los que se incrementa la generación hidroeléctrica. Para el tercer trimestre del 2020, en comparación con el mismo periodo del año anterior, el sector Residencial/Comercial se incrementó en promedio 5,72 MMPCD. Mientras que los sectores Generadores Eléctricos, Industriales y GNV redujeron su consumo en 36,91; 22,59 y 20,96 MMPCD, respectivamente. En el Gráfico 30 se comparan los consumos promedios por sectores del tercer trimestre del 2019 y 2020.
Promedio 2019-3
Promedio 2020-3
469,73 67%
71,57 10%
432,82 69%
139,71 20%
20,25 3%
50,61 8%
117,12 19%
25,97 4%
Generadores Eléctricos
Industriales
Generadores Eléctricos
Industriales
GNV
Residenciales y Comerciales
GNV
Residenciales y Comerciales
Gráfico 30. Consumo Promedio del Trimestre 2020-3 del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia].
20
En el Gráfico 31 se muestra el consumo promedio mensual de gas natural en el país durante cada uno de los meses del tercer trimestre del 2019 y 2020, se evidencia una reducción del consumo del 2019 al 2020 para todos los meses, sin embargo se evidenció un incremento en el sector Residencial/comercial. MMPCD 720,00
21,19
20,95 18,61
660,00
71,27 71,22
600,00 540,00
140,80
134,13
50,93
144,19
480,00
53,30
47,61
26,46
25,24
72,21
26,22
129,69
115,45
106,21
420,00 360,00 300,00
240,00
485,72
439,92
394,66
180,00
452,21
483,56
451,59
2020
2019
2020
120,00
60,00 0,00 2019
2020
2019
jul
ago
sep
Trim.3 Promedio de Generadores Eléctricos
Promedio de Industriales
Promedio de GNV
Promedio de Residenciales y Comerciales
Gráfico 31. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – septiembre 2020 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]
De acuerdo al estimado de las empresas concesionarias, tenemos en el siguiente gráfico, el detalle de la participación de los sectores económicos en el consumo de gas natural dentro de sus concesiones. Respecto al trimestre 2020-3, como se puede apreciar son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores.
71%
73%
94%
52% 28%
17% 4%
8%
8%
12%
0%
26%
1%
0%
6% 0%
Principal uso:
Principal uso:
Principal uso:
Principal uso:
Generación Eléctrica
Generación Eléctrica
Industriales
Industriales
71% del Consumo
52% del Consumo
73% del Consumo
94% del Consumo
[423,363 MMPCD]
[9,458 MMPCD]
[5,284 MMPCD]
[3,195 MMPCD]
Gráfico 32. Demanda de Gas Natural Estimada por Sectores de las Concesiones de Distribución. División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]
21
La Planta de Melchorita recibió de TgP en promedio 57 593,9 MMPC de gas natural durante en el tercer trimestre del 2020, produciendo con este volumen 2 409 666,0 m3 de Gas Natural Licuado. En el mismo periodo del 2019, la planta recibió 58 680,1 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 2 471 855,1 m 3 de GNL. En el Gráfico 33 se muestra como promedio mensual la producción diaria de GNL en m 3.
m3
28 000 24 000
8 000 4 000
25 124,63
24 361,49
29 055,51 13 103,63
24 103,03
25 993,47
21 691,40
26 858,85
26 689,59
24 869,97
23 579,03
25 162,13
26 275,46
22 326,99
12 000
25 050,92
16 000
26 461,05
20 000
0 ene 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
2020
Gráfico 33. Gas Natural Procesado en la Planta Melchorita, Promedio Mensual 2013-2020 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]
Shell GNL es el off taker, responsable de la exportación a mercados internacionales, ello lo realiza por medio de barcos especialmente acondicionados, denominados buques metaneros. En el Gráfico 34 se muestra el número de embarques y el volumen total exportado, por país de destino, en el tercer trimestre 2020.
Gráfico 34. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T3-2020 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]
22
En el Gráfico 35 se muestran en detalle las fechas de cada uno de los embarques que se realizaron durante el tercer trimestre
Gráfico 35. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T3-2020 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]
del 2020 desde la planta de licuefacción Melchorita.
27-sep 25-sep
23-sep 21-sep 19-sep
sep
17-sep
15-sep 13-sep 11-sep 09-sep
07-sep 05-sep 03-sep
01-sep 30-ago 28-ago 26-ago
24-ago 22-ago 20-ago
ago
18-ago
16-ago 14-ago 12-ago 10-ago
08-ago 06-ago 04-ago
02-ago 31-ju l 29-ju l 27-ju l
25-ju l 23-ju l 21-ju l 19-ju l
jul
17-ju l 15-ju l 13-ju l
11-ju l 09-ju l 07-ju l 05-ju l
03-ju l 01-ju l
546,03 447,62 536,70 594,67 398,52 435,62 496,04 441,84 343,65 594,45 537,14 394,75 440,73 490,71 441,40 491,60 440,06 450,28 541,58 190,82 494,49 543,80 308,33 469,83 443,84 344,76 394,97 593,12 340,10 338,99 496,71 535,81 596,01 442,06 491,38 448,51 497,82 446,95 590,90 439,40 594,90 500,04 437,18 450,73 553,36 193,49 600,67 497,15 188,38 338,77 452,95 404,74 497,82 439,62 505,82 445,84 448,28 452,73 342,32 356,32 391,86 546,47 396,08 449,84 401,19 536,25 539,14 433,84 493,38 540,69 441,40 638,44 648,21 690,86 638,88 543,14 441,62 492,71 597,34 594,45 487,16 497,82 497,60 638,48 647,32 638,88 534,92 693,53 689,53 646,21 840,59 790,60
153 922,88
21-sep
167 257,09
19-sep
160 291,29
04-sep
170 433,00
30-ago
135 110,17
23-ago
135 767,97
17-ago
165 901,25
10-ago
143 292,33
02-ago
168 935,84
28-jul
150 128,75
23-jul
143 628,26
18-jul
169 420,17
12-jul
139 960,27
06-jul
135 881,12
01-jul
135 968,82
jul
29-sep
ago
En el Gráfico 36 se muestran las fechas de cada uno de los despachos que se realizaron durante el tercer trimestre del 2020 desde la Estación de Carga: Planta de licuefacción Melchorita. Para una mejor visualización, se presenta el Gráfico 37, donde se tiene el total de GNL cargado y el número de camiones cisternas.
25-sep sep
El volumen embarcado de GNL varía debido a la capacidad de cada uno de los buques metaneros y la periodicidad depende en parte de las condiciones marítimas.
0
50 000
100 000
150 000
Gráfico 36. Total Diario Despachado Mensual de Gas Natural Licuefactado al T3-2020 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020] 18000
16000
14000
358 12000
284
274
17 666,57
14 078,49
13 526,46
jul
ago
sep
10000
8000
6000
4000
2000
0
Despacho a Cisterna (m3)
Suma de Despachos
Gráfico 37 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T3-2020 (en m3) [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2020]
23
Lote 57: Repsol Exploración del Perú S.A Mediante la publicación del DS Nº 043-2003-EM el 19 de noviembre de 2003 se aprobó el Contrato de Licencia para la exploración y explotación de Hidrocarburos en el Lote 57, celebrado entre PERUPETRO S.A. y el consorcio conformado entre Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú y Burlington Resources Peru Limited, Sucursal Peruana. Desde diciembre del 2006 Repsol realiza actividades exploratorias en el Lote 57, y el 27 de marzo de 2014 inició las maniobras para poner en servicio el tramo desde yacimiento Kinteroni–Nuevo Mundo–Pagoreni, hasta la planta de procesamiento Malvinas. La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 57, con una producción promedio de 184,0 MMPCD de gas seco y 12,7 MBPD de LGN. En diciembre del 2017 Repsol anunció que comenzó la producción de gas natural en el yacimiento Sagari. Considerando que se mantiene una producción promedio anual de 0,065 TCF y las últimas reservas probadas desarrolladas (PD) al 31 de diciembre 2018, el Lote 57 podría producir gas natural para veintidós años más, tal y como se observa en el Gráfico 38. 1,8 TCF
1,651
1,6
1,595
78
1,4
90 Años
1,533
1,468
1,421
70
0,620
1,2 1,0
60
0,941
1,059
1,117 0,8
0,406
0,517
0,943 1,055
29
1,031
30
25
23
0,4
0,535
0,0 31/12/2014
0,542 0,014 0,014
0,063 0,050
31/12/2015
31/12/2016
Producción Acumulada
0,478 0,118
0,4780,179
0,478 0,244
0,055
0,061
0,065
31/12/2017
Producción
50 40
0,990
33
0,6
0,2
80
31/12/2018
Reservas PND
31/12/2019
22 0,478 0,291 0,047
20 10 0
30/09/2020
Reservas PD
RP/P
Gráfico 38. Reservas y Producción Acumulada. Lote 57 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2018, Minem]
Lote 56: Compañía Pluspetrol Perú Corporation S.A. En 2004, el consorcio formado por Pluspetrol ganó la licitación del Lote 56, cuyo gas podía ser exportado sin restricción alguna. El Lote 56 abarca los yacimientos Pagoreni y Mipaya, y es adyacente a los Lotes 88 y 57. Su producción está destinada a la exportación de GNL, para lo cual el gas producido de la estructura Pagoreni se lleva a la planta de licuefacción de Pampa Melchorita. Los LGN se recuperan en la planta de fraccionamiento de Pisco. En el Gráfico 39 se muestra el balance de reservas para el Lote 56, si se considera una producción promedio anual de 0,133 TCF y las reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre del 2018, se tendría produciendo el Lote 56 por diez años más.
24
TCF 3,000
24
2,500
2,350
Años 25
2,996 2,756 2,427
2,302
2,295
1,505 14
1,015 11
15
1,677
1,766
1,304
1,403
1,433
1,529 11
0,615
1,256
1,092
1,566 12
13 0,838
13
1,000
1,337
1,758
1,663
0,482
10 0,386
0,951
0,951
10
0,930
1,492
1,287
0,500
0,000
1,949
14
13
12 2,110
2,111
1,275
2,000
1,500
20
0,518
0,661
0,309 0,211
0,098 0,240 0,098
1,482 0,744
0,210
0,225
Producción Acumulada
0,806
0,618
Producción
0,164
0,162
0,187
5
1,111
Reservas PND
0,951 0,148
0,133 0,095
0,126
Reservas PD
RP
0
RP/P
Gráfico 39. Reservas y Producción Acumulada. Lote 56 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2018, Minem]
Lote 88 La reducción de las reservas probadas desarrolladas del Lote 88 observadas en el Gráfico 40 entre el 31 de diciembre de 2017 y 2018, se debe en parte a la producción del año 2018 (233,88 BCF). Otros factores que influyen tanto en las Reservas PD y PND son la suspensión de proyectos de Workover (*) y la reestimación de volúmenes en base al ajuste en el modelo de simulación del campo Cashiriari. Como se puede apreciar, en los últimos años la producción de gas natural seco ha sido alrededor de 0,245 TCF por año; considerando que se mantiene esta producción y las últimas reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre 2018, tendríamos gas natural disponible en el mercado local para veintisiete años más.
TCF 64 8,6
58
8,4
Años
10,1
10,0
9,7
60
8,8
55
51
50
6,023
5,803
7,898
7,309
2,242 30
Producción Acumulada
Producción
Reservas PND
2,637
4,691
1,858 30
27
4,691
20
4,691
0,233
10
0,229
2,409
3,929
0,254
2,155
4,076
0,234
2,122
0,221 1,921
2,216
0,184 1,699
2,155
0,1791,516
1,116
0,1651,337
1,116
0,134 1,172
0,0
1,997 27
5,428
6,55 40
4,0
2,0
6,69
3,255
7,476
7,974
3,377 38
38
Reservas PD
0,140
8,160
6,0
43
3,115
45
6,93
0,245
8,0
2,870
10,0
10,2
10,3
0
RP/P
Gráfico 40. Reservas y Producción Acumulada. Lote 88 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2018, Minem] Proceso de realización de mantenimiento importante o tratamientos correctivos en un pozo de petróleo o gas.
(*)
25
En la actualidad existen 8 concesiones tanto de transporte como de distribución de gas natural y están en proyecto la de siete regiones, a continuación, podemos observar el mapa de concesiones. En el siguiente cuadro podemos observar algunos datos importantes de las concesionarias como los operadores, el área de influencia o localización, la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC) y el plazo de vigencia del contrato. Titular/Operador
Localización/área de influencia
POC
Plazo de la Concesión
Transportadora de Gas del Perú/Tecgas N.V. (Coga)
Cusco, Ayacucho, Ica, Lima
20 – 08 – 2004
33 años
Transportadora de Gas del Perú/Tecgas N.V. (Coga)
Cusco, Ayacucho, Ica, Lima
20 – 08 – 2004
33 años
Gases del Pacífico S.A.C. /Surtigas S.A. ESP
Chimbote, Chiclayo, Trujillo, Huaraz, Cajamarca, Lambayeque y Pacasmayo.
07-12-2017
Gas Natural Fenosa Perú S.A. / Gas Natural Distribución Latino América S.A.
Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna
05-12-2017
19 años (desde la POC)
GNLC S.A./EBB Perú Holdings
Lima y Callao
20 – 08 – 2004
33 años
Contugas S.A.C./TGI S.A. ESP.
Ica
30 – 04 – 2014
30 años
Gas Natural de Tumbes S.A.C.(*)/ Especialista en Gas Del Perú S.A.C.
Tumbes
-
20 años
Gases Del Norte Del Perú S.A.C./ Surtigas SA. ESP
Piura
-
32 años
19 años (desde la POC)
(*) El 10 de febrero de 2020, se celebró la cesión de posición contractual entre las empresas Clean Energy Del Perú S.RL. Y Gas Natural de Tumbes S.A.C.
Tabla 6. Contratos de Concesión vigentes a septiembre 2020.
Ubicación de Concesiones de Transporte y Distribución de Gas Natural en el Perú, 2020.
De las concesionarias de distribución es importante señalar su composición accionaria, en el siguiente gráfico se puede observar cómo está conformada cada empresa COMPOSI CI ON A CCI ON A R I A PROMIGAS
Grupo Energía Bogota
Surtigas
Naturgy
25
PARTICIPACIÓN EN LA DISTRIBUCIÓN DE GN Clean Energy
25
60 100
100
100 75
75
PROMIGAS 34,04%
40
CALID D A
Grupo Energía Bogota 57,67%
C O N T U G AS
QUAVII
GN T U MB E S
NATUR G Y
Gas Natural Tumbes 1,02%
Surtigas 4,97%
Otros 3,33% Naturgy 2,31%
G AS NOR P
Gráfico 41. Composición Accionaria de las Concesiones de Distribución División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración propia]
Gráfico 42. Participación Accionaria en las Concesiones de Distribución División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración propia]
Considerando los usuarios a conectar a mediano plazo y el Gráfico 41, se elaboró el Gráfico 42, que muestra la participación de los accionistas en la distribución del gas natural a nivel nacional. 26
Dentro del cumplimiento de las obligaciones dispuestas en los contratos de concesión otorgados por el Estado y aquellos derivados del proceso de promoción en el sector energía, y que son competencia de ser supervisados por la DSGN, se presenta algunos relevantes.
CONTUGAS, tiene el compromiso de conectar a 50 000 usuarios residenciales en un plazo de 6 años desde el 2015.
30 000
50 000
48 425
50 000
44 225 25 000
40 025 40 000
N° de conectados
35 825 20 000
31 625 30 000
15 000 20 000
10 000
10 000
5 000 0
0
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Chincha
7 577
1 007
1 007
1 007
1 007
378
Marcona
1 596
212
212
212
212
80
Nazca
1 057
140
140
140
140
53
Ica
14 902
1 979
1 979
1 979
1 979
740
Pisco
6 493
862
862
862
862
324
Total acumulado
31 625
35 825
40 025
44 225
48 425
50 000
Gráfico 43.Usuarios conectados y resultados de la supervisión, Ica División de Supervisión de Gas Natural
En abril de 2019 se cumplió el Año 5 de operación en Contugas y en el siguiente cuadro se puede observar el avance del compromiso contractual de conectados vs lo efectivamente conectado hasta septiembre del 2020. Se observa que en la localidad de Marcona, aún no superan la meta contractual del Año 5. 1979 1979
2000
1800
Avance Pisco 1600
BOOT Pisco
1403 1400
Acance Ica BOOT Ica
1200
1007 1007
Avance Nasca
1000
862
862
BOOT Nasca 740
800
Avance Marcona 600
BOOT Marcona
460 400 200
140 140 160
212
255
378
324
Avance Chincha BOOT Chincha
52
53
80 0
0 Año 5
Año 6
Gráfico 44. Usuarios conectados y resultados de la supervisión, Ica División de Supervisión de Gas Natural
27
NATURGY PERU S.A. (Antes GAS NATURAL FENOSA PERÚ), tiene el compromiso de conectar 64 000 usuarios residenciales en un plazo de 7 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 45 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.
20 000
70 000
N° Conectados
18 000
64 000
60 500
16 000
60 000
54 986 50 000
14 000 12 000
40 000
39 269
10 000 30 000
28 862
8 000 6 000
20 000
4 000
0
10 000
9 663
2 000 2 230 2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Ilo
155
521
1 346
726
1 100
385
245
Tacna
557
1 856
4 773
2 585
3 905
1 371
870
Moquegua
114
392
999
623
838
291
186
Arequipa
1 404
4 664
12 081
6 473
9 874
3 467
2 199
Total Acumulado
2 230
9 663
28 862
39 269
54 986
60 500
64 000
0
Gráfico 45. Primer Plan de Conexiones Sur Oeste División de Supervisión de Gas Natural
12 081
Al respecto, en el gráfico 46 se muestra el avance de conectados del Año 3, hasta marzo del 2020, según lo reportado por la concesionaria. Es preciso señalar que para el Año 2 (05.12.2018 al 04.12.2019) y al término del mismo, alcanzaron la meta contractual en todas las localidades. El MINEM otorgó suspensión parcial de inversiones de un año (06.02.2020 al 05.02.2020), por lo que la fecha límite para el cumplimiento del Año 3 es el 04.12.2021.
12 000
10 000
Avance Arequipa BOOT Arequipa
8 000
Acance Moquegua BOOT Moquegua Avance Tacna
4 773
4 664
4 664
6 000
BOOT Tacna
3 114
Avance Ilo
1 346 18
44
999 5
521
521
392
392
2 000
BOOT Ilo
1 856
1 856
4 000
0 Año 2
Año 3
Gráfico 46. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), Naturgy División de Supervisión de Gas Natural [Reportes de Naturgy]
28
QUAVII, tiene el compromiso de conectar a 150 137 usuarios residenciales en un plazo de 5 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico siguiente se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.
45 000
150 137
146 887
140 000
N° Conectados
40 000 35 000
120 000
110 907
30 000
100 000
25 000
80 000
73 277
20 000
60 000
15 000
40 000
10 000 29 704 5 000 0
20 000
2018
2019
2020
2021
2022
497
729
630
602
128
Lambayeque
1 152
1 690
1 460
1 396
164
Huaraz
1 813
2 661
2 297
2 197
400
Cajamarca
3 420
5 016
4 332
4 142
590
Chimbote
5 044
7 399
6 390
6 110
380
Chiclayo
7 446
10 923
9 432
9 019
914
Trujillo
10 332
15 155
13 089
12 514
674
Total Acumulado
29 704
73 277
110 907
146 887
150 137
Pacasmayo
160 000
0
Gráfico 47. Primer Plan de Conexiones, Concesión Norte. División de Supervisión de Gas Natural
20 077
Al respecto, se muestra el avance de conectados hasta septiembre del 2020; según lo reportado por la concesionaria. Al 06 de diciembre de 2019 alcanzó la meta contractual del Año 2 (07.12.2018 al 06.12.2019) en todas las localidades, excepto en Huaraz. El MINEM otorgó 196 días calendarios adicionales para dicha localidad, el plazo vence el 04 de diciembre del 2020. 21 000 20 000
Avance Trujillo BOOT Trujillo
19 000
Avance Chiclayo
18 000
Avance Chimbote
14 000
Avance Huaraz
10 000
BOOT Lambayeque
4 000 3 000 2 000
1 000 0 Año 2
BOOT Pacasmayo
Año 3
2 297 717 1 460 221 630
2 661 2 661 1 690 1 690 729 729
5 000
Avance Pacasmayo
4 332
4 661
6 000
5 016 5 016
7 000
850
8 000
Avance Lambayeque
7 399 7 399
9 000
BOOT Huaraz
2 004
11 000
BOOT Cajamarca
9 432
12 000
Avance Cajamarca
10 923 10 923
13 000
BOOT Chimbote
13 089
15 000
5 771 6 390
16 000
BOOT Chiclayo
15 155 15 155
17 000
Gráfico 48. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), QUAVII División de Supervisión de Gas Natural [Reportes de QUAVII]
29
De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta septiembre de 2020 entre TGP y los usuarios independientes tenemos el siguiente gráfico. MMPCD
920
920
920
920
920
920
920
920
243,00
243,00
243,20
243,20
243,20
243,20
211,03
211,03
84,6
84,6
84,6
84,6
84,6
84,6
84,6
84,6
521,8
521,8
521,8
521,8
521,8
521,8
521,8
521,8
900 800 700 600 500
400 300 200 100
0 jul-20
oct-20
ene-21 Generador
abr-21 Industrial
jul-21
oct-21 Distribuidor
ene-22
abr-22
jul-22
Capacidad Ducto
Gráfico 49. Capacidad Contratada de Transporte Firme. TgP (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
Para los usuarios de mayor consumo, los generadores eléctricos, se tiene el siguiente gráfico con las capacidades contratadas a servicio firme desde julio 2020 hasta su término de vigencia.
Gráfico 50. Capacidad Contratada de Suministro de Gas. Mercado Local (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
30
De acuerdo a los contratos de suministro suscritos entre Pluspetrol y los usuarios independientes, en el caso de generadores eléctricos, se muestra el gráfico 51 de capacidades contratadas de suministro desde julio 2020 hasta su término de vigencia.
Gráfico 51. Volumen Contratado de Suministro para GGEE. Pluspetrol (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
De los gráficos de capacidades contratadas de suministro y transporte de gas natural contratados a firme, se observa que los contratos de suministro tienen una vigencia más próxima y casi todos a excepción de Egesur, Termochilca y SDF Energía vencen desde agosto 2021 al agosto 2022. Por lo que las generadoras eléctricas deberían gestionar la renovación de sus contratos de suministro.
Gráfico 52. Contratos de Suministro vs. Contratos de Transporte. (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
31
En la 19va edición de Oferta Pública realizada, el Acto de Adjudicación de Capacidad de Transporte e inicio del periodo de negociación de Contratos de Servicio de Transporte adjudicados se realizó el 02 de agosto del 2018, Para dicho acto, se contó con la presencia de un Notario Público habiéndose realizado en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de Bases (02-08-2018, a las 16:00 horas) El Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes de la Décimo Novena Oferta Pública para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizo en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de Bases (13-07-2018, 12:30 horas) y contó con la presencia de un Notario Público no habiéndose presentado observaciones por parte de los solicitantes Del Acta se puede observar las empresas que presentaron sobres con solicitudes de capacidad fueron: CAPACIDAD OFERTADA
CAPACIDAD SOLICITADA
CAPACIDAD ADJUDICADA CAPACIDAD DISPONIBLE
Fecha de dispoEmpresa Solicim3/día MMPCD m3/día MMPCD nibilidad tante
21/08/2018
78 290
2,76
24/08/2018
22 000
0,78
TOTAL
100 290
3,54
m3/día
MMPCD
Cerámica Lima S.A.
10 000
0,35
10 000
0,35
Kallpa Generación S.A.
28 317
1,00
28 317
1,00
No se presentaron solicitantes 38 317
1,35
No se adjudicó 38 317
1,35
m3/día
MMPCD
39 973
1,41
22 000
0,78
61 973
2,19
Tabla 7. Capacidades en la 19va Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural.
La antepenúltima Oferta Pública, correspondiente a la 20ma edición, el Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizo el 06 de noviembre de 2018, no se presentó ninguna Solicitud de capacidad. En la penúltima Oferta Pública, correspondiente a la 21ra edición, en el Acto de Adjudicación que tuvo lugar el 15 de agosto del 2019, no se adjudicó capacidad, debido a que la única solicitud presentada fue observada y retirada. En la última Oferta Pública realizada, corresponde a la 22da edición, el Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizó el 27 de agosto de 2020, no se presentó ninguna Solicitud de capacidad, en el Gráfico 53 se aprecia la Capacidad Disponible a Ofertar (Disponible 2020: 70,44 MMPCD).
Gráfico 53. Demanda Comprometida de Transporte de Gas Natural hasta la 22da Oferta Pública División de Supervisión de Gas Natural
32
De acuerdo a lo establecido en el DS 017-2018-EM del 23 de julio del 2018, ante situaciones que afecten y originen la imposibilidad de cubrir total o parcialmente la demanda de gas natural al mercado interno, el MINEM declara la emergencia mediante Resolución Ministerial y se activa el Mecanismo de Racionamiento con Resolución Directoral, el mismo que es de cumplimiento obligatorio para los Productores, los Concesionarios de Transporte de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, los operadores de Plantas de Licuefacción, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES) y los Consumidores de Gas Natural.
Declarada la Emergencia y activado el Mecanismo de Racionamiento, el productor debe realizar las asignaciones de volúmenes de gas natural, aplica el orden de prioridad en la asignación de gas natural para los consumidores 1 y 2 del presente artículo. Respecto a los consumidores 3 al 6, la asignación de gas natural se aplica por prorrateo. Al respecto se aprobó mediante RCD N° 162 -2019-OS/CD del 26 de septiembre de 2019, el “Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Mecanismo de Racionamiento de Gas Natural” a fin de supervisar el cumplimiento de Entrega de información referida a las obligaciones previstas en el DS 017-2018, y el cumplimiento según el orden de prioridad la asignación de volúmenes de gas natural durante una situación de emergencia.
Tabla 8. Prioridad de la Asignación de Gas Natural en casos de Emergencia. División de Supervisión de Gas Natural
Consumidores
Asignación de Gas Natural
1. Consumidores Residenciales y Comerciales Regulados.
100% GN requerido
2. Establecimientos de Venta al Público de GNV, Establecimiento destinado al suministro de GNV en sistemas integrados de transporte y consumidores directos de GNV destinados al transporte público; y las estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural que abastezcan a los mencionados Agentes.
100% GN requerido
3. Generadores Eléctricos
Prorrateo
4. Consumidores Industriales Regulados con consumos menores a 20,000 m3/día y Estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural
Prorrateo
5. Consumidores Industriales Regulados con consumos mayores a 20,000 m3/ día.
Prorrateo
6. Consumidores Independientes con Contratos de Suministro y de Servicio de Transporte en Firme e Interrumpible.
Prorrateo
33
Henry Hub Natural Gas es un grado de gas natural que se produce dentro de Estados Unidos cuyo punto central se encuentra en Henry Hub, Louisiana. Los precios del gas natural están determinados por el intercambio y dependen principalmente por el equilibrio entre la oferta/demanda. Además, las dinámicas de sus precios dependen de los perfiles de producción, las condiciones climáticas y en una menor extensión de los precios del crudo. 14 12
US$/MMBTU
10 8 6 s ep-2020, 1,92
4 2 0
Gráfico 54. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub División de Supervisión de Gas Natural
2016
2017
2018
-30,2 2015
-3,4
4,0
2014
2,2
2,5
2013
4,0
5,9
2012
3,3
6,1
2011
2,4
6,3
8,3
Hacia el segundo trimestre del año 2020, el Producto Bruto Interno (PBI) a precios constantes del 2007, registró una disminución de -30,2 %. La pandemia provocada por el COVID-19 tiene severos efectos en la salud de las personas de las diferentes sociedades, y también está afectando la actividad económica mundial.
2020
Índice de Precios al Consumidor—Gas Natural Perú
2020-I 2020-II
2019
2019
Gráfico 55. Producto Bruto Interno, Perú División de Supervisión de Gas Natural {Instituto Nacional de Estadística e Informática]
Meses
GLP Vehicular Var. %
GNV Vehicular Var. %
Oct
-1,1
Nov
0,6
Dic Ene. 20
2,7 0,9
Feb
-0,2
Mar Abr
-0,1 0,2
May
-1,1
Jun Jul
-1,5 -1,5
Ago
-0,8
Sep
0,2
0,2 -0,2 -0,2 0,1 -0,1 0,1 1,0 1,6 0,2 -1,7 -0,5 -0,4
Gas Propano Var. %
GN Var. %
-0,3 -0,2 0,4
-0,2
-0,6
-0,4
3,0
-0,3
1,1
1,2 0,1 -0,8
-0,1
-1,9
0,1
-2,0
0,1
2,2
-0,7 -3,4 -5,9
0,6
0,0
-4,9
0,1
1,2
-1,0
1,2
2,4
0,0
-2,3
1,2
1,9
Gasolina Var. %
Petróleo Var. %
0,2 -0,4
-1,4 -0,4 -1,4
-2,1 -1,1 -2,1
-3,4 -4,0 -1,3
2,7
-3,7 0,2 0,8
Tabla 9. Variación Porcentual Mensual de los Combustibles en el Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana: octubre 2019 - septiembre 2020 [Instituto Nacional de Estadística e Informática]
2018
2010
Setiembre Agosto Julio Junio Mayo Abril Marzo Febrero Enero Diciembre Noviembre Octubre Setiembre Agosto Julio Junio Mayo Abril Marzo Febrero Enero Diciembre Noviembre Octubre Setiembre Agosto Julio Junio Mayo Abril Marzo Febrero Enero
157,43 154,55 158,22 154,58 156,19 156,03 156,03 152,67 155,76 158,71 156,99 152,48 153,46 148,30 145,80 146,46 144,97 137,29 135,39 136,39 132,35 134,84 133,19 130,98 123,87 123,00 122,15 130,11 129,23 132,97 126,90 125,55 127,99
Gráfico 56: Índice de Precio al consumidor de Gas Natural - Índice Base 2009=100,0 [Instituto Nacional de Estadística e Informática] División de Supervisión de Gas Natural
34
Para convertir de Barril (bbl) Barril (bbl) Galones (gal) Galones (gal) Galones (gal) Litros (L) Litros (L) Metro cúbico (m³) Metro cúbico (m³)
a metro cúbico (m³) pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) litros (L)
0.158988 5.61146 0.00378541 3.78541
Para convertir de Atmósferas (atm) Atmósferas (atm) Atmósferas (atm) Bar (bar)
galones (gal)
1.013
pascal (Pa)
1.013*105
PSI (lb/pulg2)
14.7 0.987 105
0.001
Bar (bar)
PSI (lb/pulg2)
14.5
0.26417
Pascal (Pa)
bar (bar)
10-5
35.3147
Pascal (Pa)
atmósferas (atm) 2
14.5*10-5
bar (bar)
0.0689
PSI (lb/pulg )
atmósferas (atm)
0.0680
PSI (lb/pulg2)
pascal (Pa)
6.894*103
PSI (lb/pulg2)
6.28981
2
0.028317 0.178107 7.4760
Para convertir de Para convertir de
a
0.987*10-5
PSI (lb/pulg )
Pascal (Pa)
Pie cúbico (ft³)
bar (bar)
pascal (Pa)
pie cúbico (ft³)
Pie cúbico (ft³)
Multiplicar por
atmósferas (atm)
0.13376
barril US (bbl)
a
Bar (bar)
pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) galones (gal)
metro cúbico (m³) barril US (bbl)
Pie cúbico (ft³)
Multiplicar por
Multiplicar por
BTU
Calorías (cal)
252.164
BTU
Joule (J)
1.055056*103
BTU
Kilowatt hora (KW.h)
2.9307*10-4
MMBTU
Gigajoule (GJ)
1.055
MMBTU
Kilocalorías (Kcal)
2.5191*105 -3
Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN)
Calorías (cal)
BTU
3.96567*10
Calorías (cal)
Joule (J)
4.1840
Calorías (cal)
Kilowatt hora (KW.h)
1.16222*10-6
Gigajoule (GJ)
MMBTU
0.947817
Gigajoule (GJ)
Kilocalorías (Kcal)
2.39006*105
Joule (J)
BTU
9.47817*10-4
Joule (J)
Calorías (cal)
0.239006
Joule (J)
Kilowatt hora (KW.h)
2.77778*10-7
Kilocalorías (Kcal)
Gigajoule (GJ)
4.184*10-6
Kilocalorías (Kcal)
MMBTU
3.96567*10-6
m³ Gas Natural (GN)
Kilowatt hora (KW.h)
BTU
3,412.14
MMBTU
Kilowatt hora (KW.h)
Calorías (cal)
8.60421*105
MMBTU
Kilowatt hora (KW.h)
Joule (J)
3.6*106
ft³ Gas Natural (GN)
a MMBTU
5.80
Tonelada equivalente de petróleo (TEP)
0.136
ft³ Gas Natural (GN)
5,800
m³ Gas Natural (GN)
164.2
MMBTU
42.5
Barril equivalente de petróleo (BEP)
7.33
ft³ Gas Natural (GN)
42,500
m³ Gas Natural (GN)
1,200
MMBTU
0.001 1,000
MMBTU
BTU Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN)
MMBTU
m³ Gas Natural (GN)
ft³ Gas Natural (GN) ft³ Gas Natural (GN) m³ Gas Natural (GN) m³ Gas Natural (GN)
Multiplicar por
0.000172 0.0000235 0.0353 0.000608 0.000830 0.172 0.0235 1,000 28.3
35
Fuente: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS.
Gas Natural
1 MMPC
Millones de barriles equivalentes de petróleo
21.33
TM GNL
BCF
34.06
TM Carbón
Billones de pies cúbicos (EEUU: 109 pies cúbicos / España: 1012 pies cúbicos)
BCFD
Billones americanos de pies cúbicos por día
BLS
Barriles
MBLS
Miles de barriles (103 barriles)
MMBLS
Millones de barriles (106 barriles)
BPD
Barriles por día
MBPD
Miles de barriles por día
MMBPD
Millones de barriles por día
BTU
British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica)
MMBTU
Millones de BTU
Gal
Galón: equivale a 3,78533 litros (Galón de los EEUU)
GLP
Gas licuado de petróleo
GN
Gas natural
GNC
Gas natural comprimido, gas natural que ha sido comprimido a una presión máxima de 25MPa (250 bar)
GNV
Gas natural vehicular
LNG
Gas natural licuado: gas natural en estado líquido a temperatura a –160°C, lo que permite reducir su volumen 600 veces para facilitar su almacenamiento y transporte.
LGN
Líquidos del gas natural
m3
Metro cúbico
m3 STD
Metro cúbico estándar: un metro cúbico (m3) a 15ºC y a una presión absoluta de 1.013 mbar
PC
Pie cúbico
MPC
Miles de pies cubico
PC GN
MPCD
Miles de pies cubico por día
TM de GNL
MMPC
Millones de pies cúbico
MMPCD
Millones de pies cúbico por día
BEP
1,000
MMBTU
0.293
Gw-h
1055
GJ
35.315
1327
46,877
PC
3
m GN
PC GN
Petróleo
42
gal USA
158.98
litros
0.1589
m3
Barril
1
7.19
TM
Bls
GLP 45,251 1.17 TM GLP
11.44
Bls BCF
CARBÓN
1 TM de carbón
Barriles equivalentes de petróleo
MMBEP
TM
1
BEP
TM GLP
169.35
1
DESCRIPCIÓN
22.09
1
m3
ABREVIATURA
0.0294 4.97
31.336
TCF
MMPC GN BEP
MMBTU
Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos) Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 pies cúbicos)
Coma (,)
Para separar decimales
TEP
Tonelada equivalente de petróleo
TM
Toneladas métricas
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – Osinergmin Gerencia de Supervisión de Energía— División de Supervisión de Gas Natural (DSGN) , setiembre 2020
Virginia Barreda Grados - Gerente de la División de Supervisión de Gas Natural Beatriz Adaniya Higa - Jefe de Producción y Procesamiento de Gas Natural José Unzueta Graus - Jefe de Transporte de Gas Natural Oscar Echegaray Pacheco - Jefe de Contratos y Asuntos Regulatorios Gerardo Meza Oscanoa - Especialista en Contratos y Asuntos Regulatorios
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37
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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