División de Supervisión de Gas Natural
Boletín
ESTADÍSTICO Procesamiento, Producción Transporte de Gas Natural
y
1er Trimestre 2021
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.
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CONTENIDO
RESERVAS Reservas de Gas Natural (10) Reservas de Líquidos de Gas Natural (11)
TRANSPORTE Transporte de Gas Natural por Lotes. (17) Capacidad Disponible de Transporte de Gas Natural (18)
PRODUCCIÓN
PROCESAMIENTO
Producción de Gas Natural Húmedo (12) Producción de Líquidos de Gas Natural (13) Disponibilidad de Suministro de Gas Natural (14)
Gas Natural Reinyectado (15) Gas Natural Procesado (15) Productos Finales por Planta (16)
EXPORTACIÓN
INDICADORES
Exportación de GNL (22) Embarques y Despacho de GNL (23)
Reservas/Producción (24) Producto Bruto Interno (35) Precios al Consumidor de Combustibles (35)
3
El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998, se concentró en la zona de Talara y se limitaba al procesamiento del gas asociado; este gas natural era usado básicamente para la generación eléctrica de las operaciones petroleras y para uso residencial en los campamentos de explotación de la costa norte. A partir de ese año, se extendió a la selva central con el inicio de las operaciones del proyecto Aguaytía. Las labores de supervisión 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 que impulsó a OSINERGMIN a replantear su organización creando, 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 año 2016, las actividades de supervisión de la distribución y comercialización de gas natural pasaron a la División de Supervisión Regional, quedando las demás actividades a cargo de la División de Supervisión de Gas Natural.
MATRIZ ENERGÉTICA El consumo de energía primaria mundial 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, en conjunto, contribuyeron tres cuartos del aumento. Todos los combustibles crecieron a un ritmo más lento; tal como se muestra en el Gráfico 1. 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 máximo de 24,2% y 5,0%, respectivamente. Las energías renovables ahora han superado a la energía 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 más de dos tercios del consumo de energía nuclear se concentra en América del Norte y Europa . Asia, América Central y América del Sur representan casi el 60% de la energía hidroeléctrica. Más del 90% de las energías renovables se consumen en Asia, Europa y América del Norte.
Gráfico 3. Porcentaje de Consumo Regional por Combustibles, 2019. División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
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MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ 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) en 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
INFRAESTRUCTURA
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
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.
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
Infraestructura de Procesamiento A. La Planta Malvinas ha tenido 2 ampliaciones, inició operaciones con capacidad de procesamiento de 440 MMPCD y, actualmente, tiene 1 680 MMPCD. La última ampliación se realizó en el 2012, incrementándose la capacidad en 520 MMPCD al instalar un nuevo tren criogénico con dos turbocompresores de 240 MMPCD cada uno, cuatro módulos en el Slug Catcher, 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. D. La planta Graña Montero Petrolera (GMP), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento de 80 MMPCD. E. La planta de Licuefacción de GNL ubicada en Melchorita - Cañete.
Foto 1. Planta de Procesamiento de Gas Natural, Malvinas. División de Supervisión de Gas Natural
de PERU LNG,
F. La planta de procesamiento de Gas Pariñas (PGP), ubicada en Talara - Piura.
Foto 2. Planta de Procesamiento de Líquidos de Gas Natural, Pisco. División de Supervisión de Gas Natural
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Infraestructura de Transporte Los sistemas de transporte de GN y LGN han tenido una evolución sostenida de acuerdo a las necesidades de la demanda de gas natural para el mercado interno, desde su inicio de operación en el 2004 hasta la actualidad, como se puede apreciar en las ilustraciones 2 y 3: A.
Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate de Lurín - Transportadora de Gas del Perú S.A.
CAP: 205 MMPCD
CAP: 314 MMPCD
CAP: 450 MMPCD
CAP: 530 MMPCD
CAP: 610 MMPCD
CAP: 655 MMPCD
CAP: 920 MMPCD
2004
2007
2009
2011
2012
2014
2016
Ilustración 2. Capacidad de Transporte de Gas Natural – TgP División de Supervisión de Gas Natural
B.
Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural de Camisea a la Costa - Transportadora de Gas del Perú S.A.
CAP: 50 MBPD 2004
CAP: 70 MBPD 2008
CAP: 85 MBPD 2009
CAP: 88 MBPD
CAP: 110 MBPD
CAP: 130 MBPD
2010
2012
2013
Ilustración 3. Capacidad de Transporte de Líquidos de Gas Natural División de Supervisión de Gas Natural
La siguiente Ilustración 4, muestra la infraestructura actual de los sistemas de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, desde Camisea a la costa del Perú, también se puede ver el ducto de Perú LNG que va desde la Planta Chiquintirca hasta la Planta Melchorita
Ilustración 4. Capacidad de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural desde Camisea a la Costa, Ducto Perú LNG -
9
RESERVAS
Reservas de Gas Natural Las reservas, al 31 de diciembre de 2018, han disminuido en 2,3 TCF respecto del año anterior, debido a que la producción del año 2018 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 volúmenes estimados que serán potencialmente recuperables cuando existan los proyectos necesarios para su puesta en producción. Esto significa que se debe superar las contingencias y lograr un desarrollo técnico y económico, comercialmente 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
Reservas de Líquidos de Gas Natural 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 la 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 [10 6]) [DGH-MINEM Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos, 2018]
11
PRODUCCIÓN Producción de Gas Natural Húmedo 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 donde 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 primer trimestre del 2021, se observa una baja producción en marzo debido a la declaratoria de emergencia del sistema de gas natural por mantenimiento en las plantas Malvinas y Pisco. En el primer trimestre del 2021, en promedio, el lote 88 produjo 1 017,62 MMPCD; asimismo, los lotes 56 y 57 produjeron 404,36 y 167,10 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 589,08 MMPCD.
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, 2021]
En el Gráfico 12 se observa en Camisea un aumento de la producción promedio mensual en el primer trimestre de este año respecto del año anterior. En el primer trimestre del 2020 se produjo en promedio 992,51 MMPCD en el lote 88; 397,31 MMPCD en el lote 56 y 196,97 MMPCD en el lote 57; siendo el total inferior a los 1 017,62 MMPCD; 404,36 MMPCD y 167,10 MMPCD del primer trimestre del 2021.
Producción GN Húmedo (MMPCD) 882,5
2020
853,2
344,0
156,6
343,4
177,6
1 110,5
415,3
183,8
2020
1 096,2
419,7
215,7
2021
1 068,9
454,8
162,5
feb
2021
ene
Trim.1
mar
2021
1 034,8
2020 0
200
Promedio de Lote 88
400
600
430,3 800
1000
Promedio de Lote 56
1200
198,9 1400
1600
1800
Promedio de Lote 57
Gráfico 12. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Cuarto Trimestre (2020 -1 vs 2021-1), Principales Lotes (MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2021]
12
Producción de Líquidos de Gas Natural 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 primer trimestre del 2021 se produjo en promedio 44 965 BPD en el lote 88, 22 290 BPD en el lote 56 y 10 401 BPD en el lote 57. Se observa una baja producción en marzo debido a la declaratoria de emergencia del sistema de gas natural por mantenimiento en plantas Malvinas y Pisco. La producción promedio mensual en Barriles por Día (BPD) durante el 2020 y 2021 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
2020
feb
mar
2021
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, 2021]
En el Gráfico 14 se compara la producción promedio mensual del primer trimestre del 2021 y la producción del mismo periodo del año 2020. Se observa una disminución en los volúmenes totales producidos de líquidos de gas natural en todos los meses; aumentando solo la producción del lote 56 en el mes de enero, respecto del periodo anterior del año 2020.
LGN Producido (BPD)
37 057
mar
2021
18 837
40 319
2020
19 134
49 734
11 153
23 083
11 426
feb
2021
9 675
52 194
2020
23 747
13 314
48 565
25 028
10 200
2020
48 734
23 554
12 584
ene
2021
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, 2021]
13
Ventas de Pluspetrol a los Consumidores Independientes 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 primer trimestre del 2021, el gas natural del Lote 56 es destinado para la exportación y el gas natural del Lote 88 es para el consumo Interno.
MMPCD
mar
576,1
feb
551,2
351,1
ene
534,2
400,5
El detalle por tipo de actividad de cada consumidor del mercado nacional se observa en el Gráfico 16:
Ventas Lote 88
265,2
Ventas Lote 56
Gráfico 15. Ventas de Gas Natural Promedio del Mes (en MMPCD)
Gráfico 16. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T1-2021, Lote 88 (en MMPC) División de Supervisión de Gas Natural [Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]
Suministro Disponible de Gas Natural Los volúmenes de gas natural contratados se suscriben en la modalidad a volumen firme o interrumpible; sin embargo, el consumo de cada empresa es inferior a lo establecido en los contratos correspondientes, debido a ello se tiene en el mercado volumen no utilizado que viene a ser la diferencia entre los volúmenes a contrato firme y el volumen medido en el punto de entrega. Para el consumo del mercado nacional, esta diferencia se muestra en celeste en el Gráfico 17, se observa una recuperación en el nivel de ventas luego de un descenso considerable debido a la emergencia provocada por el COVID-19. 1 200 MMPCD
Ventas y Consumo GN - Mercado interno
1 000
Contrato Interrumpible: 134,20
Contrato Firme: 873,57
800
253,3
205,6
180,6
81,6
181,1
258,9
390,8 600
531,4 727,6
322,3
297,5
534,2
551,2
576,1
ene21
feb21
mar21
655,8
400
200
339,3
648,7
696,3
jul20
ago20
720,4
719,9
819,5
642,2
511,2 368,8 174,3
246,2
0
mar20
abr20
may20
Ventas Lote 88
jun20
Disponible Lote 88
sep20
oct20
nov20
Contrato Firme
dic20
Capacidad Interrumpible
Gráfico 17. Ventas y Consumo Mensual de Gas Natural (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]
14
PROCESAMIENTO Gas Natural Reinyectado Para mantener la presión del reservorio, procesos de reciclaje, 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 separan 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 2020 y 2021. MMPCD 700 600
223,25
32,70
198,79
417,44
0,00
425,83
0,00
301,32
335,11
0,00
209,94
100
63,92
273,88
333,85
0,00 0,00
457,13
455,46
378,43
360,73
364,53
300 200
0,00 12,96
0,00 0,00 0,00
480,87
400
23,23
0,00
331,15
500
0 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
2020
Promedio de Reinyectado del 88
sep
oct
nov
dic
ene
Promedio de Reinyectado del 56
feb
mar
2021
Gráfico 18. Reinyección de Gas Natural , por Lotes (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2021]
Gas Natural Procesado A la Planta de Procesamiento de Malvinas ingresa gas natural que requiere ser procesado para separar los líquidos de Gas Natural del gas natural seco y otros componentes no deseados; en el Gráfico 19 se observa que, en ciertas ocasiones, se procesa mayor volumen de gas natural por lo cual se infiere que se está operando dentro del rango de flexibilidad (rango entre el valor de diseño y el de operación) de la Planta Malvinas, siendo su capacidad de diseño de 1 680 MMPCD. 2000 MMPCD
Lote 88
Lote 56
Lote 57
Diseño de Planta
1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene
2020 Gráfico 19. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en MMPC)
feb
mar
2021
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario al OSINERGMIN, 2021]
15
Planta Pisco Los Líquidos de Gas Natural son trasladados a la Planta de fraccionamiento de Pisco mediante un poliducto operado por Transportadora de Gas del Perú (TgP). En el Gráfico 20 se puede observar el volumen de los líquidos de gas natural procesados en la Planta Pisco en el primer trimestre del 2021. 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 ene 21
feb 21
Lote 88
mar 21
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, 2021]
Productos Finales Por medio de procesos físicos se separan los hidrocarburos para obtener productos de uso específico como son, propano y butano que componen el GLP, gasolina natural, nafta y MDBS (Middle Distillate Blending Stock). En el Gráfico 21 se muestra la producción promedio mensual de la Planta Pisco, donde se evidencia una producción constante en los meses de enero y febrero del primer trimestre 2021, baja producción en marzo debido a la declaratoria de emergencia del sistema de gas natural por mantenimiento en las plantas Malvinas y Pisco. MBPD
Promedio de Propano
100
10,03
80
10,12 60
31,50
Promedio de Butano
10,26
8,37
8,68
9,14
40,31
37,63
32,68
37,90 34,60
6,56
37,56
Promedio de Nafta
Promedio de Diesel
6,10
5,95
5,13
4,93
5,02
34,76
34,95
33,93
34,29
34,21
3,79
26,53 15,59
40
11,57
12,94
25,45
27,54
20
33,82
15,11
32,10
13,55 29,19
15,82
31,70
13,54 31,11
12,90
13,43
29,68
30,83
13,88
13,55
13,77 11,52
31,11
31,96
31,93
ene
feb
24,86
0 mar
Trim.1 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
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, 2021]
16
TRANSPORTE Transporte de Gas Natural La concesión de Transporte de Gas Natural por ductos está a cargo de Transportadora de Gas del Perú S.A. (TgP). En el Gráfico 22 se representa el volumen promedio diario transportado por cada mes y por cada lote. El volumen promedio transportado mensualmente durante el primer trimestre del 2021 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 primer trimestre del 2021 presenta un aumento de alrededor de 1,17% respecto al mismo trimestre del año anterior. 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
0
2014
2015
2016
Promedio de GT L88
2017
2018
Promedio de GT L56
2019
2020
2021
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, 2021]
MMPCD
1400
1200 1000
200
188
354
404 800
381
390
164
600
200 Gráfico 23.. Comparación de Gas Natural Transportado por Lotes T1-2020 vs T1-2021(en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de TgP, OSINERGMIN, 2021]
572
527
400
268
306 587
593
557
382 175
156
0
2020
2021
ene Promedio de GT L88
2020
2021
feb Promedio de GT L56
148 2020
2021
mar Promedio de GT L57 17
Capacidad de Transporte Disponible TgP, concesionaria del servicio de transporte de gas natural por ductos, mediante ofertas públicas celebra contratos de transporte a servicio firme, en los que asigna Capacidad Reservada Diaria (CRD) a las empresas contratantes. En el siguiente Gráfico 24, se observa niveles normales del volumen transportado, 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
849,36
849,36
849,36
849,36
800
260,24
700
849,36
849,36
849,36
195,23 176,52 177,82
848,55
848,55
848,75
848,75
848,75
366,38 341,63
322,42
482,37 507,13
526,33
ene-21
mar-21
83,08
252,21
370,31
600 500
719,30
629,25
400
765,47
300
589,12
596,34
479,06
200 100
654,14 672,84 671,54
130,07
220,11
0 abr-20
may-20
jun-20
jul-20
ago-20
sep-20
Volumen Medido por Empresa Receptora
oct-20
nov-20
dic-20
Capacidad No Utilzada
feb-21
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, 2021]
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
0,10 0,23 1,15
0,07 0,24 1,13
0,10 0,24 1,14
0,10 0,25 1,12
0,09 0,25 1,11
0,10 0,25 1,14
8,88
9,00
8,87
8,96
9,01
8,93
89,64
89,55
89,65
89,56
89,54
89,58
ene
feb
mar
96,00 94,00 92,00 90,00 88,00 86,00
84,00 82,00 80,00
Trim.1 2018
2019
2020
Promedio de Metano
Promedio de Etano
Promedio de CO2
Promedio de C3+
2021
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, 2021]
18
Mercado Secundario de Gas Natural (Transferencias) MMPCD
32
16
8
31,54 14,99 19,13 23,08 28,28
24
4,48 6,02 5,01 4,92 12,65 12,88 16,83 17,62 14,90 12,66 16,72 12,99 7,27 13,86 13,76 11,18 10,63 18,24 14,09
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.
abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar
El volumen transferido entre empresas receptoras se 0 muestran en el Gráfico 26. Estos valores son referenciales debido a que no se transfiere la misma cantidad todos los días. Gráfico 26.
Volumen Transferido Entre Empresas Receptoras (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2021]
15,99
En el Gráfico 27 se detalla las transferencias realizadas entre las empresas como un promedio diario durante el mes de marzo del 2021.
6,24 3,77
2,29
-1,90
-2,18
-4,16
-20,04
Contugas S.A.C.
ENEL Generación Peru S.A.A.
ENGIE Energía Perú S.A.
Limagas
Minsur S.A.
Shell GNL Perú S.A.C.
Sudamericana de Fibras S.A.
Termochilca S.A.C.
Gráfico 27. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante marzo-2021 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2021]
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: — ENGIE Energía Perú S.A. >>> Shell GNL Perú S.A.C., ENEL Generación Perú S.A.A., Limagas Natural Perú S.A. y Sudamericana de Fibras S.A. — Contugas S.A.C y Minsur S.A. >>> ENEL Generación Perú S.A.A. — Termochilca S.A.C >>> Sudamericana de Fibras S.A.
Según la información disponible a la fecha, los volúmenes totales transferidos por empresa receptora de marzo de 2019 a marzo de 2021 se muestran en el Gráfico 28. 1500 MMPC/mes
1200
900
600
300
0
Gráfico 28. Volumen de Transferencia entre Empresa Receptora. Promedio Mensual (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2021]
19
CONSUMO DE GAS NATURAL Consumo de Gas Natural de Camisea por Sectores El consumo de gas natural en el Perú, está en crecimiento constante y es el sector de generación eléctrica el mayor consumidor. En los años 2017 y 2018, el consumo total de gas natural tuvo una contracción; aunque se incrementó el consumo del los sectores industrial, GNV y residencial/comercial, no compensó la disminución del consumo de gas natural en la generación eléctrica. Se mantienen niveles estables de consumo en el primer trimestre del 2021, luego de una considerable disminución debido a la emergencia provocada por el COVID-19. MMPCD 700
404,70 367,35
600
336,82
373,43
353,41
316,22 500 400 300 134,04
152,93
133,83
136,49
133,88
112,78
200 100
64,98
64,90
66,31
67,56
71,46
8,01
9,38
11,12
14,82
18,64
48,18 22,52
0 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 mar-21 GNV
Residenciales y Comerciales
Generadores Eléctricos
Industriales
Gráfico 29. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – 2021 (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 primer trimestre del 2021, en comparación con el mismo periodo del año anterior, los sectores Generadores Eléctricos, Industriales y Residencial/Comercial incrementaron su consumo en promedio 27,71; 28,58 y 1,85 MMPCD, respectivamente. Mientras que el sector GNV redujo su consumo en 11,20 MMPCD. En el Gráfico 30 se compara los consumos promedios por sectores del primer trimestre del 2020 y 2021.
Promedio 2020-1 242,02 54%
Promedio 2021-1 269,73 55%
121,67 27%
150,25 31%
60,41 14% 20,19 5%
49,21 10% 22,04 4%
Generadores Eléctricos
Industriales
Generadores Eléctricos
Industriales
GNV
Residenciales y Comerciales
GNV
Residenciales y Comerciales
Gráfico 30. Consumo Promedio del Trimestre 2021-1 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 primer trimestre del 2020 y 2021, se evidencia un aumento de consumo del 2020 al 2021 solo en el mes de marzo en todos los sectores; sin embargo, una reducción en los meses de enero y febrero, principalmente en los sectores de generadores MMPCD 600,00
21,05 20,63 450,00
68,65
20,44
22,89
22,79
70,75
52,28
43,27
52,08
145,13
126,70
150,86
159,69
300,00
140,18 18,90
41,84
93,17 150,00
276,55
288,17
234,08
298,11
276,98 161,34
0,00 2020
2021
2020
2021
ene
2020
2021
feb
mar
Trim.1 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 – marzo 2021 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]
Consumo de Gas Natural 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 2021-1, como se puede apreciar, son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores.
56%
29%
30%
4%
94%
74%
56%
10%
Principal uso: Generación Eléctrica 56% del Consumo Total: 459,298 MMPCD
5%
10%
Principal uso: Generación Eléctrica 56% del Consumo Total: 20,880 MMPCD
0%
24%
Principal uso: Industriales 74% del Consumo Total: 7,207 MMPCD
2% 0%
6% 0%
Principal uso: Industriales 94% del Consumo Total: 3,839 MMPCD
Gráfico 32. Demanda de Gas Natural Estimada por Sectores de las Concesiones de Distribución. División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]
21
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO Suministro de Gas Natural a la Planta Melchorita La Planta de Melchorita recibió de TgP, en promedio, 50 372,1 MMPC de gas natural durante en el primer trimestre del 2021, produciendo con este volumen 2 088 602,6 m3 de Gas Natural Licuado. En el mismo periodo del 2020, la planta recibió 54 413,3 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 2 278 717,2 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
19 688,21
24 697,92
25 378,27
24 481,94
24 869,97
23 579,03
25 162,13
26 275,46
22 326,99
12 000
25 050,92
16 000
26 461,05
20 000
4 000
0 ene 2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
feb
mar
2021
Gráfico 33. Gas Natural Procesado en la Planta Melchorita, Promedio Mensual 2013-2021 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
Volumen de Gas Natural Exportado Shell GNL es el off taker, responsable de la exportación a mercados internacionales, ello lo realiza por medio de barcos especialmente acondicionados, denominados buques metaneros. En el Gráfico 34 se muestra el número de embarques y el volumen total exportado, por país de destino, en el primer trimestre 2021.
Gráfico 34. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T1-2021 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
22
Embarques de Gas Natural Licuado En el Gráfico 35 se muestra en detalle las fechas de cada uno de los embarques que se realizaron durante el primer trimestre del
Gráfico 35. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T1-2021 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
2021 desde la planta de licuefacción Melchorita.
157 007,79
19-mar
135 988,86
12-mar
170 172,31
En el Gráfico 36 se muestra las fechas de cada uno de los despachos que se realizaron durante el primer trimestre del 2021 desde la Estación de Carga: Planta de licuefacción Melchorita.
06-mar
166 901,96
01-mar
135 556,31
Para una mejor visualización, se presenta el Gráfico 37, donde se tiene el total de GNL cargado y el número de camiones cisternas.
23-feb
155 900,74
18-feb
163 868,68
06-feb
136 290,78
01-feb
167 884,81
24-ene
135 591,41
19-ene
170 593,12
12-ene
169 005,76
08-ene
159 733,78
Despacho de GNL a Camiones Cisterna
28-mar 26-mar 24-mar
22-mar 20-mar
mar
18-mar
16-mar 14-mar 12-mar
10-mar 08-mar 06-mar
04-mar 02-mar 28-feb
26-feb 24-feb 22-feb
20-feb 18-feb
feb
16-feb
14-feb 12-feb 10-feb
08-feb 06-feb 04-feb
02-feb 31-ene 29-ene
27-ene 25-ene 23-ene
21-ene
ene
19-ene 17-ene
15-ene 13-ene 11-ene
09-ene 07-ene 05-ene
03-ene 01-ene
0,00 0,00 0,00
252,58
feb
406,52
545,80 597,12 289,90 500,93 545,80 400,52 497,38 500,71 492,49 395,64 503,82 544,47 397,19 491,60 447,17 452,06 592,90 492,71 595,34 500,04 501,82 592,90 646,88 550,25 541,58 549,36 390,75 442,95 652,65 497,38 499,60 606,00 391,64 352,76 452,06 499,15 444,51 550,02 397,63 400,52 550,25 443,62 498,27 551,80 541,14 450,95 549,14 498,93 451,17 492,71 437,62 642,21 635,77 775,50 537,14 592,68 548,47 494,71 698,19 446,95 495,60 684,42 732,40 737,51 685,31 532,70 732,18 423,40 639,10 640,21 634,66
ene
30-mar
646,88 546,91 598,01 509,15 489,82 641,55 644,66 505,37 543,14 597,78 795,05 440,73
mar
24-mar
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 T1-2021 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
18000
375
16000
14000
282
288
18 491,12
14 034,50
14 321,51
ene
feb
mar
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Despacho a Cisterna (m3)
Suma de Despachos
Gráfico 37 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T1-2021 (en m3) [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
23
RELACIÓN RESERVAS Y PRODUCCIÓN – BALANCE VOLUMÉTRICO 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 realizó 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 el inicio de 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 157,4 MMPCD de gas seco y 10,3 MBPD de LGN en el primer trimestre de 2021. Considerando que se mantiene una producción promedio anual de 0,064 TCF (2020) 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
90 Años
1,533
78
1,4
1,469
80
1,404
1,390 70
0,620
1,2 1,0
60
0,941
1,059
1,117 0,8
0,406
0,517
0,926 1,055
29
1,031
30
25
23
0,478 0,118
0,4780,179
0,478 0,244
22 0,308 0,478
0,055
0,061
0,065
0,064
0,4 0,2 0,0
0,542 0,014 0,014
0,063 0,050
50 40
0,990
33
0,6
0,535
0,912
22 20 0,322 0,478 10 0,014
0
31/12/2014 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2018 31/12/2019 31/12/2020 31/03/2021
Producción Acumulada
Producción
Reservas PND
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 0,129 TCF (2020) y las reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre del 2018, se tendría produciendo el Lote 56 por diez años más.
24
TCF 3,000
24
2,500
2,350
Años 25
2,996 2,756 2,427
2,302 1,505
2,111
1,275
2,000
14
1,015
1,677
1,766
1,304 1,256
1,092
1,566 12
13 0,838
13
1,000
1,403
1,433
1,529 11
0,615
1,304 1,823 1,663 1,792 1,273
0,482
10 0,353
10 0,322
0,951
0,951
0,951
10
0,930
1,492
1,287
5
1,111 0,661
0,309 0,211
0,098 0,240 0,098
1,482 0,744 0,518
0,500
0,000
15
13
11
2,110
1,949
14 12
1,500
20
2,295
0,210
0,225
Producción Acumulada
0,806
0,618
0,162
0,187
0,951
Producción
0,164
0,148
Reservas PND
0,126
0,133 0,129
Reservas PD
RP
0,031 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 con base en el ajuste en el modelo de simulación del campo Cashiriari. Como se puede apreciar, la producción de gas natural seco en el año 2020 ha sido alrededor de 0,207 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 treinta y uno años más.
TCF 64 8,6 8,4
58
Años
10,1
10,0
9,7
55
51
50
Producción Acumulada
Producción
Reservas PND
4,691
3,322
4,691
Reservas PD
20
4,691 0,051 3,372
4,691
0,207
3,929
5,428
3,115
2,155
4,076
0,234
2,122
0,221 1,921
2,216
0,184 1,699
1,116
2,155
0,1791,516
1,116
0,1651,337
2,0
0,134 1,172
4,0
0,245
7,898
7,309
2,870
6,023
0,233
7,476
7,974
6,69
6,48 6,43 38 3,377 40 38 2,242 1,997 1,791 1,740 5,803 31 31 30 30 27 2,637
8,160
6,0
43
6,93
0,229
45
2,409
8,0
0,0
60
8,8
0,254
10,0
10,2
10,3
10 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
CONTRATOS DE CONCESIÓN Mapa de Concesiones 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 se puede 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.
Proyecto Masificación del Uso de Gas Natural - Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en las Regiones Altoandinas y Ucayali
Piura
Chiclayo Pacasmayo Trujillo Chimbote GNL
Huaraz
Huanta Abancay
Ilo
Ilo
(*) Convenio para la administración provisional de la concesión Suroeste. (**) 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 marzo 2021.
Ubicación de Concesiones de Transporte y Distribución de Gas Natural en el Perú, 2021. División de Supervisión de Gas Natural
Es importante señalar la composición accionaria de las concesionarias de distribución; en el siguiente gráfico, se puede observar cómo está conformada cada empresa C O M PO SICIO N A CCI ONA RIA PROMIGAS
Grupo Energía Bogota
TGI
Surtigas
PARTICIPACIÓN EN LA DISTRIBUCIÓN DE GN EGP
LNG Holding
LNG Holding 0,004%
TGI 2,13%
7
25
31 60
Grupo Energía Bogota 29,42%
Surtigas 3,67%
75 93 75
69
PROMIGAS 64,77%
40 25
CA LI DDA
C O N T U G AS
Q UA V I I
G N T U MB E S
Otros 0,005% EGP 0,001%
G A S N O RP
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
Compromisos Contractuales Dentro del cumplimiento de las obligaciones dispuestas en los contratos de concesión otorgados por el Estado y aquellos derivados del proceso de promoción en el sector energía y que son competencia de ser supervisados por la DSGN, se presenta algunos datos relevantes.
Plan mínimo de Cobertura CONTUGAS, tiene el compromiso de conectar a 50 000 usuarios residenciales en un plazo de 6 años desde el 2015.
30 000
48 425
50 000 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
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
0
Gráfico 43.Usuarios conectados y resultados de la supervisión, Ica División de Supervisión de Gas Natural
Al 29 de enero de 2021, de acuerdo al plazo otorgado por el MINEM de 275 días calendarios adicionales de Fuerza Mayor por Estado de Emergencia Nacional, se cumplió el Año 6 de operación en Contugas. En el siguiente cuadro se puede observar el avance del compromiso contractual de conectados vs lo efectivamente conectado hasta enero del 2021. 1500
1403 Avance Pisco
1200
BOOT Pisco Acance Ica
900
BOOT Ica
740
Avance Nasca 600
BOOT Nasca
459 378
324 300
255 53
52
97
Avance Marcona BOOT Marcona
80
0
Año 6 Gráfico 44. Usuarios conectados y resultados de la supervisión, Ica División de Supervisión de Gas Natural
27
NATURGY PERU S.A. (Antes GAS NATURAL FENOSA PERÚ), tiene el compromiso de conectar 64 000 usuarios residenciales en un plazo de 7 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 45 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.
20 000
70 000
N° Conectados
18 000
64 000
60 500
16 000
60 000
54 986 50 000
14 000 12 000
40 000
39 269
10 000 30 000
28 862
8 000 6 000
20 000
4 000
0
10 000
9 663
2 000 2 230 2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Ilo
155
521
1 346
726
1 100
385
245
Tacna
557
1 856
4 773
2 585
3 905
1 371
870
Moquegua
114
392
999
623
838
291
186
Arequipa
1 404
4 664
12 081
6 473
9 874
3 467
2 199
Total Acumulado
2 230
9 663
28 862
39 269
54 986
60 500
64 000
0
Gráfico 45. Primer Plan de Conexiones Sur Oeste División de Supervisión de Gas Natural
12 081
Al respecto, en el gráfico 46 se muestra el avance de conectados del Año 3, hasta marzo del 2020, según lo reportado por la concesionaria. Es preciso señalar que para el Año 2 (05.12.2018 al 04.12.2019) y al término del mismo, alcanzaron la meta contractual en todas las localidades. Se declara la caducidad de la concesión del sistema de distribución de gas natural por red de ductos suroeste a partir del 19 de diciembre de 2020.
12 000
10 000
Avance Arequipa BOOT Arequipa
8 000
Acance Moquegua BOOT Moquegua Avance Tacna
4 773
4 664
4 664
6 000
BOOT Tacna
3 114
Avance Ilo
1 346 18
44
999 5
521
521
392
392
2 000
BOOT Ilo
1 856
1 856
4 000
0 Año 2
Año 3
Gráfico 46. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), Naturgy División de Supervisión de Gas Natural [Reportes de Naturgy]
28
QUAVII, tiene el compromiso de conectar a 150 137 usuarios residenciales en un plazo de 5 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico siguiente se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT. 45 000
150 137
146 887
140 000
N° Conectados
40 000 35 000
120 000
110 907
30 000
160 000
100 000
25 000
80 000
73 277
20 000
60 000
15 000
40 000
10 000 29 704 5 000 0
20 000
2018
2019
2020
2021
2022
497
729
630
602
128
Lambayeque
1 152
1 690
1 460
1 396
164
Huaraz
1 813
2 661
2 297
2 197
400
Cajamarca
3 420
5 016
4 332
4 142
590
Chimbote
5 044
7 399
6 390
6 110
380
Chiclayo
7 446
10 923
9 432
9 019
914
Trujillo
10 332
15 155
13 089
12 514
674
Total Acumulado
29 704
73 277
110 907
146 887
150 137
Pacasmayo
0
Gráfico 47. Primer Plan de Conexiones, Concesión Norte. División de Supervisión de Gas Natural
30 000
28 052
Al respecto, se muestra el avance de conectados hasta marzo del 2021, según lo reportado por la concesionaria. El MINEM otorgó 169 días calendarios adicionales de Fuerza Mayor por Estado de Emergencia Nacional; el plazo para el año 3 contractual vence el 24 de mayo del 2021. Avance Trujillo BOOT Trujillo 27 000
Avance Chiclayo BOOT Chiclayo
24 000
Avance Chimbote BOOT Chimbote
21 000
Avance Cajamarca
BOOT Cajamarca
18 000
11 513
Avance Pacasmayo BOOT Pacasmayo
0 Año 3
630
1 135
1 460
1 402
2 297
3 000
1 865
4 332
3 561
6 000
BOOT Lambayeque
6 390
9 000
Avance Lambayeque
9 432
12 000
BOOT Huaraz
10 459
15 000
13 089
Avance Huaraz
Gráfico 48. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), QUAVII División de Supervisión de Gas Natural [Reportes de QUAVII]
29
Contratos y Adendas de Transporte, Suministro y Distribución de Gas Natural De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta marzo de 2021 entre TGP y los usuarios independientes, se tiene el siguiente gráfico. MMPCD
920
920
920
920
920
920
920
920
243,20
243,20
243,20
243,20
211,03
211,03
211,03
211,03
83,8
83,8
83,8
83,8
83,8
83,8
81,6
81,9
512,4
512,4
512,4
512,4
512,4
512,4
512,4
512,4
900 800 700 600 500
400 300 200 100
0 ene-21
abr-21
jul-21 Generador
oct-21
ene-22
Industrial
abr-22 Distribuidor
jul-22
oct-22
ene-23
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 enero 2021 hasta su término de vigencia.
600
CAPACIDAD CONTRATADA A FIRME DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL - GGEE
500
MMPCD
400
300
200
100
0
ene-21 dic-21 nov-22 oct-23 sep-24 ago-25 jul-26 jun-27 may-28 abr-29 mar-30 feb-31 ene-32 dic-32 nov-33 Kallpa
SDF Energia
ENGIE
Egesur
Fenix Power
Termochilca
ENEL
Gráfico 50. Capacidad Contratada de Transporte de Gas. Generadores Eléctricos (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
30
De acuerdo a los contratos de suministro suscritos entre Pluspetrol y los usuarios independientes, en el caso de generadores eléctricos, se muestra el gráfico 51 de capacidades contratadas de suministro desde enero 2021 hasta su término de vigencia. MMPC 600
500
400
139,49
150,09
Engie Energía Perú S.A.
Kallpa Generación S.A.
EGESUR
Fénix Power Perú S.A.
Enel Generación Perú S.A.A.
SDF Energía S.A.C.
Termochilca S.A.C.
300
85,9 200
137,76 100
14,13 0
45,03
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, Fénix Power, Termochilca y SDF Energía, vencen desde agosto 2021 a agosto 2022. Por lo que las generadoras eléctricas deberían gestionar la renovación de sus contratos de suministro. MMPCD 600 500
400 300 200 100 0
Contratos Transporte GGEE
Contratos Suministro GGEE
Gráfico 52. Contratos de Suministro vs. Contratos de Transporte. (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
31
Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural 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 realizó 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 De acuerdo al 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.
En 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 que se realizó 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 Abr2021: 80,60 MMPCD).
Gráfico 53. Demanda Comprometida de Transporte de Gas Natural hasta la 22da Oferta Pública División de Supervisión de Gas Natural
32
Mecanismo de Racionamiento para el abastecimiento de Gas Natural al mercado interno ante una declaratoria de emergencia De acuerdo a lo establecido en el DS 017-2018-EM del 23 de julio del 2018, ante situaciones que afecten y originen la imposibilidad de cubrir total o parcialmente la demanda de gas natural al mercado interno, el MINEM declara la emergencia mediante Resolución Ministerial y se activa el Mecanismo de Racionamiento con Resolución Directoral, el mismo que es de cumplimiento obligatorio para los Productores, los Concesionarios de Transporte de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, los operadores de Plantas de Licuefacción, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES) y los Consumidores de Gas Natural.
Declarada la Emergencia y activado el Mecanismo de Racionamiento, el productor debe realizar la asignación de volúmenes de gas natural aplicando 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 en la asignación de volúmenes de gas natural durante una situación de emergencia.
Tabla 8. Prioridad de la Asignación de Gas Natural en casos de Emergencia. División de Supervisión de Gas Natural
Consumidores
Asignación de Gas Natural
1. Consumidores Residenciales y Comerciales Regulados.
100% GN requerido
2. Establecimientos de Venta al Público de GNV, Establecimiento destinado al suministro de GNV en sistemas integrados de transporte y consumidores directos de GNV destinados al transporte público; y las estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural que abastezcan a los mencionados Agentes.
100% GN requerido
3. Generadores Eléctricos
Prorrateo
4. Consumidores Industriales Regulados con consumos menores a 20,000 m3/día y Estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural
Prorrateo
5. Consumidores Industriales Regulados con consumos mayores a 20,000 m3/ día.
Prorrateo
6. Consumidores Independientes con Contratos de Suministro y de Servicio de Transporte en Firme e Interrumpible.
Prorrateo
33
En la Tabla 9, se muestra los Mecanismos de Racionamiento activados durante el primer trimestre del 2021, detallando la Resolución Directoral, el periodo y la causa de los mismos.
Resolución Directoral
RD 087-2021-MINEM/DGH
Periodo del Mecanismo de Racionamiento 27 de marzo al 04 de abril del 2021
Causa Trabajos de mantenimiento e integridad en las plantas de Malvinas y Pisco. Actividades de mantenimiento en el KP 43 del
Del Mecanismo de Racionamiento activado por RD 087-2021-MINEM/DGH, en relación con los volúmenes de gas natural autorizados por el Transportista y los volúmenes medidos para cada día operativo, éstos se muestran en el Gráfico N° 54. Al respecto, se observa que las empresas consumieron un volumen ligeramente menor al total autorizado por el Transportista, teniendo una variación de –5,72%.
Gráfico 54. Volúmenes Autorizados y Medidos durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 160 -2020-MINEM/DGH División de Supervisión de Gas Natural
El Gas Natural destinado a Perú LNG para su consumo propio proveniente del Lote 88 para el periodo de vigencia del Mecanismo de Racionamiento se muestra en el Gráfico N° 55.
Gráfico 55. Volumen para consumo propio PERU LNG durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 160-2020-MINEM/DGH División de Supervisión de Gas Natural
34
INDICADOR DE PRECIOS DEL GAS NATURAL
14 12
10
US$/MMBTU
8
ma r-2021, 2,62
6 4 2 0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 56. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub División de Supervisión de Gas Natural
Producto Bruto Interno Perú
Índice de Precios al Consumidor—Gas Natural Perú
2020
-9,0
-30,0
-3,7
-1,7
2,2
4,0
2,5
4,0
3,3
2,4
5,9
6,1
6,3
8,3
Hacia el cuarto trimestre del año 2020, el Producto Bruto Interno (PBI), a precios constantes del 2007, registró una disminución de -1,7 %. 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.
2021
Henry Hub es un sistema de ductos de gas natural localizado en Erath, Louisiana, Estados Unidos, de propiedad de Sabine Pipe Line LLC, una subsidiaria de EnLink Midstream Partners LP, quienes compraron el activo de Chevron Corporation en 2014. Sirve como el centro oficial de distribución para contratos de futuros. Los precios del gas natural están determinados por el intercambio y dependen principalmente por el equilibrio entre la oferta/demanda.
Gráfico 57. Producto Bruto Interno, Perú División de Supervisión de Gas Natural {Instituto Nacional de Estadística e Informática]
Índice de Precios de Combustibles GNV Vehicular Var. %
1,0 1,6 0,2 -1,7 -0,5 -0,4 -0,1 -0,1 0,0 0,1 0,0 -0,2
Abr
0,2
May
-1,1
Jun Jul
-1,5 -1,5
Ago
-0,8
Sep Oct
0,2 -0,3
Nov
2,3
Dic
7,0 13,7
Ene. 21 Feb
9,2
Mar
-0,5
149,89
Febrero
149,25
Enero
150,11
Diciembre
150,36
Noviembre
150,15
Octubre
156,19
Setiembre
157,43
Agosto
154,55
Julio
158,22
Junio
154,58
Mayo
156,19
Abril
156,03
Marzo
156,03
Febrero
152,67
Enero
155,76
Diciembre
158,71
Noviembre
156,99
Gasolina Var. %
Petróleo Var. %
Gas Propano Var. %
-1,1
-0,7 -3,4 -5,9
0,6
0,0
Octubre
152,48
-4,9
0,1
Setiembre
153,46
1,2
-1,0
Agosto
148,30
-3,7 0,2 0,8
1,2
2,4
Julio
0,0
-2,3
145,80
1,2
1,9
Junio
146,46
-1,2 -0,8 3,1
0,1
-0,8
Mayo
144,97
0,6
-3,9
0,1
0,1
5,6 5,0 7,7
8,1
-2,1
-3,4 -4,0 -1,3
2,7 -0,6 -0,4
0,7 6,1 6,3
6,6
GN Var. %
2019
Meses
GLP Vehicular Var. %
Marzo
Abril
137,29
Marzo
135,39
-0,2
Febrero
136,39
3,3
-0,6
Enero
132,35
0,0
0,4
Tabla 9. Variación Porcentual Mensual de los Combustibles en el Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana: abril 2020 - marzo 2021 [Instituto Nacional de Estadística e Informática]
Gráfico 58: Índice de Precio al consumidor de Gas Natural - Índice Base 2009=100,0 [Instituto Nacional de Estadística e Informática] División de Supervisión de Gas Natural
35
Factores de Conversión de Unidades y Equivalencias Volumen
Presión
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
0.987*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
0.178107 7.4760
Equivalencias Usadas en Gas Natural Energía Para convertir de Para convertir de
a
Multiplicar por
BTU
Calorías (cal)
252.164
BTU
Joule (J)
1.055056*103
BTU
Kilowatt hora (KW.h)
2.9307*10-4
MMBTU
Gigajoule (GJ)
1.055
MMBTU
Kilocalorías (Kcal)
2.5191*105 -3
Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN)
Calorías (cal)
BTU
3.96567*10
Calorías (cal)
Joule (J)
4.1840
Calorías (cal)
Kilowatt hora (KW.h)
1.16222*10-6
Gigajoule (GJ)
MMBTU
0.947817
Gigajoule (GJ)
Kilocalorías (Kcal)
2.39006*105
Joule (J)
BTU
9.47817*10-4
Joule (J)
Calorías (cal)
0.239006
Joule (J)
Kilowatt hora (KW.h)
2.77778*10-7
Kilocalorías (Kcal)
Gigajoule (GJ)
4.184*10-6
Kilocalorías (Kcal)
MMBTU
3.96567*10-6
m³ Gas Natural (GN)
Kilowatt hora (KW.h)
BTU
3,412.14
MMBTU
Kilowatt hora (KW.h)
Calorías (cal)
8.60421*105
MMBTU
Kilowatt hora (KW.h)
Joule (J)
3.6*106
ft³ Gas Natural (GN)
a MMBTU
5.80
Tonelada equivalente de petróleo (TEP)
0.136
ft³ Gas Natural (GN)
5,800
m³ Gas Natural (GN)
164.2
MMBTU
42.5
Barril equivalente de petróleo (BEP)
7.33
ft³ Gas Natural (GN)
42,500
m³ Gas Natural (GN)
1,200
MMBTU
0.001 1,000
MMBTU
BTU Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN)
MMBTU
m³ Gas Natural (GN)
ft³ Gas Natural (GN) ft³ Gas Natural (GN) m³ Gas Natural (GN)
m³ Gas Natural (GN)
Multiplicar por
0.000172 0.0000235 0.0353
0.000608 0.000830 0.172 0.0235
1,000 28.3
36
Abreviaturas y Simbología Utilizada Fuente: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS.
MMPC
Barriles equivalentes de petróleo
22.09 TM GLP
MMBEP
Millones de barriles equivalentes de petróleo
21.33 TM GNL
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
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
MPCD
Miles de pies cubico por día
MMPC
Millones de pies cúbico
MMPCD
Millones de pies cúbico por día
34.06 TM Carbón 169.35 1,000
BEP MMBTU
0.293 Gw-h 1055
GJ
1
m3
35.315
1327
1
PC
3
m GN
TM 46,877
PC GN
Petróleo 42 gal USA
1
158.98
litros
0.1589
m3
Barril
1
7.19 Bls
TM
GLP 45,251
PC GN
1.17 TM de GNL TM GLP
11.44 Bls BCF
CARBÓN
1 TM de carbón
DESCRIPCIÓN
BEP
Gas Natural
1
ABREVIATURA
0.0294
TCF
MMPC GN
4.97 BEP 31.336
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
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.
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El Boletín Estadístico de Gas Natural es una publicación de la División de Supervisión de Gas Natural del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, Osinergmin. 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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