División de Supervisión de Gas Natural
Boletín
ESTADÍSTICO Procesamiento, Producción Transporte de Gas Natural
y
2do 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.
2
CONTENIDO
RESERVAS Reservas de Gas Natural (10) Reservas de Líquidos de Gas Natural (11)
TRANSPORTE Transporte de Gas Natural por Lotes. (17) Capacidad Disponible de Transporte de Gas Natural (18)
PRODUCCIÓN
PROCESAMIENTO
Producción de Gas Natural Húmedo (12) Producción de Líquidos de Gas Natural (13) Disponibilidad de Suministro de Gas Natural (14)
Gas Natural Reinyectado (15) Gas Natural Procesado (15) Productos Finales por Planta (16)
EXPORTACIÓN
INDICADORES
Exportación de GNL (22) Embarques y Despacho de GNL (23)
Reservas/Producción (25) Producto Bruto Interno (36) Precios al Consumidor de Combustibles (36)
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.
MATRIZ ENERGÉTICA El consumo de energía primaria mundial disminuyó en 4,3% en el 2020, siendo el primer descenso e consumo de energía desde el 2009. Por regiones, el consumo cayó en todas las regiones, con las mayores caídas en América del Norte (-8,0%) y Europa (-7,8%). En otras regiones, como Asia-Pacífico, el descenso fue menor (-1,6%) debido al crecimiento en China (+ 2,1%), el único país importante donde el consumo de energía aumentó en2020. La caída fue impulsada principalmente por el petróleo (-9,7%), que representó casi las tres cuartas partes de la disminución. Todos los combustibles disminuyeron su consumo; tal como se muestra en el Gráfico 1 siguiente: Exajoules
Matriz de Consumo de Energía Mundial
600
Petróleo
Carbón
Gas Natural
Hidroeléctrica
Nuclear
Energía Renovable
500
400
300
200
100
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0
Gráfico 1. Consumo Anual Mundial de Energía por Combustible desde 1993 hasta 2020 (en Exajoules) División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2021]
El petróleo continúa siendo el combustible dominante en el mundo (31,2%). El carbón es el segundo combustible más utilizado, pero disminuyó ligeramente en el 2020, representando ahora el 27,2%, con un ligero aumento respecto al 27,1% del 2019. La participación tanto del gas natural como de las energías renovables aumentó a un nivel récord máximos de 24,7% y 5,7% respectivamente. Las energías renovables representan el 5,7% de la matriz energética, superando al 4,3% de la energía nuclear. La energía Hidroeléctrica aumentó a 0,4%, llegando a 6,9%, el primer aumento desde 2014. El detalle de la cuota de mercado alcanzada por cada tipo de combustible se encuentra en el Gráfico 2: 4
Matriz de Consumo de Energía Mundial (Porcentaje) Petróleo
Carbón
Gas Natural
Hidroeléctrica
Nuclear
Energía Renovable
50%
40%
30%
20%
10%
0% 1993
1996
1999
2002
2005
2008
2011
2014
2017
2020
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, 2021]
En el Gráfico 3 se aprecia que el petróleo se mantiene como el combustible dominante en África, Europa y las Américas, mientras que el Gas Natural domina en la CIS (Comunidad de Estados Independientes) y el Medio Oriente, y representa más de la mitad de la combinación de energía en ambas regiones. El carbón es el combustible dominante en la región de Asia Pacífico. En el 2020, la cuota de consumo de energía primaria de carbón cayó a su nivel más bajo en Norte América y Europa, 12% y 9% respectivamente. El petróleo se consume principalmente en Asia y América del Norte, en conjunto estas regiones representan el 60% del consumo mundial. Asia domina el consumo mundial de carbón, mientras que mas de dos tercios del consumo de energía nuclear se concentra en América del Norte y Europa . Asía, América Central y América del Sur representan casi el 60% de la energía hidroeléctrica. Más del 90% de las energías renovables se consumen en Asia, Europa y América del Norte.
Consumo de Combustibles por Región 2020 100,00%
90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% Asia - Pacífico Petróleo
Africa Carbón
Medio Oeste Gas Natural
CIS
Europa
Sur y Centro Norte América América
Hidroeléctrica
Nuclear
Energía Renovable
Gráfico 3. Porcentaje de Consumo Regional por Combustibles, 2020. División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2021]
5
MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ En el 2020, el consumo energético en el Perú tuvo una disminución de 15,9%, respecto al año anterior, debido a la emergencia provocada por el COVID-19, siendo el consumo más bajo desde el 2015. En cuanto a las fuentes de energía, disminuyó el consumo del carbón en 26,6%, gas natural en 14,1%, Petróleo 24,7%, Hidroeléctrica 3,4%. Sin embargo, el consumo de energías renovables creció en 7,2%. La evolución de la matriz de consumo de energía en el país se muestra en el Gráfico 4. 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
0,0 1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Gráfico 4. Consumo de Energía Primaria por Combustible: Perú, 1965-2020 División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2021]
Como se observa en el Gráfico siguiente, existe una marcada tendencia al cambio en la participación en el mercado energético de cada una de las fuentes de energía, disminuyendo el consumo de carbón y el petróleo para utilizar nuevas fuentes de energía primaria más limpias, como el gas natural y la energía renovable.
Matriz de Consumo de Energía: Perú (Porcentaje) 80% 70% 60%
Petróleo
50%
Hidroeléctrica Gas Natural
40%
Carbón
30% 20% 10% 0% 1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Gráfico 5. Consumo de Energía Primaria por Combustible, Perú, 1965-2020 (en Exajoules) División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2021]
6
Cada año el gas natural se va posicionando en su participación en mercado energético, avanzando de 24,9% (0,30 EJ) el 2019 a tener un 25,5% (0,25 EJ) en el 2020. Caso contrario sucede con el petróleo, reduciendo 4,7% (0,14 EJ). Asimismo, la energía renovable va escalando en su participación de la cuota de mercado al incrementarse de 3,6% en el 2019 a 4,5% en el 2020. En el Gráfico 6 se compara el comportamiento del consumo de energías primarias en el Perú en los años 2018, 2019 y 2020, medidos en Exajoules (EJ). En el 2020 disminuyó la participación del Petróleo y del Carbón. En cambio la participación del gas natural, Hidroeléctrica y las energías renovables aumentó. Gráfico 6. Comportamiento del Consumo de Energía Primaria, Perú-2020 División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
INFRAESTRUCTURA
El crecimiento de la infraestructura de producción, procesaB) Pozos en el Lote 88: 14 Productores y 4 Reinyectores. miento y transporte de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al Tabla 2. Infraestructura de Pozos en el Lote 88 haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento LOCACIÓN POZO ESTADO de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfacSAN MARTIN 1 Productor toriamente el rápido desarrollo de la demanda de gas natural. 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 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 55 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.
Foto 1. Planta de Procesamiento de Gas Natural, Malvinas. División de Supervisión de Gas Natural
D. La planta de procesamiento de Gas Pariñas (PGP), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 50 MM SFCD. E. La planta de Licuefacción de GNL de Perú LNG, ubicada en Melchorita - Cañete, con una capacidad de procesamiento inicial de 625 MMPCD.
Foto 2. Planta de Procesamiento de Líquidos de Gas Natural, Pisco. División de Supervisión de Gas Natural
8
Infraestructura de Transporte Los sistemas de transporte de GN y LGN han tenido una evolución sostenida de acuerdo a las necesidades de la demanda de gas natural para el mercado interno, desde su inicio de operación en el 2004 hasta la actualidad, como se puede apreciar en las ilustraciones 2 y 3: A.
Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate de Lurín - Transportadora de Gas del Perú S.A.
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 2020, han disminuido en 0,4 TCF respecto a la revisión del año anterior, debido a la producción del año 2020 que alcanzó un consumo de gas por 0,408 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 2018, 2019 y 2020. Para el año 2019 hubo una reducción de 2,6% respecto al 2018, y para el 2018 una reducción en 17,8%. 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 y 57), éstos representan el 93,8% de la reserva nacional de Gas Natural 2020. Gráfico 8. Mapa de Reservas Probadas de Gas Natural por Lotes, al 31 de diciembre de 2020 *(en TCF[109])
Desarrolladas
2020 2,9
2019 2018 4,3 4,8
5,6 6,3
División de Supervisión de Gas Natural [Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin] Reservas probadas de Zócalo y Costa al 31 de diciembre de 2018.
(*)
No Desarrolladas
7,0
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 serán 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 2020
Reservas (TCF)
Recursos (TCF)
Lote
1P (Probadas)
2P (Probadas + Probables)
3P (Probadas + Probables + Posibles)
Contingentes 2C
Comentarios
88
6,479
7,429
7,863
0
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 2020
Reservas (TCF)
Recursos (TCF)
Lote
1P (Probadas)
2P (Probadas + Probables)
3P (Probadas + Probables + Posibles)
Contingentes 2C
Comentarios
56
1,363
1,633
1,963
0
Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047
57
1,402
1,820
2,204
0,446
Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047
Reservas de Líquidos de Gas Natural Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre del 2020 disminuyeron en 30 MMSTB en comparación a las reservas probadas al 31 de diciembre del 2019, llegando a los 464 MMSTB, de los cuales 458 MMSTB (98,6%) corresponden a la zona selva sur.
464 2020
75
48
Las variaciones de las reservas probadas de LGN se calcula en 6,1% y se deben principalmente a la reestimación de volúmenes de los lotes 88 y 56 por comportamiento productivo.
494 2019
Desarrolladas
No Desarrolladas
2020 130
Adicionalmente por la producción de 31,1 MMSTB durante el año 2020.
50
2019
514
2018 260 305
80
2018
209 234
85 Gráfico 9. Reservas Probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2020 (en MMSTB [106])
333
96
División de Supervisión de Gas Natural [Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin]
Probadas
Probables
Posibles
Gráfico 10. Reservas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2020 (en MMSTB [106]) [Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin]
11
PRODUCCIÓN Producción de Gas Natural Húmedo En la zona denominada Camisea se ubica la principal fuente de gas natural del país; 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, 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 segundo trimestre del 2021, se observa una baja producción en abril debido a la declaratoria de emergencia del sistema de gas natural por mantenimiento en plantas Malvinas y Pisco. En el segundo trimestre del 2021 en promedio el lote 88 produjo 1 098,66 MMPCD; asimismo, los lotes 56 y 57 produjeron 401,04 y 82,42 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 582,12 MMPCD.
200,00
96,87 411,79
167,10 404,36
1 017,62
1 203,62
188,58 415,78
1 041,76
28,77 479,72
186,59 449,95
1 013,21
1 122,18
192,18 406,55
1 013,24
123,42 308,99
162,74 462,64
1 013,14
969,39
140,85 508,16
1 035,84
400,00
74,38 490,74
723,00
600,00
1 044,36
800,00
1 068,27
1 000,00
762,02
544,74
1 200,00
627,17
1 400,00
568,95
655,03
1 600,00
1 091,88
1 800,00
83,38
MMPCD
0,00 Abr
May
Trim.1 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Jun
Trim.2
2020
2021
P Lote 88 P Lote 56 P Lote 57 Gráfico 11. Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo al 2021, 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 segundo trimestre de este año respecto al anterior. En el segundo trimestre del 2020 se produjo en promedio 886,46 MMPCD en el lote 88; 434,40 MMPCD en el lote 56 y 159,85 MMPCD en el lote 57; siendo el total inferior a los 1 098,66 MMPCD; 401,04 MMPCD y 82,42 MMPCD del segundo trimestre del 2021.
Producción GN Húmedo (MMPCD)
1 203,6
411,8
96,9
2020
1 089,7
2021
1 122,2
445,5
95,4
479,7
28,8
May
Trim.2
Jun
2021
855,6
2020
422,3
969,4
309,0 123,4
Abr
2021
183,6
715,1
2020 0
200
Promedio de Lote 88
400
435,8 600
800
1000
Promedio de Lote 56
199,7 1200
1400
1600
1800
Promedio de Lote 57
Gráfico 12. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Cuarto Trimestre (2020-2 vs 2021-2), 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 segundo trimestre del 2021 se produjo en promedio 48 167 BPD en el lote 88, 22 741 BPD en el lote 56 y 5 236 BPD en el lote 57, se observa una baja producción en el lote 57 debido a afectación en el procesamiento en Planta Malvinas por paros en la Planta de licuefacción de gas natural Perú LNG. 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
Set
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
2020
Abr
May
Jun
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 segundo 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 los meses de abril y junio; aumentando solo la producción en el mes de mayo, respecto del periodo anterior del año 2020.
LGN Producido (BPD)
52 236
23 360
2020
51 344
25 496
49 729
27 704
6 087
Jun
2021
May
2021
41 721
2021
42 484
23 991 16 992
1 821 11 533
7 914
Abr
2020
5 961
35 411
2020
0
20 000
Promedio de LGN Producido Lote 88
24 208 40 000
12 625 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
MMPCD
Ventas de Pluspetrol a los Consumidores Independientes Los lotes 88 y 56 son operados por Pluspetrol, este suscribe contratos de los Jun volúmenes de venta directamente con los consumidores independientes.
750,5
May En el Gráfico 15 se muestran los promedios de venta mensual por cada uno de los lotes durante el segundo trimestre del 2021, el gas natural del Lote 56 es destinado Abr para la exportación y el gas natural del Lote 88 es para el consumo Interno.
El detalle por tipo de actividad de cada consumidor del mercado nacional se observa en el Gráfico 16:
164,5 47,3
623,5 495,1
212,1
Ventas Lote 88
Ventas Lote 56
Gráfico 15. Ventas de Gas Natural Promedio del Mes (en MMPCD)
Gráfico 16. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T2-2021, 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 un nivel de ventas estable, con excepción en el mes de abril que presenta un ligero descenso. 1 200
MMPCD
Ventas y Consumo GN - Mercado interno
1 000
Contrato Interrumpible: 134,20
Contrato Firme: 894,36
800
253,3
205,6
180,6
181,1
81,6
258,9
390,8
366,8
347,3
321,9
399,3
270,9
143,9
600
400
648,7 200
696,3
720,4
719,9
819,5 642,2
511,2
534,2
553,8
579,2
Ene21
Feb21
Mar21
495,1
623,5
750,5
0
Jun20
Jul20
Ago20
Ventas Lote 88
Set20
Oct20
Nov20
Disponible Lote 88
Dic20
Contrato Firme
Abr21
May21
Jun21
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 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 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 800
700
223,25
374,79
32,70
346,45
201,08
57,06
198,79
209,94
0,00
301,32
0,00
417,44
0,00
335,11
331,15
100
63,92
273,88
0,00 0,00
457,13
480,87
455,46
200
378,43
364,53
300
425,83
0,00 12,96
0,00 0,00 0,00
360,73
400
0,00
373,52
23,23
333,85
500
349,70
600
0 Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Set
2020
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
2021
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, 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
Set
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
2020
Abr
May
Jun
2021
Gráfico 19. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en MMPC) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol 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 segundo trimestre del 2021, sin procesamiento a inicios de abril por parada de planta debido a mantenimiento. 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 Abr 21
May 21
Lote 88
Jun 21
Lote 56
Capacidad de Diseño Planta Pisco (MBPD)
Gráfico 20. Líquidos de Gas Natural Procesados por Lote 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, 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 una producción constante en los meses de mayo y junio del primer trimestre 2021, baja producción en abril debido a la declaratoria de emergencia del sistema de gas natural por mantenimiento en plantas Malvinas y Pisco. MBPD
Promedio de Propano
100
10,03
80 10,12 60
31,50
10,26
8,37 8,68
9,14
40,31
37,63
32,68
11,57
12,94
25,45
27,54
20
34,60
37,90
6,56
37,56
Promedio de Nafta
6,10
5,95
5,13
34,76
34,95
33,93
Promedio de Diesel
4,02
4,61
32,08
33,16
13,66
13,38
25,14
30,57
31,21
Abr
May
Jun
4,57 3,67
31,59 27,46
15,59
40
Promedio de Butano
33,82
15,11 32,10
13,55 29,19
15,82 31,70
13,54 31,11
12,90
13,43
13,88
29,68
30,83
31,11
12,92 29,50
11,33
0 Trim.1 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Trim.2 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 segundo 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 segundo trimestre del 2021 presenta un aumento de alrededor de 8,74% respecto al mismo trimestre del año anterior. MMPCD 1400 1200 1000 800 600
400 200
Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May
0
2015
2016
2017
Promedio de GT L88
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]
1000
89,31
MMPCD
900 167,68
800
115,79
700
170,42
26,81 51,07
184,06
600
400
177,30
214,39
500
347,48 741,66
382,86 642,73
300
Gráfico 23.. Comparación de Gas Natural Transportado por Lotes T2-2020 vs T2-2021(en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de TgP, OSINERGMIN, 2021]
515,05
482,81
200 100
88,24
280,41 178,49
0
2020
2021 Abr
Promedio de GT L88
2020
2021 May
Promedio de GT L56
2020
2021 Jun
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, con excepción en el mes de abril que presenta un ligero descenso., en amarillo la CRD no utilizada por los consumidores nacionales: MMPCD 1 000 900
849,36
849,36
849,36
849,36
195,23
176,52
177,82
800 700
260,24
848,55
848,55
848,75
848,75
839,40
839,40
839,40
83,08
839,40
79,70 252,21 366,38
341,63
313,07
600
243,84 387,95
500
400 300
589,12
654,14
672,84
671,54
765,47
759,70 596,34
200
482,37
507,13
526,33
Ene-21
Feb-21
Mar-21
595,56 451,45
100 0 Jul-20
Ago-20
Set-20
Oct-20
Nov-20
Dic-20
Volumen Medido por Empresa Receptora
Abr-21
Capacidad No Utilzada
May-21
Jun-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 1,13
0,08 0,25 1,15
0,08 0,24 1,12
0,06 0,25 1,10
8,88
9,00
8,87
8,96
8,99
9,27
9,14
89,64
89,55
89,65
89,56
89,53
89,29
89,45
Abr
May
Jun
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+
Trim.2 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
24 16 8
Jul 4,92 Ago 12,65 Set 12,88 Oct 16,83 Nov 17,62 Dic 14,90 Ene 12,66 Feb 16,72 Mar 12,99 Abr 7,27 May 13,86 Jun 13,76 Jul 11,18 Ago 10,63 Set 18,24 Oct 14,09 Nov 31,54 Dic 14,99 Ene 19,13 Feb 23,08 Mar 28,28 Abr 14,30 May 16,03 19,60 Jun
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.
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]
En el Gráfico 27 se detallan las transferencias realizadas entre las empresas como un promedio diario durante el mes de junio del 2021.
8,82
5,08
1,60
2,05
2,05
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:
-1,90
-2,64
-6,18 -8,88
Contugas S.A.C. Limagas Natural Perú S.A. Sudamericana de Fibras S.A.
ENEL Generación Peru S.A.A. Minsur S.A. UNACEM S.A.A.
Fenix Power Perú S.A. SDF Energia S.A.C. Termochilca S.A.C.
Gráfico 27. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante junio-2021 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2021]
— Fénix Power Perú S.A. y Termochilca S.A.C. >>> ENEL Generación Perú S.A.A. — Contugas S.A.C y Minsur S.A. >>> Limagas Natural Perú S.A., SDF Energía S.A.C., Sudamericana de Fibras S.A. y UNACEM S.A.A.
Según la información disponible a la fecha, los volúmenes totales transferidos por empresa receptora de junio de 2019 a junio de 2021 se muestran en el Gráfico 28. 1500
MMPC/mes
1200
900
600
300
0
Jun-19 Ago-19 Oct-19
Dic-19
Feb-20
Abr-20
Jun-20
Ago-20 Oct-20
Dic-20
Feb-21
Abr-21
Jun-21
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 segundo trimestre del 2021, luego de una considerable disminución debido a la emergencia provocada por el COVID-19. MMPCD 700 600
404,70 373,43 336,82 353,41 367,35 316,22 269,73
500 400 300 200 100
152,93 133,88 136,49 150,25 134,04 133,83 112,78 48,18 71,46 67,56 66,31 64,98 64,90 49,21 22,52 22,04 18,64 14,82 11,12 8,01 9,38
0 Jun-14 Dic-14 Jun-15 Dic-15 Jun-16 Dic-16 Jun-17 Dic-17 Jun-18 Dic-18 Jun-19 Dic-19 Jun-20 Dic-20 Jun-21 Residenciales y Comerciales GNV Industriales Generadores Eléctricos 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 segundo trimestre del 2021, en comparación con el mismo periodo del año anterior, todos los sectores, Generadores Eléctricos, Industriales, GNV y Residencial/Comercial incrementaron su consumo en promedio 211,44; 81,85; 25,12 y 2,41 MMPCD respectivamente. En el Gráfico 30 se comparan los consumos promedios por sectores del segundo trimestre del 2020 y 2021.
Promedio 2020-2 148,38 56%
Promedio 2021-2 359,82 61%
68,25 26% 25,84 10%
21,17 8%
50,96 9%
150,10 26%
23,58 4%
Generadores Eléctricos
Industriales
Generadores Eléctricos
Industriales
GNV
Residenciales y Comerciales
GNV
Residenciales y Comerciales
Gráfico 30. Consumo Promedio del Trimestre 2021-2 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 segundo trimestre del 2020 y 2021, se evidencia aumento del consumo del 2020 al 2021, en todos los sectores, generadores eléctricos, industriales, GNV y residencial/comercial. MMPCD
23,71
51,90
23,61
600,00
51,23 23,43
450,00
161,54 22,64
162,27
36,84
49,74
100,71 126,49
300,00
463,41
19,48
370,15
25,08
150,00
21,38
15,61
41,65 42,13
0,00
302,36
62,39
245,89
100,64
2020
2021
2020
Abr
2021
2020
2021
May
Jun
Trim.2 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 – junio 2021 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]
Consumo de Gas Natural de Camisea por concesión De acuerdo al estimado de las empresas concesionarias, tenemos en el siguiente gráfico, el detalle de la participación de los sectores económicos en el consumo de gas natural dentro de sus concesiones. Respecto al trimestre 2021-2, como se puede apreciar son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores.
63%
66%
91%
2%
51%
37%
24%
4%
5% 7%
9%
Principal uso: Generación Eléctrica 63% del Consumo Total: 553,022 MMPCD
Principal uso: Generación Eléctrica 51% del Consumo Total: 23,435 MMPCD
0%
32%
Principal uso: Industriales 66% del Consumo Total: 5,436 MMPCD
0%
9%
0%
Principal uso: Industriales 91% del Consumo Total: 2,565 MMPCD
Gráfico 32. Demanda de Gas Natural de Camisea 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 22 653,7 MMPC de gas natural durante en el segundo trimestre del 2021, produciendo con este volumen 888 222,6 m3 de Gas Natural Licuado. En el mismo periodo del 2020, la planta recibió 46 345,8 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 1 920 106,8 m3 de GNL. En el Gráfico 33 se muestra como promedio mensual la producción diaria de GNL en m 3. En el segundo trimestre se registra una baja producción debido a una parada de planta de 30 días por reparación en la turbina del compresor de propano.
m3 28 000 24 000
11 350,62
4 000
3 590,79
Feb
14 546,32
24 697,92
Ene
8 000
19 688,21
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
0 2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Mar
Abr
May
Jun
2021
Gráfico 33. Gas Natural Licuefactado Producido 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 segundo trimestre 2021.
Gráfico 34. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T2-2021 (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 muestran en detalle las fechas de cada uno de los embarques que se realizaron durante el segundo
Gráfico 35. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T2-2021 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
trimestre del 2021 desde la planta de licuefacción Melchorita. El volumen embarcado de GNL varía debido a la capacidad de cada uno de los buques metaneros y la periodicidad depende en parte de las condiciones marítimas.
30-Jun
En el Gráfico 36 se muestran las fechas de cada uno de los despachos que se realizaron durante el segundo trimestre del 2021 desde la Estación de Carga: Planta de licuefacción Melchorita.
08-Jun
Para una mejor visualización, se presenta el Gráfico 37, donde se tiene el total de GNL cargado y el número de camiones cisternas. 30-Jun 26-Jun
430,07 391,41 420,07 493,82 397,41
24-Jun 22-Jun
20-Jun Jun
18-Jun
684,86 680,42
14-Jun
12-Jun
06-Jun 04-Jun
402,74 456,95
02-Jun
731,74 738,40 783,50 838,14
31-May May
07-May
317,44 336,55 191,26
05-May 03-May 27-Abr
25-Abr 23-Abr 21-Abr
19-Abr Abr
17-Abr
15-Abr 13-Abr 11-Abr
09-Abr 07-Abr
05-Abr 03-Abr
01-Abr
49,32
157 016,70
169 517,93
Gráfico 36. Total Diario Despachado Mensual de Gas Natural Licuefactado al T2-2021 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
17 510,81
18000
16000
643,77 576,46 530,70 427,18
401,41
134 991,92
734,40
734,18 591,79 543,80 680,87 552,91
08-Jun
01-May
12-Abr
602,67 488,27 491,16
10-Jun
25-Abr
680,87 733,96 738,85
391,19 479,38 591,34 440,29
16-Jun
166 920,63
882,79
Abr
28-Jun
26-Abr
781,94
542,25
120 353,19
Jun
Despacho de GNL a Camiones Cisterna
783,50 683,09 601,78 547,36 546,91
397,86 448,73 404,74
670,20 401,63 351,21 404,52 347,21 453,84 501,82 448,06 398,30 599,56 494,93 410,52 437,84 447,17 500,04 448,28 500,49 246,80
14000
12 927,12
12000
10000
356
8000
6000
265
4 644,99
4000
2000
95
0
Abr May .Limagas. .Quavii. Número de Despachos
Jun .Petroperú. Total Despachado(m3)
Gráfico 37 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T2-2021 (en m3) [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
23
SUMINSITRO DE GNL EN AMERICA Las importaciones de GNL a la región se redujo en un 19%, de 14,32 millones de toneladas en 2019 a 11,67 millones de toneladas en el 2020, siendo la emergencia sanitaria provocada por el Covid-19 la principal causa de la afectación en la demanda de GNL. En el 2020, EE.UU lideró el suministro de GNL importado en la región, con un 51% del total.
Gráfico 38. Infraestructura de GNL en Latinoamérica, 2020 División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: GN Global 2021]
Nuevos Proyectos de GNL en Latinoamérica El apoyo gubernamental, la tecnología y la selección de un socio estratégico con experiencia son factores CLAVE para el desarrollo de los nuevos proyectos de GNL en la región. Los nuevos proyectos puestos en marcha en 2020, el aumento en la demanda de Brasil, combinado con el regreso de la FSRU (*) a la terminal de Bahía Blanca en Argentina se espera den impulso a las importaciones de GNL.
Gráfico 39. Nuevos proyectos de GNL en Latinoamérica División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: GN Global 2021] (*)
Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (Floating Storage Regasification Unit)
24
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 realiza actividades exploratorias en el Lote 57, y el 27 de marzo de 2014 inició las maniobras para poner en servicio el tramo desde yacimiento Kinteroni–Nuevo Mundo–Pagoreni, hasta la planta de procesamiento Malvinas. En diciembre del 2017 Repsol anunció que comenzó la producción de gas natural en el yacimiento Sagari. La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 57, con una producción promedio de 82,4 MMPCD de gas húmedo en el segundo 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 2020, el Lote 57 podría producir gas natural para veintiún años más, tal y como se observa en el Gráfico 40.
1,8 TCF
1,651
1,6
1,595
78
1,4
90 Años
1,533
1,467
80
1,402
1,380
0,620
1,2 1,0
60
0,941
1,059 50
1,117 0,8
0,406
0,517 33
0,6
29
1,031
1,055
0,0
0,535
0,542 0,014 0,014
0,063 0,050
0,478 0,118 0,055
1,006
0,984
1,071
40 30
25
23
0,4 0,2
70
0,478 0,179 0,396 0,244 0,061
0,065
22
21 20 0,330
0,308 0,396
0,396
0,064
0,022
10 0
31/12/2014 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2018 31/12/2019 31/12/2020 30/06/2021
Producción Acumulada
Producción
Reservas PND
Reservas PD
RP/P
Gráfico 40. Reservas y Producción Acumulada. Lote 57 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin]
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. La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 56, con una producción promedio de 401,0 MMPCD de gas húmedo en el segundo trimestre de 2021. En el Gráfico 41 se muestra el balance de reservas para el Lote 56, si se considera una producción promedio anual de 0,129 TCF (2020) y las reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre del 2020, se tendría produciendo el Lote 56 por diez años más.
25
TCF 3,000
24
2,500
2,350
Años 25
2,996 2,756 2,427
2,302 1,505 14
1,015
15
13
11
1,677
1,766
1,304
1,256
1,092
1,566 12
13 0,838
13
1,000
1,403
1,489
1,529 11
1,363 1,663
1,859 1,792 1,296
11
10
10
1,297
1,230
5
0,615
0,930
1,492
1,287
0,661
0,309 0,211
0,098 0,240 0,098
1,248
1,482 0,744 0,518
0,500
0,000
1,949
14 12
2,110
2,111
1,275
2,000
1,500
20
2,295
0,210
0,225
Producción Acumulada
0,806
0,618
0,164
0,162
0,187
1,111
Producción
0,951 0,148
Reservas PND
0,2410,133 0,126
0,129
0,066
Reservas PD
RP
0,067 0,066 0
RP/P
Gráfico 41. Reservas y Producción Acumulada. Lote 56 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin]
Lote 88
La reducción de las reservas probadas desarrolladas del Lote 88 observadas en el Gráfico 42 entre el 31 de diciembre de 2017 y 2018, se debe en parte a la producción del año 2018 (233,88 BCF). Otros factores que influyen tanto en las Reservas PD y PND son la suspensión de proyectos de Workover (*) y la reestimación de volúmenes en base al ajuste en el modelo de simulación del campo Cashiriari. La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 88, con una producción promedio de 1 203,6 MMPCD de gas húmedo en el segundo trimestre de 2021. Como se puede apreciar, la producción de gas natural seco en el año 2020 ha sido alrededor de 0,207 TCF; considerando que se mantiene esta producción y las últimas reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre 2020, tendríamos gas natural disponible en el mercado local para treinta y uno años más.
TCF
55
51
50
Producción Acumulada
Producción
2,409
3,929
5,428
0,254
2,155
4,076
0,234
2,122
0,221 1,921
1,116
2,216
0,184 1,699
1,116
2,155
0,1791,516
0,0
0,1651,337
2,0
0,1341,172
4,0
4,691
Reservas PND
28 4,797
31 31 30 4,183 4,032
2,296
Reservas PD
3,472
7,309
2,242 30
40
2,296
20 10
0,151
5,803
7,898
1,943
6,33
3,322
6,023
6,48
0,207
7,476
7,974
3,377 38
38
3,115
8,160
6,0
43
6,74
0,245
45
6,93
2,870
8,0
60
8,8
0,233
8,4
58
9,7
2,637
64 8,6
Años
10,1
10,0
0,229
10,0
10,2
10,3
0
RP/P
Gráfico 42. Reservas y Producción Acumulada. Lote 88 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin] Proceso de realización de mantenimiento importante o tratamientos correctivos en un pozo de petróleo o gas.
(*)
26
CONTRATOS DE CONCESIÓN Mapa de Concesiones En la actualidad existen 7 concesiones tanto de transporte como de distribución de gas natural y está en proyecto la de siete regiones, a continuación, podemos observar el mapa de concesiones. En el siguiente cuadro podemos observar algunos datos importantes de las concesionarias como los operadores, el área de influencia o localización, la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC) y el plazo de vigencia del contrato. Titular/Operador
Localización/área de influencia
POC
Plazo de la Concesión
Transportadora de Gas del Perú/Tecgas N.V. (Coga)
Cusco, Ayacucho, Ica, Lima
20 – 08 – 2004
33 años
Transportadora de Gas del Perú/Tecgas N.V. (Coga)
Cusco, Ayacucho, Ica, Lima
20 – 08 – 2004
Gases del Pacífico S.A.C. /Surtigas S.A. ESP
Chimbote, Chiclayo, Trujillo, Huaraz, Cajamarca, Lambayeque y Pacasmayo.
07-12-2017
GNLC S.A./EBB Perú Holdings
Lima y Callao
20 – 08 – 2004
33 años
Contugas S.A.C./TGI S.A. ESP.
Ica
30 – 04 – 2014
30 años
Gas Natural de Tumbes S.A.C./ Especialista en Gas Del Perú S.A.C.
Tumbes
15-10-2021*
20 años
Gases Del Norte Del Perú S.A.C./ Surtigas SA. ESP
Piura
29-04-2021 (ETAPA)** 24-07-2022*
32 años
Proyecto Masificación del Uso de Gas Natural - Dis tribución de Gas Natural por Red de Ductos en las Regiones Altoandinas y Ucayali
Piura
Chiclayo Pacasmayo
Trujillo Chimbote GNL
33 años Huaraz
19 años
Huanta Abancay
Ilo
(*) Fechas propuestas para el inicio de la Puesta en Operación Comercial (POC). (**) En el caso de Concesión Piura, se dio inicio a la ETAPA, desarrollo constructivo de la Concesión antes de la POC.
Tabla 6. Contratos de Concesión vigentes a junio 2021.
Ubicación de Concesiones de Transporte y Distribución de Gas Natural en el Perú, 2021. División de Supervisión de Gas Natural
De las concesionarias de distribución es importante señalar su composición accionaria, 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 43. Composición Accionaria de las Concesiones de Distribución División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración propia]
Gráfico 44. 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 43, se elaboró el Gráfico 44, que muestra la participación de los accionistas en la distribución del gas natural a nivel nacional. 27
Compromisos Contractuales Dentro del cumplimiento de las obligaciones dispuestas en los contratos de concesión otorgados por el Estado y aquellos derivados del proceso de promoción en el sector energía, y que son competencia de ser supervisados por la DSGN, se presenta algunos relevantes.
Plan mínimo de Cobertura CONTUGAS, tenía 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 45.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 y en el siguiente cuadro se puede observar el avance del compromiso contractual de conectados vs lo efectivamente conectado hasta enero del 2021. 1500
1401 Avance Pisco
1200
BOOT Pisco Acance Ica
937
BOOT Ica
900 740
Avance Nasca
677
BOOT Nasca 600
Avance Marcona 378
324
BOOT Marcona Avance Chincha
300 124
58
53
80
BOOT Chincha
0 Año 6 Gráfico 46. Usuarios conectados y resultados de la supervisión, Ica División de Supervisión de Gas Natural
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 47 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
28 932
Al respecto, se muestra el avance de conectados hasta junio 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 venció el 24 de mayo del 2021, periodo pendiente de supervisión. Avance Trujillo BOOT Trujillo 27 000
Avance Chiclayo BOOT Chiclayo
24 000
Avance Chimbote BOOT Chimbote
21 000
Avance Cajamarca BOOT Cajamarca
18 000
13 370
BOOT Lambayeque Avance Pacasmayo BOOT Pacasmayo
0
Año 3
630
1 206
1 460
1 468
3 000
2 297
2 127
4 332
4 401
6 000
Avance Lambayeque
6 390
9 000
BOOT Huaraz
9 432
12 000
11 347
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
GASES DEL NORTE DEL PERU S.A.C., tiene el compromiso de conectar 64 000 usuarios residenciales en un plazo de 8 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 49 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.
PRIMER PLAN DE CONEXIONES REGIÓN PIURA 14 000
70 000
64 000 12 000
60 000
52 181
50 000
41 334
8 000
40 000
30 894
6 000
30 000
20 882
4 000
Total Acumulado
N° de conectados
10 000
20 000
12 353 2 000
10 000
7 453
2 736 0
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Talara
346
346
346
693
1 177
1 247
1 351
1 420
Sullana
578
578
578
1 040
1 964
2 195
2 253
2 368
Sechura
0
149
149
149
224
249
783
783
1 812
3 080
3 080
5 798
5 798
5 798
5 509
6 161
Piura Paita Total acumulado
0
564
747
849
849
951
951
1 087
2 736
7 453
12 353
20 882
30 894
41 334
52 181
64 000
0
Gráfico 49. Primer Plan de Conexiones Región Piura División de Supervisión de Gas Natural
Al respecto, en el gráfico 50 se muestra el avance de conectados del Año 1, hasta junio del 2021, según lo reportado por la concesionaria. Es preciso señalar que la Sociedad Concesionaria se encuentra en la ETAPA, desarrollo constructivo de la Concesión antes de la POC, desde el 29 de abril 2021. En ese sentido, los consumidores conectados en la ETAPA son considerados como avance de la meta del Año 1.
1812 1800
Avance Paita BOOT Paita
1500
Acance Piura BOOT Piura
1200
Avance Sechura 900
BOOT Sechura Avance Sullana 578
600
BOOT Sullana 400
346
300 136 0
0
0
2
0
Avance Talara BOOT Talara
0 Año 1
Gráfico 50. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), Gasnorp División de Supervisión de Gas Natural [Reportes de Gasnorp]
30
Contratos y Adendas de Transporte, Suministro y Distribución de Gas Natural De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta junio de 2021 entre TGP y los usuarios independientes tenemos el siguiente gráfico. MMPCD
920
920
920
920
920
920
920
920
243,20
243,20
243,20
211,03
211,03
211,03
211,03
197,15
83,8
83,8
83,8
83,8
83,8
81,6
81,9
74,1
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 Abr-21
Jul-21
Oct-21 Generador
Ene-22
Abr-22
Industrial
Jul-22 Distribuidor
Oct-22
Ene-23
Abr-23
Capacidad Ducto
Gráfico 51. 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 abril 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
Abr-21 Mar-22 Feb-23 Ene-24 Dic-24 Nov-25 Oct-26 Set-27 Ago-28 Jul-29 Jun-30 May-31 Abr-32 Mar-33 Kallpa
SDF Energia
ENGIE
Egesur
Fenix Power
Termochilca
ENEL
Gráfico 52. Capacidad Contratada de Transporte de Gas. Generadores Eléctricos (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
31
De acuerdo a los contratos de suministro suscritos entre Pluspetrol y los usuarios independientes, en el caso de generadores eléctricos, se muestra el gráfico 53 de capacidades contratadas de suministro desde abril 2021 hasta su término de vigencia. MMPC 600
500
139,49
400
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
7,42 0
45,03
Gráfico 53. 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 y Termochilca vencen desde agosto 2021 al 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 54. Contratos de Suministro vs. Contratos de Transporte. (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
32
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 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 55 se aprecia la Capacidad Disponible a Ofertar (Disponible Jul2021: 80,60 MMPCD).
Gráfico 55. Demanda Comprometida de Transporte de Gas Natural hasta la 22da Oferta Pública División de Supervisión de Gas Natural
33
Mecanismo de Racionamiento para el abastecimiento de Gas Natural al mercado interno ante una declaratoria de emergencia De acuerdo a lo establecido en el DS 017-2018-EM del 23 de julio del 2018, ante situaciones que afecten y originen la imposibilidad de cubrir total o parcialmente la demanda de gas natural al mercado interno, el MINEM declara la emergencia mediante Resolución Ministerial y se activa el Mecanismo de Racionamiento con Resolución Directoral, el mismo que es de cumplimiento obligatorio para los Productores, los Concesionarios de Transporte de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, los operadores de Plantas de Licuefacción, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES) y los Consumidores de Gas Natural.
Declarada la Emergencia y activado el Mecanismo de Racionamiento, el productor debe realizar las asignaciones de volúmenes de gas natural, 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
34
En la Tabla 9, se muestra los Mecanismo de Racionamiento activados durante el segundo 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 ducto de transporte de gas natural.
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 56. 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 56. 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 57.
Gráfico 57. 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
35
INDICADOR DE PRECIOS DEL GAS NATURAL 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 Jun-2021; 3,26
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 58. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub División de Supervisión de Gas Natural
Producto Bruto Interno Perú
2016
2017
2018
3,8
2015
2010
2019
2020
2021-I
2020
-11,1
4,0
2014
2,2
2,5
2013
4,0
5,9
2012
3,3
6,1
2011
2,4
6,3
8,3
Hacia el primer trimestre del año 2021, el Producto Bruto Interno (PBI) a precios constantes del 2007, registró un aumento de 3,8 %. La pandemia provocada por el COVID-19 tuvo severos efectos en la salud de las personas de las diferentes sociedades, y también está afectando la actividad económica mundial durante el año 2020.
2021
Índice de Precios al Consumidor—Gas Natural Perú
Gráfico 59. Producto Bruto Interno, Perú División de Supervisión de Gas Natural {Instituto Nacional de Estadística e Informática]
Meses
GLP Vehicular Var. %
GNV Vehicular Var. %
Jul
-1,5
Ago
-0,8
Sep Oct
0,2 -0,3
Nov
2,3
Dic Ene. 21
7,0 13,7
Feb
9,2
Mar
-1,7 -0,5 -0,4 -0,1 -0,1 0,0 0,1 0,0 -0,2 -0,5 0,0 0,0
Abr
-0,5 1,4
May
2,2
Jun
2,8
Gasolina Var. %
Petróleo Var. %
Gas Propano Var. %
GN Var. %
-4,0
-3,7
1,2
2,4
-1,3
0,2
0,0
-2,3
2,7 -0,6
0,8
1,2
1,9
-1,2
0,1
-0,8
-0,4
-0,8
0,6
-3,9
0,7 6,1
3,1
0,1
0,1
5,6
8,1
-0,2
6,3
5,0
3,3
-0,6
6,6 0,4
7,7
0,0
0,4
-0,2
1,3
1,3
2,6
0,8
0,4
1,1
2,9
3,7
2,8
0,8
Tabla 9. Variación Porcentual Mensual de los Combustibles en el Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana: julio 2020 - junio 2021 [Instituto Nacional de Estadística e Informática]
2019
Índice de Precios de Combustibles
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
154,61 153,44 151,78 149,89 149,25 150,11 150,36 150,15 156,19 157,43 154,55 158,22 154,58 156,19 156,03 156,03 152,67 155,76 158,71 156,99 152,48 153,46 148,30 145,80 146,46 144,97 137,29 135,39 136,39 132,35
Gráfico 60: 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
36
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
37
Abreviaturas y Simbología Utilizada Fuente: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS.
Gas Natural
1 MMPC
Millones de barriles equivalentes de petróleo
21.33
TM GNL
BCF
34.06
TM Carbón
Billones de pies cúbicos (EEUU: 109 pies cúbicos / España: 1012 pies cúbicos)
BCFD
Billones americanos de pies cúbicos por día
BLS
Barriles
MBLS
Miles de barriles (103 barriles)
MMBLS
Millones de barriles (106 barriles)
BPD
Barriles por día
MBPD
Miles de barriles por día
MMBPD
Millones de barriles por día
BTU
British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica)
MMBTU
Millones de BTU
Gal
Galón: equivale a 3,78533 litros (Galón de los EEUU)
GLP
Gas licuado de petróleo
GN
Gas natural
GNC
Gas natural comprimido, gas natural que ha sido comprimido a una presión máxima de 25MPa (250 bar)
GNV
Gas natural vehicular
LNG
Gas natural licuado: gas natural en estado líquido a temperatura a –160°C, lo que permite reducir su volumen 600 veces para facilitar su almacenamiento y transporte.
LGN
Líquidos del gas natural
m3
Metro cúbico
m3 STD
Metro cúbico estándar: un metro cúbico (m3) a 15ºC y a una presión absoluta de 1.013 mbar
PC
Pie cúbico
MPC
Miles de pies cubico
PC GN
MPCD
Miles de pies cubico por día
TM de GNL
MMPC
Millones de pies cúbico
MMPCD
Millones de pies cúbico por día
BEP
1,000
MMBTU
0.293
Gw-h
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
Equipo de Trabajo de la DSGN que preparó el Boletín
Virginia Barreda Grados - Gerente de la División de Supervisión de Gas Natural Beatriz Adaniya Higa - Jefe de Producción y Procesamiento de Gas Natural José Unzueta Graus - Jefe de Transporte de Gas Natural Oscar Echegaray Pacheco - Jefe de Contratos y Asuntos Regulatorios Gerardo Meza Oscanoa - Especialista en Contratos y Asuntos Regulatorios
El contenido de esta publicación podrá ser reproducido total o parcialmente con autorización de la DSGN del Osinergmin. Se solicita indicar en lugar visible la autoría y la fuente de la información. Todo el material presentado en este reporte es propiedad del Osinergmin, a menos que se indique lo contrario.
Osinergmin no se identifica, necesariamente, ni se hace responsable de los datos vertidos en el presente documento. Las ideas expuestas en los artículos del reporte pertenecen a sus autores. La información contenida en el presente reporte se considera proveniente de fuentes confiables, pero Osinergmin no garantiza su completitud ni su exactitud. Las opiniones y estimaciones representan el juicio de los autores dada la información disponible y están sujetos a modificación sin previo aviso.
Copyright © Osinergmin – DSGN 2020
39
El Boletín Estadístico de Gas Natural es una publicación de la División de Supervisión de Gas Natural del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, Osinergmin. Editado por: División de Supervisión de Gas Natural Bernardo Monteagudo 222 Magdalena del Mar Teléfonos: (511) 224 0487, (511) 224 0488 Fax: (511) 224 0491 www.osinergmin.gob.pe
La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informativo están permitidos siempre y cuando se cite la fuente.