División de Supervisión de Gas Natural 2do Trimestre 2022 Boletín ESTADÍSTICO Procesamiento, Producción y Transporte de Gas Natural
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Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la División de Supervisión de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma trimestral los indicadores más relevantes en las actividades de explotación, producción, procesamiento, transporte de gas natural y líquidos de gas natural y estado de los contratos de concesión de gas natural, los cuales son presentados en el Boletín Estadístico de Gas Natural, cuya publicación presentamos en formato digital y está disponible en la página web de OSILaNERGMIN.industria de gas y líquidos de gas natural en nuestro país es una realidad que muestra un continuo crecimiento. Está presente en las actividades de los principales sectores industriales y tiene impacto positivo sobre el crecimiento económico y socio ambiental a futuro. Según veremos más adelante, existe en nuestro país un mercado de gas natural con un alto potencial de desarrollo.
3 INDICADORESTRANSPORTE RESERVAS PROCESAMIENTOPRODUCCIÓN Reservas de Gas Natural (10) Reservas de Líquidos de Gas Natural (11) Gas Natural Reinyectado (16) Gas Natural Procesado (16) Productos Finales por Planta (17) Producción de Gas Natural Húmedo (13) Producción de Líquidos de Gas Natural (14) Disponibilidad de Suministro de Gas Natural (15) Transporte de Gas Natural por Lotes. (18) Capacidad Disponible de Transporte de Gas Natural (19) Reservas/Producción (26) Producto Bruto Interno (35) Precios al Consumidor de Combustibles (35) CONTENIDO EXPORTACIÓN Exportación de GNL (23) Embarques y Despacho de GNL (24)
El carbón es el segundo combustible más utilizado, aumentó ligeramente en el 2021, representando ahora el 26,9%, con un ligero aumento respecto al 26,8% del 2020. La demanda de gas natural creció un 5,3% en 2021, recuperándose por encima niveles previos a la pandemia, su participación en 2021 se mantuvo sin cambios respecto al año anterior en un 24,4%.
El aumento de la energía primaria entre 2019 y 2021 fue impulsado en su totalidad por fuentes de energía renovables. El nivel del consumo de energía de combustibles fósiles se mantuvo sin cambios entre 2019 y 2021, con menor demanda de petróleo ( 8 EJ) compensada por mayor consumo de gas natural (5 EJ) y carbón (3 EJ).
La demanda de energía se recuperó a los niveles previos en 2021, revirtiendo la reducción temporal en 2020 derivada de la pandemia de COVID 19. La demanda de energía primaria aumentó un 5,8% en 2021, superando niveles de 2019 en un 1,3%, tal como se muestra en el Gráfico 1. Entre 2019 y 2021, las energías renovables aumentaron en más de 8 EJ. El consumo de combustibles fósiles se mantuvo prácticamente sin cambios, representaron el 82% del uso de energía primaria el año pasado, por debajo del 83% en 2019 y el 85% hace cinco años.
MATRIZ ENERGÉTICA
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022] Gráfico 1. Consumo Anual Mundial de Energía por Combustible desde 1993 hasta 2021 (en Exajoules) 5004003002001000 600 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Exajoules Matriz de Consumo de Energía Mundial Petróleo Carbón Gas Natural Hidroeléctrica Nuclear Energías Renovables
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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 cual impulsó a OSINERGMIN a replantear su organización creando así, en agosto del 2007, la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural, con la finalidad de atender la demanda de regulación y supervisión de las actividades del gas natural en el país. En el 2016, las actividades de supervisión de distribución y comercialización de gas natural pasaron a la División de Supervisión Regional, quedando las demás actividades a cargo de la División de Supervisión de Gas Natural.
El consumo de petróleo aumentó en 5,3 millones de barriles por día (b/d) en 2021, pero permaneció 3,7 millones b/d por debajo de los niveles de 2019. El petróleo continúa siendo el combustible dominante en el mundo (31,0%).
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 particular, tanto Europa como América del Norte mostraron un aumentó en el consumo de carbón en 2021 después de casi 10 años consecutivos de disminución. Gráfico 2. Participaciones del Consumo Mundial de Energía Primaria por Tipo de Combustible Gráfico 3. Porcentaje de Consumo Regional por Combustibles, 2021. 40%30%20%10%0% 50% 1993 1997 2001 2005 2009 2013 2017 2021 Matriz de Consumo de Energía Mundial (Porcentaje)
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022]
Petróleo Carbón Gas Natural Hidroeléctrica Nuclear Energías Renovables Asia - Pacífico Africa Medio Oeste CIS Europa Sur y AméricaCentro Norte América Consumo de Combustibles por Región 2021
Petróleo Carbón Gas Natural Hidroeléctrica Nuclear Energías Renovables Las energías renovables representan el 6,7% de la matriz energética, superando al 4,3% de la energía nuclear. La energía Hidroeléctrica disminuyó ligeramente en 0,5%, llegando a 6,8%. El detalle de la cuota de mercado alcanzada por cada tipo de combustible se encuentra en el Gráfico 2:
90,00%80,00%70,00%60,00%50,00%40,00%30,00%20,00%10,00%0,00% 100,00%
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Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022]
MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ
1,21,00,80,60,40,20,0 1965 1972 1979
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022]
En el 2021, el consumo energético en el Perú tuvo un aumento de 15,4%, respecto al año anterior, recuperando los niveles después de la emergencia provocada por el COVID 19, aunque el consumo no supera el registrado en el 2019. En cuanto a las fuentes de energía, aumentaron el consumo del carbón en 9,3%, gas natural en 12,5%, Petróleo 27,1%, Hidroeléctrica 4,3% y energías renovables en 4,2%.
La evolución de la matriz de consumo de energía en el país se muestra en el Gráfico 4.
Exajoules
Energía:
EnergíasCarbónGasHidroeléctricaPetróleoNaturalRenovables 80%70%60%50%40%30%20%10%0% 1965 1972 1979 1986 1993 2000 2007 2014 2021
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Como se observa en el Gráfico siguiente, existe una marcada tendencia al cambio en la participación en el mercado energético de cada una de las fuentes de energía, disminuyendo el consumo de carbón y el petróleo para utilizar nuevas fuentes de energía primaria más limpias, como el gas natural y las energía renovables.
EnergíasCarbónGasHidroeléctricaPetróleoNatural Renovables
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022] Gráfico 4. Consumo de Energía Primaria por Combustible: Perú, 1965 2021 Gráfico 5. Consumo de Energía Primaria por Combustible, Perú, 1965 2021 (en Exajoules) 1986 1993 2000 2007 2014 2021 Matriz de Consumo de Energía: Perú Matriz de Consumo de Perú (Porcentaje)
BALANZA COMERCIAL DE HIDROCARBUROS EN EL PERÚ En el Gráfico 7 y en el Gráfico 8 se observa la evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos expresado en miles de dólares y miles de barriles respectivamente, donde se registra un déficit anual de 2005,95 millones de dólares. En algunos meses las exportaciones han sido mayores a las importaciones en cuanto a la cantidad de barriles; sin embargo ello no se refleja cuando se expresa en dólares, debido a que el precio de las importaciones es mayor al precio de las exporEltaciones.Perúse ve obligado a importar ciertos productos como petróleo y Diésel para cubrir la demanda actual del mercado, pues la producción nacional no puede abastecer lo que requiere el parque automotor y la industria nacional.
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Balanza Comercial de Hidrocarburos, MINEM]
Gráfico 7. Evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos 2021 (en Miles de US$)
En el Gráfico 6 se compara el comportamiento del consumo de energías primarias en el Perú en los años 2019, 2020 y 2021, medidos en Exajoules (EJ). En el año 2021, el gas natural disminuyó ligeramente su participación en mercado energético, retrocediendo de 24,7% (0,26 EJ) el 2020 a tener un 24,1% (0,29 EJ) en el las energías renovables frenaron su participación de la cuota de mercado al disminuir de 4,4% en el 2020 a 4,0% en el 2021. Del mismo modo, disminuyó la participación de Hidroeléctrica y del Carbón. Caso contrario sucede con el petróleo, aumentando a 43,0% (0,52 EJ).
Asimismo,2021.
Petróleo Gas Natural Carbón Hidroeléctrica Energías Renovables
Comportamiento
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022] Gráfico 6. del Consumo de Energía Primaria, Perú 2021
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2019 44%0,540,0524%0,304%0,3024%0,054% 2020 39%0,41 25%0,26 28%0,290,044% 0,054% 2021 43%0,52 24%0,29 0,054%0,3025% 0,054%
INFRAESTRUCTURA
El crecimiento de la infraestructura de producción, procesaIlustración 1. Lotes Productores en Camisea ESCALA 1:1,155,581 B) Pozos en el Lote 88: 14 Productores y 4 Reinyectores.
LOCACIÓN POZO ESTADO SAN MARTÍN 1 SAN MARTIN 1 Productor SAN MARTIN 1001D Productor SAN MARTIN 1002D Reinyector S MARTIN 1003D ST1 Productor S MARTIN 1004D ST1 Productor SAN MARTÍN 3 SAN MARTIN 3 ST1 Reinyector SAN MARTIN 1005 Reinyector SAN MARTIN 1006 Reinyector CASHIRIARI 1 CR1 1R Productor CR1 1001D Productor CR1 1002D Productor CR1 1003D Productor CR1 1004D Productor CASHIRIARI 3 CR3 ST2 Productor CR3 1005D ST1 Productor CR3 1006D Productor CR3 1007D Productor CR3 1008D Productor LOCACIÓN POZO ESTADO PAGORENI A PAG 1004D Productor Reinyector PAG 1005D Productor Reinyector PAG 1006D Productor PAG 1007D Productor PAGORENI B PAG 1001D Productor PAG 1002D ST1 Productor PAG 1003D ST1 Productor MIPAYA MIP 1001 XD Productor MIP 1002 XD Productor MIP 1003 XD Productor PAGORENI OESTE PAG WEST 1001X Cerrado Temporalmente
C) Pozos en el Lote 56: 8 Productores, y 2 Reinyectores
. Infraestructura de
8
en el Lote
Tabla Balanza Comercial de Hidrocarburos, MINEM]
LOCACIÓN POZO ESTADO KINTERONI KINTERONI 1X Productor KINTERONI 2D Productor KINTERONI 3D Productor SAGARI 7D Productor SAGARI SAGARI 8D Productor SAGARI 4 XD Productor
Infraestructura de Producción Tabla 1. Infraestructura de Pozos en el Lote 57
3. Infraestructura de Pozos en el Lote 56 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente:
Gráfico 8. Evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos 2021 (en Miles de Barriles)
Tabla 2 Pozos 88
D. 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.
Fuente: División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN
G. La planta de Licuefacción de GN de Perú LNG, ubicada en Melchorita Cañete, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 625 MMPCD.
Foto 1. Planta de Procesamiento de Gas Natural, Malvinas. Fuente: División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN
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 .
9 Infraestructura de Procesamiento
E. La planta Procesadora de Gas Pariñas (UNNA Energía S.A.), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento de 44 MMPCD.
C. La planta de fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural de Aguaytía Energy del Perú S.R.L., ubicada en el distrito de Yarinacocha, tiene una capacidad de procesamiento de 3775 BPD.
F. La Planta Criogénica de Gas Natural Pariñas (PGP), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 40 MM SFCD.
B. La planta de Gas de Curimaná de Aguaytía Energy del Perú S.R.L., ubicada en el departamento de Ucayali, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 55,7 MPCD.
Foto 2. Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural, Pisco.
10 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. B. Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural de Camisea a la Costa Transportadora de Gas del Perú S.A. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OISNERGMIN En la Ilustración 4, se muestra la infraestructura actual de los sistemas de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, desde Camisea a la costa del Perú, también se puede ver el ducto de Perú LNG que va desde la Planta Chiquintirca hasta la Planta Melchorita CAP:920 MMPCD2016 CAP: MMPCD2052004 CAP: MMPCD3142007 CAP: MMPCD4502009 CAP: 530 MMPCD2011 CAP: 610 MMPCD2012 CAP: 655 MMPCD2014 CAP:88 MBPD 2010 CAP:110 MBPD 2012 CAP:130 MBPD 2013 CAP:MBPD502004 CAP:MBPD702008 CAP:MBPD852009 Lurín 24”(136 km) LOOPCOSTA 14”LNG10”LNG LGN Expansion a 130MBPB PerúLNG34” 18”(212 km) 24”(310 km) 32”(208 km) GN GN1540ExpansionaMMCF ChiquintircaPC PC Kámani (kp 127) Pisco PS2kp 127 PRS#3 PRS#2 PRS#1 PS#4 PS#3 PS#2 PS#1 223.9 km 207.7 km 107.9 km 0 km Lote 88 SelvacuzcoTerraza alto andinaLlanura costera 0100200300400500600 Lurín HacialaPlantaMelchorita Ilistración4:Capacidad detransportedegas natural ylíquidosdegas natural desdeCamiseaa lacosta,ducto TGP yPerú LNG Ilustración 2. Capacidad de Transporte de Gas Natural TgP Ilustración 3. Capacidad de Transporte de Líquidos de Gas Natural Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OISNERGMIN Ilustración 4. Infraestructura de Sistemas de Transporte de GN y LGN
Son aquellas cantidades de petróleo presentes naturalmente dentro de la corteza terrestre, tanto descubiertas como no descubiertas (sean recuperables o no recuperables), más aquellas cantidades ya producidas. Además, incluye todos los tipos de petróleo ya sean actualmente considerados como recursos convencionales o no convencionales. En el gráfico 9 se representa gráficamente el sistema de clasificación de recursos del Sistema de Gerencia de los Recursos de Petróleo. Gráfico 9. Sistema de Clasificación de Recursos Gráfico 10 Mapa de Reservas Probadas de Gas Natural por Lotes, al 31 de diciembre de 2020 *(en TCF [109])
Son aquellas cantidades de petróleo anticipadas a ser comercialmente recuperables, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, en acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada en adelante bajo condiciones definidas. Las Reservas deben satisfacer cuatro criterios: descubiertas, recuperables, comerciales y remanentes (a partir de la fecha efectiva de evaluación) basadas en los proyectos de desarrollo aplicados. Las Reservas son recomendadas como las cantidades de venta según lo medido en el punto de referencia. Las reservas probadas estimadas, al 31 de diciembre de 2020, han disminuido en 0.49 TCF, con respecto al estimado realizado al 31 de diciembre del año 2019. La reducción se debió principalmente a la producción (0.44 TCF) del año 2020 y actualización de los modelos de simulación de los yacimientos de Camisea con la información de ingeniería de reservorios y producción obtenida durante el año 2020. En el Gráfico 10 se muestran los estimados de reservas probadas (Desarrolladas y No desarrolladas) de gas natural al 31 de diciembre de los años 2018, 2019 y 2020. Las variaciones observadas en los diferentes años se debe a la producción de los yacimientos y re categorización de reservas de no desarrolladas a Comodesarrolladas.sepuede observar en el Gráfico 8, el mayor volumen de reservas probadas se encuentra en la selva sur del país (lotes 88, 56 y 57), que representan el 95.8 % de las reservas probadas de Gas Natural al 31 de diciembre del 2020. Reservas de Gas Natural [Fuente: Sistema de Gerencia de los Recursos de Petróleo “PRMS” SPE/ WPC/AAPG/SPEE/SEG/SPWLA/EAGE, 2018]
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RECURSOS DE PETROLEO
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Libro de Reservas MINEM 2019, Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural Osinergmin 2020] 4,35 6,26 4,64 5,50 6,83 2,82 Desarrolladas No Desarrolladas 2020 2019 2018
RESERVAS
31
en 30.6 MMSTB en comparación a las reservas probadas estimadas al 31 de diciembre del 2019. La disminución de las reservas probadas de líquidos de gas natural de debió principalmente a la producción (31.1 MMSTB) del año 2020. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Libro de Reservas MINEM 2019, Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural Osinergmin 2020] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Libro de Reservas MINEM 2019, Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural Osinergmin 2020] 462,6493,2514,479,8 71,496,5105,8110,384,7201920202018 Probadas Probables Posibles Gráfico 11. Reservas Probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2020 (en MMSTB [106]) Gráfico 12. Reservas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2020 (en MMSTB [106]) 208,9 305,5 232,8 260,4 332,3 130,4 Desarrolladas No Desarrolladas 2020 2019 2018
de Líquidos de Gas Natural estimadas al 31 de diciembre del 2020 son del orden de 462.6 MMSTB, de los cuales 457.6 MMSTB (98,9%) corresponden a la zona selva sur.
4 y
12
Las Reservas Posibles son aquellas Reservas adicionales que son menos probables de ser recuperadas que las Reservas Probables. Estos volúmenes se muestran en la Tabla Tabla probadas Las reservas probadas de Líquidos de al de diciembre disminuyeron
del 2020
Las Reservas Probables son aquellas Reservas adicionales que son menos probables de ser recuperadas que las Reservas Probadas, pero más seguro de recuperarse que las Reservas Posibles.
5. En el Lote 88, los estimados de reservas de los campos Cashiriari y San Martín disminuyeron principalmente por la producción (0.44 TCF) del año 2020 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. Reservas de Líquidos de Gas Natural Lote Reservas (TCF) Recursos (TCF) 1P (Probadas) 2P (Probadas + Probables) 3P (Probadas + Probables + Posibles) Contingentes 2C Comentarios 88 6,479 7,429 7,863 0,515 Fin Contrato: 2040 / Vida útil: 2047 58 0 0 0 2,650 Fin Contrato: 2045 / Vida útil: 2047 Lote Reservas (TCF) Recursos (TCF) (Probadas)1P 2P (Probadas + Probables) 3P (Probadas + Probables + Posibles) Contingentes2C Comentarios 56 1,363 1,633 1,951 0,163 Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047 57 1,402 1,828 2,204 0,285 Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047 Tabla 4. Reservas y Recursos para el Mercado Nacional al 31 de diciembre de 2020 Tabla 5. Reservas y Recursos para Exportación al 31 de diciembre de 2020 Las reservas
Las Reservas Probadas son aquellas cantidades de petróleo, que mediante el análisis de datos de geociencias y de ingeniería, pueden ser estimadas con certeza razonable, para ser comercialmente recuperadas a partir de una fecha dada en adelante de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas definidas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales.
Gas Natural estimadas
13
En el Gráfico 13 se muestra la producción promedio en MMPCD de estos Lotes hasta el segundo trimestre del 2022, se observa condiciones normales. En el segundo trimestre del 2022 en promedio el lote 88 produjo 1 178,59 MMPCD; asimismo, los lotes 56 y 57 se produjeron en promedio 433,43 y 207,56 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 819,58 MMPCD.
promedio 1 098,66 MMPCD; 401,04 MMPCD y 82,42 MMPCD respectivamente, de los lotes mencionados. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] Gráfico 13. Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo al 2022, Principales Lotes (en MMPCD) Gráfico 14. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Segundo Trimestre (2021 2 vs 2022 2), Principales Lotes (MMPCD) 200,000,00 400,00 800,00600,00 1 000,00 1 200,00 1 400,00 1 600,00 1 800,00 Abr May Jun Trim.1 Trim.2 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 723,00 762,02 068,271 091,881 044,361 035,841 013,141 013,241 013,211 041,761 133,611 160,231 127,261 192,171 215,891 544,74 627,17 655,03 568,95 490,74 508,16 462,64 406,55 449,95 415,78 430,18 455,33 458,83 385,35 457,71 83,38 74,38 140,85 162,74 192,18 186,59 188,58 125,19 219,51 210,01 249,15 162,14 MMPCD P Lote 88 P Lote 56 P Lote 57 969,41127,31122,21192,2 1 203,6 1 215,9 309,0 458,8479,7385,3 123,4411,8457,7 210,0 28,8249,196,9162,1202220212022202120222021AbrMayJunTrim.2 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 Producción GN Húmedo (MMPCD) Promedio de Lote 88 Promedio de Lote 56 Promedio de Lote 57
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] En el Gráfico 14 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 2022 se produjo en promedio 1 178,59 MMPCD en el lote 88; 433,43 MMPCD en el lote 56 y 207,56 MMPCD en el lote 57; en comparación al segundo trimestre del año 2021, donde se produjo en
PRODUCCIÓN
Producción de Gas Natural Húmedo
En la zona denominada Camisea se ubica la principal fuente de gas natural del país. Se encuentra ubicada en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 km. de la margen derecha del río Urubamba. Comprende los lotes 56, 57, 58 y 88; los cuales se encuentran ubicados en la selva sur del país. Los lotes 56 y 88 son operados por Pluspetrol Perú Corporation, mientras que el Lote 57 es operado por Repsol Exploración Perú.
Líquidos
Elaborado
Gas
Gas Natural
La producción promedio mensual en Barriles por Día (BPD) durante el 2021 y 2022 se detalla en el Gráfico 15: En el Gráfico 16 se compara la producción de LGN promedio mensual del segundo trimestre del 2022 y la producción del mismo periodo del año 2021. Se observa un aumento en la producción de los lotes 57 y 88 en los meses de abril, mayo y junio del 2022 respecto de los mismos mes del año 2021. Asimismo, una disminución en la producción del lote 56 en los meses de mayo y junio. por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] por División de Supervisión de Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] Mensual de de ,
14
Elaborado
Gráfico 15. Producción Promedio
Principales Lotes (en BPD) Gráfico 16. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural, Principales Lotes (en BPD) 0 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun 2021 2022 BPD Promedio de LGN Producido Lote 88 Promedio de LGN Producido Lote 56 Promedio de LGN Producido Lote 57 0 20 000 40 000 60 000 80 000 2021 2022 2022202120222021AbrMayJun 42 494845149772953458 52 236 52 827 16 992 1827287704 13 456 23 360 19 699 7 914 121892821 15104016087123 LGN Producido (BPD) Promedio de LGN Producido Lote 88 Promedio de LGN Producido Lote 56 Promedio de LGN Producido Lote 57
Producción de Líquidos de Gas Natural Los Líquidos de Gas Natural (LGN) son componentes pesados del Gas Natural, con una composición mayor a 3 átomos de carbonos. La relación de producción LGN y Gas natural de un yacimiento (bbls/MMscf), es un indicativo de su riqueza. En el segundo trimestre del 2022, la producción de LGN fue en promedio 52 603,85 BPD en el lote 88, 17 106,95 BPD en el lote 56 y 12 833,87 BPD en el lote 57. Producción en los lotes en condiciones normales, debido al procesamiento estable y continuo en Planta Malvinas.
El detalle por tipo de actividad de cada consumidor del mercado nacional se observa en el Gráfico 18:
Procesados Planta
Elaborado
Suministro Disponible de Gas Natural
15
Elaborado
Los volúmenes de gas natural contratados se suscriben en la modalidad a volumen firme o interrumpible, sin embargo, el consumo de cada empresa es inferior a lo establecido en los contratos correspondientes, debido a ello se tiene en el mercado volumen no utilizado, que viene a ser la diferencia entre los volúmenes a contrato firme y el volumen medido en el punto de entrega; para el consumo del mercado nacional esta diferencia se muestra en celeste en el Gráfico 19, se observa un nivel de ventas estable, con un aumento en el segundo trimestre del 2022, debido al periodo de estiaje. por División de Supervisión de [Fuente: Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Pisco & Malvinas] por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]
Ventas de Pluspetrol a los Consumidores Independientes Gráfico 17. Ventas de Gas Natural Promedio del Mes (en MMPCD) Gráfico 18. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T2 2022, Lote 88 (en MMPC) Gráfico 19. Ventas y Consumo Mensual de Gas Natural (en MMPCD) 566,4726,8816,1 419,0356,4379,8MayAbrJun MMPCD Ventas Lote 88 Ventas Lote 56 750,5 728,1 775,1 835,1 763,9 747,5 676,1 620,6 626,2 617,6 566,4 726,8 816,1 116,4 138,7 93,9 59,2 130,4 147,3 218,7 274,2 268,7 277,2 328,4 168,0 78,7 0 400200 800600 1 000 1 200 Jun21 Jul21 Ago21 Set21 Oct21 Nov21 Dic21 Ene22 Feb22 Mar22 Abr22 May22 Jun22 MMPCD Ventas y Consumo GN - Mercado interno Ventas Lote 88 Disponible Lote 88 Contrato Firme Capacidad Interrumpible Contrato Firme: 894,87 Contrato Interrumpible: 135,44
Los lotes 88 y 56 son operados por Pluspetrol, el mismo que suscribe contratos de los volúmenes de venta directamente con los consumidores independientes.
En el Gráfico 17 se muestran los promedios de venta mensual por cada uno de los lotes durante el segundo trimestre del 2022, el gas natural del Lote 56 es destinado para la exportación y el gas natural del Lote 88 es para el consumo Interno.
Gas Natural
Gráfico 20. Reinyección de Gas Natural por Lotes (en MMPCD) Gráfico 21 Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en MMPCD) 8006004002000 1000 14001200 1600 20001800 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun 2021 2022 MMPCD Lote 88 Lote 56 Lote 57 Diseño de Planta
16
Gas
El proyecto del Gas de Camisea se planteó de forma tal de maximizar el factor de recuperación de gas, maximizar la recuperación de líquidos asociados (Condensados y GLP), reinyectando a los reservorios, de ser necesario, el gas excedente a las necesidades del mercado.
la inyección de gas seco está concebida principalmente para el gas del Lote 88 hacia los pozos del Yacimiento San Martín y cuando se tiene gas seco excedente del Lote 56, se inyecta en el yacimiento Pagoreni. Los volúmenes reinyectados se muestran en el Gráfico 20 como un promedio diario para cada uno de los meses del 2021 y 2022. por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] por de Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022]
A la Planta de Procesamiento de Malvinas ingresa gas natural que requiere ser procesado para separar los líquidos de Gas Natural del gas natural seco y otros componentes no deseados, en el Gráfico 21 se observa 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.
GasPROCESAMIENTONaturalProcesado
Gas Natural Reinyectado
Elaborado
La Planta de Compresión de Malvinas, cuenta con 5 módulos que permiten la compresión de gas seco a ser transportado hacia los centros de consumo. Asimismo, el gas excedente de la demanda del mercado se comprime para ser reinyectado en los Actualmente,reservorios
Elaborado
División de Supervisión
de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] Gráfico 23. Productos Finales Obtenidos del Procesamiento de Líquidos de Gas Natural (en MBPD) Abr 22 May 22 Jun 22 0,0 60,040,020,0 140,0120,0100,080,0 Lote 88 Lote 56 Capacidad de Diseño Planta Pisco (MBPD) MBP 27,54 33,82 32,10 29,19 31,70 31,11 29,68 30,83 31,11 30,66 32,22 32,06 31,61 32,03 12,94 15,59 15,11 13,55 15,82 13,54 12,90 13,43 13,88 13,29 14,01 14,10 13,28 13,65 32,68 40,31 37,63 34,60 37,90 37,56 34,76 34,95 33,93 32,66 34,35 33,86 33,59 33,59 9,14 10,03 10,26 8,68 8,37 6,56 6,10 5,95 5,13 4,40 4,20 4,04 4,23 4,09 40200 60 10080 Abr May Jun Trim.1 Trim.2 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 MBPD Promedio de Propano Promedio de Butano Promedio de Nafta Promedio de Diesel
Productos Finales Planta Pisco Los Líquidos de Gas Natural son trasladados a la Planta de fraccionamiento de Pisco mediante un poliducto operado por Transportadora de Gas del Perú (TgP). En el Gráfico 22 se puede observar el volumen de los líquidos de gas natural procesados en la Planta Pisco en el segundo trimestre del 2022, procesamiento en condiciones normales. Cabe precisar que los líquidos de gas natural que provienen del lote 57 son comprados por Pluspetrol y se muestran como parte del lote 56 .
17
Por medio de procesos físicos se separan los hidrocarburos para obtener productos de uso específico, estos son propano y butano que componen el GLP, nafta y Diésel. En el Gráfico 23 se muestra la producción promedio mensual de la Planta Pisco, donde se evidencia una producción estable en los meses del segundo trimestre 2022. Gráfico 22. Líquidos de Gas Natural Procesados por Lote y capacidad de Diseño de Planta Pisco (en MBPD) por División de Supervisión
Elaborado
el
gas transportado
18 TRANSPORTE
La
Transporte de Gas Natural concesión de Transporte de Gas Natural por ductos está a cargo de Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP). En el Gráfico 24 se representa el volumen promedio diario transportado por cada mes y por cada lote. El volumen promedio transportado mensualmente durante el segundo trimestre del 2022 se encuentra representado en el Gráfico 25, en el cual también se compara con el mismo periodo del año anterior. El promedio diario de durante segundo trimestre del 2022 presenta un aumento de alrededor de 54,19% respecto mismo trimestre del año anterior.
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de TgP al OSINERGMIN, 2022] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de TgP, OSINERGMIN, 2022] Gráfico 24. Gas Natural Transportado por Lotes (en MMPCD) Gráfico 25. Comparación de Gas Natural Transportado por Lotes T2 2021 vs T2 2022(en MMPCD) 482,81 595,73 642,73 737,67 741,66 830,77 214,39 421,44 51,07 358,10 167,68 382,28 115,79 192,59 26,81 229,10 89,31 149,78 4002000 600 140012001000800 2021 2022 2021 2022 2021 2022 Abr May Jun MMPCD Promedio de GT L88 Promedio de GT L56 Promedio de GT L57 4002000 800600 140012001000 Ene MarMay Jul Set Nov Ene MarMay Jul Set Nov Ene MarMay Jul Set Nov Ene MarMay Jul Set Nov Ene MarMay Jul Set Nov Ene MarMay 2017 2018 2019 2020 2021 2022 MMPCD Promedio deGT L88 Promedio deGT L56 Promedio deGT L57
al
19 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 26, se observa niveles normales del volumen transportado, con un ligero aumento a finales del último trimestre, debido a la temporada de estiaje, en amarillo la CRD no utilizada por los consumidores nacionales: El gas natural de Camisea está compuesto principalmente por Metano, aunque también contiene una proporción variable de Etano, Nitrógeno (N2), CO2 y trazas de hidrocarburos más pesados. En el Gráfico 27 se observa la composición porcentual del gas natural transportado por TgP, estos valores corresponden a los tomados en el City Gate de Lurín. Gráfico 27. Composición Porcentual del Gas Natural Transportado en el City Gate Lurín (en MMPCD)
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN,
2022] Capacidad de Transporte Disponible Gráfico 26. Capacidad de Transporte de Gas Natural no Utilizada en el Mercado Interno (en MMPC) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Certificados de Entrega TgP Reportadas al OSINERGMIN, 2022] 89,64 89,55 89,65 89,52 89,73 89,74 89,76 89,65 8,88 9,00 8,87 9,05 8,84 8,81 8,80 8,93 1,15 1,13 1,14 1,11 1,12 1,13 1,12 1,100,23 0,24 0,24 0,25 0,26 0,26 0,26 0,26 0,10 0,07 0,10 0,07 0,05 0,06 0,06 0,06 80,00 82,00 84,00 86,00 100,0098,0096,0094,0092,0090,0088,00 Abr May Jun Trim.1 Trim.2 2018 2019 2020 2021 2022 % Molar Promedio de Metano Promedio de Etano Promedio de N2 Promedio de CO2 Promedio de C3+ 717,96 757,90 773,39 690,23 689,86 616,37 576,84 570,44 567,92 518,75 672,87 765,03 121,44 81,50 66,01 149,17 149,72 223,21 233,74 240,14 242,66 291,83 137,71 45,55 839,40 839,40 839,40 839,40 839,58 839,58 810,58 810,58 810,58 810,58 810,58 810,58 4003002001000 500 900800700600 1 000 Jul-21 Ago-21 Set-21 Oct-21 Nov-21 Dic-21 Ene-22 Feb-22 Mar-22 Abr-22 May-22 Jun-22 MMPCD Volumen Medido por Empresa Receptora Capacidad No Utilzada Capacidad Contratada
Mercado Secundario de Gas Natural (Transferencias)
Gráfico 28. Volumen Transferido Entre Empresas Receptoras (en MMPCD)
20
Gráfico 29. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante junio 2022 (en MMPCD) Gráfico 30. Volumen de Transferencia entre Empresa Receptora. Promedio Mensual (en MMPC/mes) 6,20 0,96 1,60 2,21 3,70 2,63 1,45 1,90 0,24 1,19 1,60 2,06 1,22 2,88-3,00-5,00
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022] En el Gráfico 29 se detallan las transferencias realizadas entre las empresas como un promedio diario durante el mes de junio del 2022. Los valores negativos de transferencia se refieren a las empresas que cedieron capacidad de transporte a las empresas receptoras que tienen valores positivos.
-1,00 7,005,003,001,00 MMPCD Contugas S.A.C. ENEL Generación Peru S.A.A. ENGIE Energía Perú S.A. Fenix Power Peru S.A. GNLC S.A. Kallpa Generación S.A. Limagas Natural Perú S.A. Minsur S.A. PRODUCTOS TISSUE SDF Energia S.A.C. Shell GNL Perú S.A.C. Sudamericana de Fibras S.A. UNACEMS.A.A. Termochilca S.A.C. 11,18 10,63 18,24 14,09 31,54 14,99 19,13 23,08 28,28 14,30 16,03 19,60 14,59 28,11 18,05 17,25 15,64 17,46 21,10 31,71 36,18 29,60 36,21 14,9132241680 Jul Ago Set Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun MMPCD 412,7346,5329,5547,2436,9946,2464,7593,0646,1876,8428,9497,0587,9 452,2 871,5541,6534,8469,2541,2654,0888,0 1121,5888,11122,4447,4 3000 600 1200900 Jun-20 Ago-20 Oct-20 Dic-20 Feb-21 Abr-21 Jun-21 Ago-21 Oct-21 Dic-21 Feb-22 Abr-22 Jun-22 MMPC/mes
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 reElquiera.volumen transferido entre empresas receptoras se muestran en el Gráfico 28. Estos valores son referenciales debido a que no se transfiere la misma cantidad todos los días. Según la información disponible a la fecha, los volúmenes totales transferidos que fueron cedidos a empresas receptoras entre junio de 2020 y junio de 2022 se muestran en el Gráfico 30. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022]
Consumo de Gas Natural de Camisea por Sectores
CONSUMO DE GAS NATURAL
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 2022, en comparación con el mismo periodo del año anterior, todos los sectores incrementaron su consumo
en promedio: Generadores Eléctricos en 12,52 MMPCD; Industriales en 14,03 MMPCD; GNV en 15,47 MMPCD y Residencial/Comercial en 5,86 MMPCD. En el Gráfico 32 se comparan los consumos promedios por sectores del segundo trimestre del 2021 y 2022. Gráfico 32. Consumo Promedio del Trimestre 2022 II del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea (en MMPCD) Gráfico 31. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea 2022 (en MMPCD) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria] 9,38 11,12 14,82 18,64 22,52 25,15 28,31 64,90 66,31 67,56 71,46 48,18 53,41 62,73 133,83 152,93 133,88 136,49 112,78 155,59 156,12 404,70 336,82 353,41 373,43 316,22 382,86 348,14 2001000 300 700600500400 800 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 Dic-21 Jun-22 MMPCD Residenciales y Comerciales GNV Industriales Generadores Eléctricos 359,8261% 150,10 26% 50,96 9% 23,584% Promedio 2021 2 Generadores Eléctricos Industriales GNV Residenciales y Comerciales 372,33 59% 164,13 26% 66,4310% 29,44 5% Promedio 2022 2 Generadores Eléctricos Industriales GNV Residenciales y Comerciales
El consumo de gas natural en el Perú, está en crecimiento constante y es el sector de generación eléctrica el mayor consumidor. El consumo total de gas natural tuvo una considerable disminución en el año 2020 debido a la emergencia provocada por el COVID 19. Sin embargo, en el año 2021 hubo una significativa recuperación, llegando a un récord histórico. Se mantienen niveles estables de consumo en el segundo trimestre del 2022, presentando un aumento debido a la temporada de estiaje.
21
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria]
22 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 2022 2, como se puede apreciar son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores.
49% del Consumo Total: 27,82 MMPCD Principal uso: Industriales 68% del Consumo Total: 9,32 MMPCD Principal uso: Industriales 93% del Consumo Total: 3,71 MMPCD Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria] 61% 24% 4%11% 49% 41% 4%6% 0% 68% 5% 27% 0% 93% 0% 7% 245,89 273,74 370,15 379,32 463,41 463,95 126,49 141,71 162,27 180,15 161,54 170,53 49,74 63,16 51,23 68,17 51,90 67,95 23,43 27,32 23,61 29,59 23,71 31,41 0,00 150,00 450,00300,00 600,00 750,00 2021 2022 2021 2022 2021 2022 Abr May Jun Trim.2 MMPCD Promedio de Generadores Eléctricos Promedio de Industriales Promedio de GNV Promedio de Residenciales y Comerciales
Gráfico 33. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea T2 2021 vs T2 2022 (en MMPCD) En el Gráfico 33 se muestra el consumo promedio mensual de gas natural en el país durante cada uno de los meses del segundo trimestre del 2021 y 2022, se evidencia aumento del consumo del 2021 al 2022, en todos los sectores, siendo solo similar el consumo del sector Generadores Eléctricos en el mes de junio.
Principal
Gráfico 34. Demanda de Gas Natural de Camisea Estimada por Sectores de las Concesiones de Distribución. uso: Generación Eléctrica 61% del Consumo Total: 591,48 MMPCD Principal uso: Generación Eléctrica
La Planta de Melchorita recibió de TgP en promedio 58 926,7 MMPC de gas natural durante el segundo trimestre del 2022, produciendo con este volumen 2 486 222,4 m3 de Gas Natural Licuado. En el mismo periodo del 2021, la planta recibió 22 602,7 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 888 222,6 m3 de GNL. En el Gráfico 35 se muestra como promedio mensual la producción diaria de GNL en m3. En el segundo trimestre del 2022 se observa que el promedio de GNL producido en Planta Melchorita disminuyó en el mes de junio. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] 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 la Ilustración 5 se muestra el número de embarques y el volumen
total exportado, por país de destino, en el segundo trimestre 2022. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] Suministro de Gas Natural a la Planta Melchorita Gráfico 35. Gas Natural Licuefactado Producido en la Planta Melchorita, Promedio Mensual 2013 2022 (en m3/día) Ilustración 5. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T2 2022 (en m3) 0 4 000 8 000 12 000 16 000 20 000 24 000 28 000 Ene Feb Mar Abr May Jun 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 461,0526 050,9225 326,9922 275,4626 162,1325 579,0323 869,9724 481,9424 534,3916 804,0029 583,7029 952,4225 868,7228 249,7027 847,3425 m3/día
23 EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO
Gráfico 36. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T2 2022 (en m3) Gráfico 38 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T2 2022 (en m3) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente:
Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] Gráfico 37. Total Diario Despachado Mensual de Gas Natural Licuefactado al T2 2022 (en m3) 532,25 379,42 535,81 331,88 46,43 482,94 764,39 484,49 429,40 691,97 596,90 198,37 689,97 643,99 783,72 448,95 645,10 590,68 489,38 546,91 439,84 540,69 599,56 788,38 540,25 549,14 648,21 427,85 700,86 543,36 440,95 402,30 541,36 395,64
01-Abr 05-Abr03-Abr 09-Abr07-Abr 15-Abr13-Abr11-Abr 19-Abr17-Abr 25-Abr23-Abr21-Abr 29-Abr27-Abr 03-May01-May 07-May05-May 13-May11-May09-May 17-May15-May 21-May19-May 25-May23-May 31-May29-May27-May 04-Jun02-Jun 10-Jun08-Jun06-Jun 14-Jun12-Jun 18-Jun16-Jun 22-Jun20-Jun 28-Jun26-Jun24-Jun 30-Jun AbrMayJun 16 091,10 20 075,00 16 603,58 327 405 333 0 5000 10000 15000 20000 Abr May Jun .Limagas. .Petroperú. .Quavii. Total Despachado(m3) Número de Despachos 02-Abr 09-May30-Abr25-Abr20-Abr15-Abr08-Abr 12-May 19-May 26-May 31-May08-Jun11-Jun16-Jun23-Jun26-JunAbrMayJun 165 078,17 170 370,65 168 175,57 134 123,49 164 448,74 169 314,88 170 533,24 168 241,68 163 072,32 163 364,86 143 651,96 159 681,53 134 989,94 159 722,99 156 681,37 133 753,99
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Embarques de Gas Natural Licuado En el Gráfico 37 se muestran las fechas de cada uno de los despachos que se realizaron durante el segundo trimestre del 2022 desde la Estación de Carga: Planta de licuefacción Melchorita. Para una mejor visualización, se presenta el Gráfico 38, donde se tiene el total de GNL cargado y el número de camiones cisternas. Despacho de GNL a Camiones Cisterna En el Gráfico 36 se muestran en detalle las fechas de cada uno de los embarques que se realizaron durante el segundo trimestre del 2022 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. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] Reporte 494,49 446,73 541,58 643,77 549,36 387,42 499,38 644,21 588,23 829,92 681,09 827,04 872,80 821,70 588,90 838,59 711,52 737,29 602,01 439,18 782,83 739,96 530,25 880,13 877,02 874,13 865,24 871,69 870,13 824,81 779,50 832,14 682,87 676,87 635,99 210,59 798,60 873,24 875,24 863,69 824,15 878,57 741,07 0,00 0,00 0,00 0,00 295,23 925,89 888,79 869,24 536,70 689,53 159,05 0,00 0,00 0,00
La sequía que afectó Brasil, país altamente dependiente de la generación hidroeléctrica y la incapacidad para aumentar la producción nacional para satisfacer la demanda, condujo a un aumento de las importaciones de GNL tras las puestas en marcha de dos proyectos de regasificación de GNL en Sergipe y Puerto de Acu. En ese sentido Brasil registró el mayor aumento de la región en tanto en volumen como en porcentaje (+4,6 TM o +193%), que suman un total de 7 TM de GNL importado. El país se convirtió en el principal importador en América del Sur, seguido de Chile (3,1 TM) y Argentina (2,5 TM). Este último experimentó un crecimiento en las importaciones de GNL (+1,2 MT o 85%) debido a la reducción de importaciones de Bolivia y menor producción nacional. Otras islas del Caribe como Puerto Rico (+0.6 MT o +62.8%) o República Dominicana (+0.3 TM o +26,1%), también han experimentado grandes aumentos en las importaciones de GNL, debido a un aumento en el uso de gas natural para la generación de energía, como alternativa a los combustibles líquidos más contaminantes.
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SUMINISTRO DE GNL EN AMERICA En 2021, el crecimiento del GNL de EE. UU. (+22,3 MT) supera al crecimiento de GNL mundial (+16,2 MT). Las importaciones desde Estados Unidos crecieron un 49,8%, gracias al arranque de cinco grandes proyectos de licuefacción puestos en marcha en 2020 (Cameron LNG Trains 2 y 3, Corpus Christi LNG Train 3, Freeport LNG Trains 2 y 3) como así como a la puesta en servicio del Sabine Pass Train 6 en 2021. Las importaciones aumentaron un 36,3% (+4.8 TM), alcanzando 18 TM en 2021.
Sin embargo, la región experimenta algunas disminuciones significativas, resaltan las importaciones mexicanas que registró la mayor caída 67.5% o 1.3 TM, ya que el país continúa su tendencia a volverse menos dependiente de las importaciones de GNL. Así también Estados Unidos con 0.5 TM o 52.7% y Colombia con 0.3 MT o 85%. 6. Mapa de GNL en América
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: GIIGNL Annual Report 2022] Ilustración
Reservas
Considerando 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 veintiuno años más, tal y como se observa en el Gráfico 39.
La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 56, con una producción promedio de 387,0 MMPCD de gas húmedo en el segundo trimestre de 2022.
En el Gráfico 40 se muestra el balance de reservas para el Lote 56, si se considera una producción promedio anual de 0,129 TCF (2020)(*) y las reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre del 2020, se tendría produciendo el Lote 56 por nueve años más.
se vio afectada por dos (02) paradas de planta en las instalacionesde Perú LNG (Planta Melchorita) por lo que dicho año no se considerará para la proyección de las reservas en dichos lotes. 0,063 0,118 0,179 0,244 0,308 0,351 0,386 0,050 0,055 0,061 0,065 0,064 0,043 0,035 1,031 0,478 0,478 0,396 0,396 0,396 0,396 0,620 1,117 1,055 1,071 1,006 0,963 0,928 1,651 1,595 1,533 1,467 1,402 1,359 1,324 33 29 25 23 22 21 21 353025201510500,0 0,2 1,81,61,41,21,00,80,60,4 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2018 31/12/2019 31/12/2020 31/12/2021 30/06/2022 AñosTCF Producción Acumulada Producción Reservas PND Reservas PD RP/P
Gráfico 39. y Producción Acumulada. Lote 57 (en TCF) (*)En el año 2021, la producción de gas de los lotes 56 y 57
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural Osinergmin]
Lote 57 Operador: Repsol Exploración del Perú S.A Mediante la publicación del DS Nº 043 2003 EM el 19 de noviembre de 2003 se aprobó el Contrato de Licencia para la exploración y explotación de Hidrocarburos en el Lote 57, celebrado entre PERUPETRO S.A. y el consorcio conformado entre Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú y Burlington Resources Peru Limited, Sucursal Peruana.
26 RESERVAS Y PRODUCCIÓN – BALANCE VOLUMÉTRICO
RELACIÓN
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 190,9 MMPCD de gas húmedo en el segundo trimestre de 2022.
Lote 56 — Operador: 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 procesan en la planta de fraccionamiento de Pisco.
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realización de mantenimiento importante o tratamientos correctivos en un pozo de petróleo o gas Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural Osinergmin] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural Osinergmin] Gráfico 40. Reservas y Producción Acumulada. Lote 56 (en TCF) Gráfico 41. Reservas y Producción Acumulada. Lote 88 (en TCF) 0,518 0,744 0,931 1,092 1,256 1,403 1,530 1,663 1,792 1,878 1,950 0,210 0,225 0,187 0,162 0,164 0,148 0,126 0,133 0,129 0,086 0,073 1,492 1,482 0,661 0,618 0,806 1,111 0,951 0,241 0,066 0,066 0,066 1,505 1,275 1,766 1,677 1,304 0,838 0,615 1,248 1,297 1,211 1,139 2,996 2,756 2,427 2,295 2,111 1,949 1,566 1,489 1,363 1,277 1,205 14 12 13 14 13 13 12 11 11 10 9 25201510500,000 3,0002,5002,0001,5001,0000,500 31/12/2012 31/12/2013 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2018 31/12/2019 31/12/2020 31/12/2021 30/06/2022 AñosTCF Producción Acumulada Producción Reservas PND Reservas PD RP RP/P 1,516 1,699 1,921 2,155 2,409 2,637 2,870 3,115 3,323 3,570 3,693 0,179 0,184 0,221 0,234 0,254 0,229 0,233 0,245 0,208 0,248 0,1222,155 2,216 2,122 4,076 3,929 5,428 4,691 4,797 2,296 2,296 2,296 8,160 7,974 7,898 6,023 5,803 3,377 2,242 1,943 4,183 3,935 3,812 10,315 10,190 10,020 10,099 9,732 8,805 6,933 6,740 6,479 6,231 6,109 58 55 45 43 38 38 30 28 31 25 25 0 10 20 30 40 50 6010,08,06,04,02,00,0 AñosTCF Producción Acumulada Producción Reservas PND Reservas PD RP/P
Lote 88 Operador: Pluspetrol Perú Corporation S.A. La reducción de las reservas probadas desarrolladas del Lote 88 observadas en el Gráfico 41 entre el 31 de diciembre de 2017 y 2018, se debe en parte a la producción del año 2018 (233,88 BCF). Otros factores que influyen tanto en las Reservas PD y PND son la suspensión de proyectos de Workover(*) y la reestimación de volúmenes en base al ajuste en el modelo de simulación del campo Cashiriari. La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 88, con una producción promedio de 721,6 MMPCD de gas húmedo en el segundo trimestre de 2022. Como se puede apreciar, la producción de gas natural seco en el año 2021 ha sido alrededor de 0,248 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 veinticinco años más (escenario posible). (*)Proceso de
Gráfico 43. Participación Accionaria en las Concesiones de Distribución
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN De las concesionarias de distribución es importante señalar su composición accionaria, en el siguiente gráfico se puede observar cómo está conformada cada empresa PROMIGAS46,23% Grupo52,47%BogotaEnergía 1,14%TGISurtigas0,15% 0,001%EGP LNGHolding0,002% 0,003%Otros PARTICIPACIÓNENLA DISTRIBUCIÓNDE GN Elaborado por División de de Gas Natural, OSINERGMIN Tabla 6. Contratos de Concesión vigentes a junio 2022. (*) 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. Titular/Operador Localización/áreadeinfluencia Trujillo, Huaraz, LambayequeCajamarca, y Pacasmayo. 07 12 2017 19 años GNLC S.A./EBB Perú Holdings Limay Callao 20 08 2004 33 años Contugas S.A.C./TGI S.A. ESP. Ica 30 04 2014 30 años Gas Naturalde Tumbes S.A.C./ Especialista en Gas Del Perú S.A.C. Tumbes 15 10 2021* 20 años Gases Del NorteDel Perú S.A.C./SurtigasSA.ESP
Supervisión
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Piura 29 04 2021 24(ETAPA)**072022* 32 años Ilustración 7: Ubicación de Concesiones de Transporte y Distribución de Gas Natural en el Perú, 2022 Gráfico 42. Composición Accionaria de las Concesiones de Distribución Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN Cabe precisar que el valor de cada acción varía según la empresa Concesionaria por lo que el valor de todas las acciones fueron llevados a nuevos soles (Tipo de Cambio aplicado del mes de junio del 2022: 3.8297) CALIDDA CONTUGAS QUAVII GN TUMBES GASNORP 40 99 75 60 69 31 1 25 7525 COMPOSICIONACCIONARIA PROMIGAS Grupo Energía Bogota TGI Surtigas EGP LNGHolding Ilo Huaraz Chimbote Trujillo Pacasmayo Chiclayo Abancay Huanta GNL Piura
CONTRATOS DE CONCESIÓN Mapa de Concesiones En la actualidad existen 7 concesiones tanto de transporte como de distribución de gas naturaL, a continuación, podemos observar el mapa de Enconcesiones.elsiguiente 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.
POC Plazo Concesióndela Transportadora de Gas del N.V.Perú/Tecgas(Coga) Cusco,Ayacucho,Ica,Lima 20 08 2004 33 años Transportadora de Gas del Perú/Tecgas N.V. (Coga) Cusco,Ayacucho, Ica,Lima 20 08 2004 33 años Gases del Pacífico S.A.C. /Surtigas S.A. ESP Chimbote, Chiclayo,
29 4 BOOT Lambayeque Avance Pacasmayo BOOT Pacasmayo GASES DEL PACIFICO S.A.C., tiene el compromiso de conectar a 150 137 usuarios residenciales en un plazo de 5 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 44 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.
Gráfico 45. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), GASES DEL PACIFICO Gráfico 44. Primer Plan de Conexiones, Concesión Norte.
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. 2018 2019 2020 2021 2022 Pacasmayo 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 29 704 73 277 110 907 146 887 150 137 200 000 40 000 60 000 80 000 100 000 120 000 140 000 160 000 0 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000 45 000 N ° Conectados
Compromisos Dentro del cumplimiento
Al respecto, se muestra el avance de conectados hasta junio del 2022; según lo reportado por la concesionaria. El plazo para el año 4 contractual venció para algunas localidades el 27 de junio del 2022, periodo pendiente de supervisión.
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contrato de Concesión de Gas Natural Región Norte] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Conectados Gases del Pacífico al Osinergmin]
Contractuales
19417 51412 9149 0199 53110 1106 2195 1424 0072 1972 4791 3961 543 602 0 2 500 5 000 7 500 10 000 12 500 15 000 17 500 20 000 Año
Avance Trujillo BOOT AvanceTrujilloChiclayo BOOT Chiclayo Avance Chimbote BOOT AvanceBOOTAvanceBOOTAvanceChimboteCajamarcaCajamarcaHuarazHuarazLambayeque
1 351 1 420 Sullana 578 578 578 1 040 1 964 2 195 2 253 2 368 Sechura 0 149 149 149 224 249 783 783 Piura 1 812 3 080 3 080 5 798 5 798 5 798 5 509 6 161 Paita 0 564 747 849 849 951 951 1 087 Total acumulado 2 736 7 453 12 353 20 882 30 894 41 334 52 181 64 000 2 736 7 453 12 353 20 882 30 894 41 334 52 181 64 000 0 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 70 000 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 14 000 AcumuladoTotalconectadosde°N PRIMER PLAN DE CONEXIONESREGIÓN PIURA Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contrato de Concesión de Gas Natural Región Piura] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Conectados Gasnorp al Osinergmin] 203 0 5087 1812 0 0 982 578 735 34610005000 50004500400035003000250020001500 Año 1 Avance Paita BOOT BOOTAvanceBOOTAcancePaitaPiuraPiuraSechuraSechura Avance Sullana BOOT Sullana Avance Talara BOOT Talara
GASES DEL NORTE DEL PERU S.A.C., tiene el compromiso de conectar 64 000 usuarios residenciales en un plazo de 8 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 46 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT.
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Al respecto, en el gráfico 47 se muestra el avance de conectados del Año 1, hasta junio del 2022, 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. Gráfico 47. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), Gasnorp
Gráfico 46. Plan de Conexiones Región Piura 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
Primer
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Transporte de TGP al Osinergmin} Para los usuarios de
mayor consumo, los generadores eléctricos, se tiene el siguiente gráfico con las capacidades contratadas a servicio firme desde abril 2022 hasta su término de vigencia. Gráfico 49. Capacidad Contratada de Transporte de Gas. Generadores Eléctricos (en MMPCD) Gráfico 48. Capacidad Contratada de Transporte Firme. TgP (en MMPCD) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Transporte de TGP al Osinergmin} Régimen Contractual de Gas Natural en Camisea 512,4 491,6 491,6 491,6 491,6 491,6 491,6 439,9 84,1 84,1 84,1 79,6 79,6 79,6 79,6 76,5 214,03 214,03 214,03 212,15 212,15 212,15 210,00 210,00 920 920 920 920 920 920 920 920 0 100 300200 400 600500 700 900800 Abr-22 Jul-22 Oct-22 Ene-23 Abr-23 Jul-23 Oct-23 Ene-24 Abr-24 MMPCD Generador Industrial Distribuidor Capacidad Ducto 0 100 300200 400 600500 Abr-22 Mar-23 Feb-24 Ene-25 Dic-25 Nov-26 Oct-27 Set-28 Ago-29 Jul-30 Jun-31 May-32 Abr-33 MMPCD CAPACIDAD CONTRATADA A FIRME DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL GGEE Kallpa SDF Energia ENGIE Egesur Fenix Power Termochilca ENEL
En el mercado peruano la forma de adquirir gas natural depende de la categoría de consumidor que califique el interesado. La calificación de consumidor independiente (consumo > 30 000 m3/d) permite que el interesado pueda negociar y celebrar contrato directamente por la compra del gas natural con el productor, participar en el proceso oferta pública por el servicio de transporte del gas natural por consiguiente tendrá un contrato para cada segmento. A diferencia del consumidor regulado (consumo < 30 000 m3/d) quien sólo contará con un contrato suscrito con el distribuidor, en el cual se incluirá el precio medio del gas natural, la tarifa media de transporte y la tarifa por la distribución del gas natural. De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta junio de 2022 entre TGP y los usuarios independientes tenemos el siguiente gráfico.
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De los gráficos de capacidades contratadas de suministro y transporte de gas natural contratados a firme, se observa que los contratos de transporte tienen una vigencia más próxima. En junio de 2022, TGP resuelve uno de los contratos con ENGIE ENERGIA PERU S.A., otros contratos vencen desde enero 2024 en adelante. Por lo que las generadoras eléctricas deberían gestionar la renovación de sus contratos de transporte. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERMGIN
De acuerdo a los contratos de suministro suscritos entre Pluspetrol y los usuarios independientes, en el caso de generadores eléctricos, en el gráfico 50 se muestran las capacidades contratadas de suministro desde abril 2022 hasta su término de vigencia. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Suministro de Pluspetrol al Osinergmin} Gráfico 51. Contratos de Suministro vs. Contratos de Transporte. (en MMPCD)
32 Gráfico 50. Volumen Contratado de Suministro para GGEE. Pluspetrol (en MMPCD)
0 100 200 300 600500400 MMPC EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR S.A. - EGESUR SDF ENERGÍA S.A.C. TERMOCHILCA S.A.C. FÉNIX POWER PERÚ S.A. ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A. ENEL GENERACIÓN PERU S.A.A. KALLPA GENERACIÓN S.A. 175,42 45,0385,9137,76140,00 0 100 400300200 500 600 MMPCD Contratos Transporte GGEE Contratos Suministro GGEE
250200150100500 MMPCD Contratos
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERMGIN De acuerdo a los contratos de suministro y de transporte suscritos entre Cálidda con Pluspetrol y TGP respectivamente, en el gráfico 52 se muestran las capacidades contratadas desde abril 2022 hasta su término de vigencia.
17,03
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Suministro y Transporte al Osinergmin} Gráfico 53. Volumen Contratado de Suministro y Transporte para Contugas (en MMPCD) 197,00 197,00 126,78 75,70 220,00 220,00 220,00 220,00 Transporte Contratos Suministro 15,15 13,00 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82
33 Gráfico 52. Volumen Contratado de Suministro y Transporte para Cálidda (en MMPCD)
Contratos Transporte Contratos Suministro De acuerdo a los contratos de suministro y de transporte suscritos entre Contugas con Pluspetrol y TGP respectivamente, en el gráfico 53 se muestran las capacidades contratadas desde abril 2022 hasta su término de vigencia.
197,00
302520151050 MMPCD
se puede observar las empresas que presentaron sobres con solicitudes de capacidad fueron: En el Gráfico 54 se aprecia la Capacidad Disponible a Ofertar en la próxima Oferta Pública: Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Actas de Adjudicación Ofertas Públicas de TGP] CAPACIDAD OFERTADA CAPACIDAD SOLICITADA Y ADJUDICADA CAPACIDAD DISPONIBLE Fecha disponibilidadde m3/día MMPCD SolicitanteEmpresa Fecha Inicio m3/día MMPCD m3/día MMPCD 30/10/2021 2 282 366 80,60 Cerámica Lima S.A. 15/11/2021 5 000 0,177 2 277 366 80,42 01/01/2022 911 068 32,17 Contugas S.A.C. 01/01/2021 84 951 3,00 821 117 29,00Cerámica Lima S.A. 10/01/2021 5 000 0,177 TOTAL 3 193 434 112,77 94 951 3,35 3 098 483 109,42 Tabla 7. Capacidades en la 23ra Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural.
Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural En la antepenúltima 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 penúltima Oferta Pública realizada, corresponde a la 22da edición, el Acto de Apertura de Sobresy 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 Encapacidad.la23raedición 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 28 de septiembre del 2021, Para dicho acto, se contó con la presencia de un Notario Público, habiéndose realizado en la fecha y horaseñalada en el Cronograma del Pliego de Bases (28 09 2021, a las 16:00 horas) El Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes de la Vigésimo Tercera 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 (08 09 2021, 09:00 horas) y contó con la presencia de un Notario Público no habiéndose presentado observaciones por parte de los solicitantes. Del Acta
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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
1. Consumidores Residenciales y Comerciales Regulados. 100% GN requerido
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
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% requeridoGN
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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.
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.
6. Consumidores Independientes con Contratos de Suministro y de Servicio de Transporte en Firme e Interrumpible. Prorrateo Tabla 8. Prioridad de la Asignación de Gas Natural en casos de Emergencia. División de Supervisión de Gas Natural
Consumidores Asignación de Gas Natural
Alprorrateo.respecto
3. Generadores Eléctricos Prorrateo
Del Mecanismo de Racionamiento activado por RD 107 2022 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 55. Al respecto, se observa que las empresas consumieron un volumen ligeramente menor al total autorizado por el Transportista, teniendo una variación de 4,00%. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes diarios al Osinergmin} Gráfico 56. Volumen para consumo propio PERU LNG durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 107 2022 MINEM/DGH El Gas Natural destinado a Perú LNG para su consumo propio proveniente del Lote 56 para el periodo de vigencia del Mecanismo de Racionamiento se muestra en el Gráfico 56. Gráfico 55. Volúmenes Autorizados y Medidos durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 107 2022 MINEM/DGH Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes diarios al Osinergmin}
36 Resolución Directoral Periodo del Mecanismo de Racionamiento Causa RD 107 2022 MINEM/DGH 14 al 15 de abril del 2022
Trabajos de mantenimiento en Planta Compresora Chiquintirca; a los componentes eléctricos, electrónicos, mecánicos y de seguridad de la misma. En la Tabla 9, se muestra los Mecanismo de Racionamiento activados durante el segundo trimestre del 2022, detallando la Resolución Directoral, el periodo y la causa de los mismos.
95,05 81,7585,4895,61FebreroEneroMarzoAbrilMayoJunio Jun7,72022 420 6 14121082002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 US$/MMBTU 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022-I 2022-II 8,3 6,3 6,1 5,9 2,4 3,3 4,0 2,5 4,0 2,2 11,1 13,3 3,8 3,3
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Producto Bruto Interno Perú Henry Hub Natural Gas es un indicador de precios de gas natural que se produce dentro de Estados Unidos cuyo punto central se encuentra en Henry Hub, Louisiana. Los precios del gas natural están determinados por el intercambio y dependen principalmente por el equilibrio entre la oferta/demanda. Además, las dinámicas de sus precios dependen de los perfiles de producción, las condiciones climáticas y en una menor extensión de los precios del crudo.
Jun
Índice de Precios de Combustibles
INDICADOR DE PRECIOS DEL GAS NATURAL
Tabla 10. Variación Porcentual Mensual de los Combustibles en el Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana: julio 2021 junio 2022 Índice de Precios al Consumidor Gas Natural Perú Gráfico 59: Índice de Precio al consumidor de Gas Natural Índice Base Dic 2021=100,0 Hacia el segundo trimestre del año 2022, el Producto Bruto Interno (PBI) a precios constantes del 2007, registró un aumento de 3,3 %. La economía continua en proceso de recuperación, alcanzando niveles de crecimiento de pre pandemia. [Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática] 2022 Gráfico 57. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub Gráfico 58. Producto Bruto Interno, Perú Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática] Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural Meses
Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Indicador de Precios Henry Hub]
VehicularGLPVar.% VehicularGNVVar.% GasolinaVar.% PetróleoVar.% PropanoGasVar.% GNVar.% Jul 16,1 0,0 3,9 3,6 9,3 2,7 Ago 0,6 0,0 3,1 4,8 5,4 6,4 Set 0,1 0,6 1,2 1,1 -6,2 4,2 Oct 13,1 1,5 2,4 3,9 -0,4 1,0 Nov 4,3 1,5 3,0 1,6 10,5 6,4 Dic -1,8 1,3 -0,4 -0,4 8,4 1,0 Ene.22 -3,6 0,6 -0,6 2,0 -1,7 -0,7 Feb -0,2 0,0 3,6 2,0 1,5 -2,7 Mar 3,8 0,1 11,8 4,4 1,3 -1,6 Abr -2,2 0,0 0,8 -8,1 -1,5 0,6 May -5,2 0,0 6,1 3,7 -1,2 -10,6 3,0 0,7 11,0 5,6 -0,1 -4,4 99,27 96,62
Para convertir de a Multiplicar por (atm)Atmósferas bar (bar) 1.013 (atm)Atmósferas pascal (Pa) 1.013*105 (atm)Atmósferas PSI (lb/pulg2) 14.7 Bar (bar) atmósferas (atm) 0.987 Bar (bar) pascal (Pa) 105 Bar (bar) PSI (lb/pulg2) 14.5 Pascal (Pa) bar (bar) 10 5 Pascal (Pa) atmósferas (atm) 0.987*10 5 Pascal (Pa) PSI (lb/pulg2) 14.5*10 5 PSI (lb/pulg2) bar (bar) 0.0689 PSI (lb/pulg2) atmósferas (atm) 0.0680 PSI (lb/pulg2) pascal (Pa) 6.894*103
Equivalencias Usadas en Gas Natural
Barril (bbl) pie cúbico (ft³) 5.61146 Galones (gal) metro cúbico (m³) 0.00378541 Galones (gal) litros (L) 3.78541 Galones (gal) pie cúbico (ft³) 0.13376
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 (Kcal)Kilocalorías Gigajoule (GJ) 4.184*10 6 (Kcal)Kilocalorías MMBTU 3.96567*10 6 Kilowatt hora (KW.h) BTU 3,412.14 Kilowatt hora (KW.h) Calorías (cal) 8.60421*105 Kilowatt hora (KW.h) Joule (J) 3.6*106 Energía
Presión Para convertir de a porMultiplicar
Para convertir de a Multiplicar por Barril (bbl) metro cúbico (m³) 0.158988
Factores de Conversión de Unidades y Equivalencias
Pie cúbico (ft³) barril US (bbl) 0.178107
Litros (L) metro cúbico (m³) 0.001 Litros (L) galones (gal) 0.26417 Metro cúbico (m³) pie cúbico (ft³) 35.3147 Metro cúbico (m³) barril US (bbl) 6.28981 Pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) 0.028317
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Pie cúbico (ft³) galones (gal) 7.4760 Volumen 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 Calorías (cal) BTU 3.96567*10 3 Calorías (cal) Joule (J) 4.1840 Calorías (cal) Kilowatt hora (KW.h) 1.16222*10 6 Gigajoule (GJ) MMBTU 0.947817 Gigajoule (GJ)
Barril equivalente de petróleo (BEP) MMBTU 5.80 Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.136 Barril equivalente de petróleo (BEP) ft³ Gas Natural (GN) 5,800 Barril equivalente de petróleo (BEP) m³ Gas Natural (GN) 164.2 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU 42.5 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) 7.33 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN) 42,500 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) m³ Gas Natural (GN) 1,200 ft³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.001 ft³ Gas Natural (GN) BTU 1,000 ft³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000172 ft³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0000235 m³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.0353 m³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000608 m³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.000830 MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.172 MMBTU Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0235 MMBTU ft³ Gas Natural (GN) 1,000 MMBTU m³ Gas Natural (GN) 26.4443
Coma (,) Para separar decimales
MPCD Miles de pies cubico por día MMPC Millones de pies cúbico
GLP Gas licuado de petróleo
MMBLS Millones de barriles (106 barriles)
Gas Natural 22.09 TM GLP 21.33 TM GNL 34.06 TM Carbón 169.35 BEP 1,000 MMBTU 0.293 Gw h 1055 GJ 35.315 PC 1327 m 3 GN 46,877 PC GN Petróleo 45,251 PC GN 1.17 TM de GNL 11.44 Bls CARBÓN 0.0294 MMPC GN 4.97 BEP 31.336 MMBTU 1 MMPC 1 m 3 1 TM 1 Barril 1 TM GLPTM 1 TM de bóncarAbreviaturas y Simbología Utilizada Fuente: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ABREVIA TURA DESCRIPCIÓN BEP Barriles equivalentes de petróleo MMBEP Millones de barriles equivalentes de petróleo BCF Billones de pies cúbicos (EEUU: 109 pies cúbicos / España: 1012 pies cúbicos)
TEP Tonelada equivalente de petróleo TM Toneladas métricas
BPD Barriles por día MBPD Miles de barriles por día MMBPD Millones de barriles por día BTU British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica)
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.
MMPCD Millones de pies cúbico por día BCF Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos)
TCF Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 pies cúbicos)
LGN Líquidos del gas natural m 3 Metro cúbico m 3 STD Metro cúbico estándar: un metro cúbico (m3) a 15ºC y a una presión absoluta de 1.013 mbar
PC Pie cúbico
GN Gas natural GNC Gas natural comprimido, gas natural que ha sido comprimido a una presión máxima de 25MPa (250 bar)
BCFD Billones americanos de pies cúbicos por día BLS Barriles MBLS Miles de barriles (103 barriles)
MPC Miles de pies cubico
MMBTU Millones de BTU Gal Galón: equivale a 3,78533 litros (Galón de los EEUU)
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Oscar Echegaray Pacheco Jefe de Contratos y Asuntos Regulatorios
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Osinergmin Gerencia de Supervisión de Energía División de Supervisión de Gas Natural (DSGN) , setiembre 2021 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
Gerardo Meza Oscanoa Especialista en Contratos y Asuntos Regulatorios
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 www.osinergmin.gob.pe0491 La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informativo están permitidos siempre y cuando se cite la fuente.
