Reporte gas natural primer semestre

REPORTE SEMESTRAL DE MONITOREO DEL MERCADO DE GAS NATURAL

PRIMER SEMESTRE DEL 2013 Año 2 – Nº 3 –Diciembre 2013

Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima – Perú www.osinerg.gob.pe

Oficina de Estudios Económicos Teléfono: 219-3400, Anexo 1057 http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/pages/Estudios_Eco nomicos/77.htm

Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013 Oficina de Estudios Económicos - OEE

Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Diciembre 2013 Año 2 - Nº 3 - 2013 Resumen Ejecutivo

Contenido Resumen Ejecutivo ........................... 2 1. Mercado Mundial .......................... 3 Reservas de gas natural y proyección .... 3 Consumo de gas natural ........................ 3 Comercio internacional.......................... 4 Precios internacionales .......................... 4

2. Mercado Nacional ......................... 5 2.1. Oferta de Gas Natural ...................5 Reservas de Gas Natural e Hidrocarburos Líquidos .......................... 5 Reservas ................................................. 5 Producción ............................................. 6 Ratio reserva-producción ...................... 7 Inversiones ............................................. 8

2.2. Demanda de Gas Natural ..............9 Clientes y consumo por sectores ........... 9 Gas Natural Vehicular .......................... 10

2.3. Exportaciones ..............................10 2.4. Precios .........................................10 2.5. Análisis Financiero .......................11 Pluspetrol Camisea S.A. ....................... 11 Pluspetrol Lote 56 S.A. ......................... 11 TGP....................................................... 12 Gas Natural de Lima y Callao ............... 12

Resumen de variables ..................... 13 Notas .............................................. 14 Abreviaturas utilizadas .................... 16

En este tercer Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural (RSMMGN) se presentan las estadísticas relevantes del mercado del gas natural para el primer semestre del 2013.

Asimismo, se presentan y analizan las principales variables que describen la evolución del mercado de gas natural.

Se muestra la evolución histórica de la industria del gas natural considerando la información disponible desde el año 2005. El RSMMGN consta de dos secciones. En la primera sección se presentan estadísticas del mercado mundial como reservas, producción, consumo, precios y comercio. En la segunda sección se presentan estadísticas asociadas al mercado nacional, describiendo variables de oferta como reservas, producción, inversión, y variables de demanda como clientes y consumo por sectores. Además, se muestran estadísticas sobre precios, exportaciones y un análisis financiero de las principales empresas que participan en los segmentos de producción, transporte y distribución.

En términos generales, el 2005 fue el inicio de la mayor concentración de la producción de gas natural en la Selva Sur dejando en segundo lugar a la Selva Central, el cual se mantiene en la actualidad con 97% y 1%, respectivamente. En el segundo trimestre del 2013 la producción de gas natural aumentó en 0.7% respecto al segundo trimestre del 2012, y la producción de líquidos de gas natural aumentó en 56% respecto al mismo período del año anterior. En junio del 2013, el número de demandantes de gas natural se incrementó en 51% respecto a junio del 2012. En este mismo período, el segmento de clientes residenciales agrupó la mayor cantidad de demandantes creciendo en 51%. Así mimo, los principales consumidores de gas natural siguen siendo los generadores eléctricos, quienes consumieron 311 MMPCD en junio del 2013.

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Reservas de Gas Natural (TCF) 2000 - 2012 Asia Pacífico Medio Oriente América del centro y del sur

8,000 7,000

1. Mercado Mundial Reservas y producción

África Europa y Eurasia América del Norte

6,000

TCF

5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

0

Fuente: BP

Producción de Gas Natural (TCF) 2000 - 2012 Asia Pacífico Medio Oriente América del centro y del sur

120

África Europa y Eurasia América del Norte

100

TCF

80 60 40 20 0 2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

Fuente: BP

120

Asia Pacífico

África

Medio Oriente

Europa y Eurasia

América del centro y del sur

América del Norte

100 80 60 40 20 2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

0 2000

TCF

Por su parte, la producción de gas natural se incrementó de 85.2 TCF en el año 2000 a 118.8 TCF en el año 2012, creciendo a una tasa promedio anual de 2.8%. La región con la mayor producción para el período 2000-2012 es Europa y Eurasia, básicamente por Rusia, Noruega y Países Bajos. La segunda región es América del Norte, básicamente por Estados Unidos. En el 2012, la producción de Europa y Eurasia, y América del Norte representó el 30.8% y 26.6%, respectivamente. Asimismo, a pesar de que históricamente Medio Oriente es la región con mayor reservas no ha sido uno de los principales productores, sin embargo en los últimos años destaca el incremento de su producción básicamente por Irán, Qatar y Arabia Saudita.

Consumo El consumo de gas natural se incrementó de 85.1 TCF en el año 2000 a 116.7 TCF en el año 2012, creciendo a una tasa promedio anual de 2.7%. La región que consumió la mayor cantidad en el período 2000–2012 fue Europa y Eurasia. En esta región, los países que consumieron más en el año 2012 fueron Rusia (38.4%), Reino Unido (7.2%) y Alemania (6.9%). La segunda región fue América del Norte, siendo Estados Unidos el principal consumidor (80%). En el mismo período, destaca el incremento del consumo de Medio Oriente básicamente por Irán y Arabia Saudita.

Consumo de Gas Natural (TCF) 2000 - 2012 140

Las reservas mundiales de gas natural se incrementaron de 5,447 TCF en el año 2000 a 6,614 TCF en el año 2012, creciendo a una tasa promedio anual de 1.7%. Históricamente, la región con mayor cantidad de reservas es el Medio Oriente, básicamente por las reservas de Irán y Arabia Saudita. La segunda región es Europa y Eurasia, [1] primordialmente por las reservas de Rusia, y en los últimos cinco años, por las reservas de Turkmenistán. En el 2012, las reservas del Medio Oriente y de Europa y Eurasia representaron el 43.2% y el 31.4% del total, respectivamente.

Fuente: BP

Si se compara la producción y el consumo en el año 2012, se aprecia un ligero incremento en los inventarios (2.1 TCF), aunque mínimo, dada la limitada capacidad de almacenamiento del gas natural.

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Comercio Internacional

Importaciones de LNG (%) 2012

32% 32%

36%

32%

2011

5% 7% 8% 15%

6%

7%

4%

Japón Corea del Sur Reino Unido España China Otros

15%

Total 2012 = 11.58 TCF Total 2011 = 11.65 TCF

Fuente: BP

Exportaciones de LNG (%) 2012

Qatar

El comercio internacional de gas natural se caracteriza por la existencia de tres mercados regionales (América del Norte, Europa y Asia), y se transa en forma de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) o a través de gasoductos físicos. Es importante resaltar el incremento de la participación del LNG en el comercio mundial. En el año 2004, el comercio a través de gasoductos fue de 16.1 TCF, y de LNG fue de 6 TCF representando el 27% del total comercializado en ese año (22.1 TCF). Por otro lado, en el año 2012, el comercio a través de gasoductos fue de 24.9 TCF, y de LNG fue de 11.6 TCF representando el 31.7% del total comercializado en ese año (36.5 TCF).

Indonesia

32%

2011

30%

45% 45%

Trinidad & Tobago Algeria

Gas Natural Licuado (LNG)

Rusia Otros

9% 5% 4% 6% 8% 5% 5% 6%

Total 2012 = 11.58 TCF Total 2011 = 11.65 TCF

Fuente: BP

El principal importador de LNG en el 2012 fue Japón, seguido por Corea del Sur, representando el 36% y 15% de las importaciones totales en dicho año, respectivamente. Por otro lado, el principal exportador de LNG en el mismo periodo fue Qatar, seguido por Indonesia, representando el 32% y 8% de las exportaciones totales en dicho año, respectivamente.

Importaciones por gasodutos (%) 12% 13%

2012

12%

2011

12% 58%

56%

9%

8%

Estados Unidos Alemania Italia Ucrania Turquía Otros

5%6%

4% 5%

Total 2012 = 24.9 TCF Total 2011 = 24.5 TCF

Fuente: BP

Exportaciones por gasodutos (%) 2012

34%

26% 32%

30%

2011

Rusia Noruega Canadá Países Bajos Argelia Otros

5% 14% 7% 13% 15.1% 5% 8% 11.9%

Total 2012 = 24.9 TCF Total 2011 = 24.5 TCF

Gasoductos Estados Unidos es el principal importador de gas natural mediante gasoductos, representando el 13% (3.1 TCF) y 12% (3 TCF) del total importado en los años 2011 y 2012, respectivamente. En Europa, Alemania es el principal importador de gas natural, representando el 12% (3.1 TCF) del total importado a nivel mundial en los años 2011 y 2012.

Por otro lado, Rusia es el principal exportador de gas natural a través de ductos, exportando aproximadamente la tercera parte del total mundial. El volumen exportado por Rusia fue de 7.3 TCF (30%) y 6.6 TCF (26%) en los años 2011 y 2012, respectivamente.

Otros importantes exportadores son Noruega y Canadá, los cuales representaron el 15.1% (3.8 TCF) y 11.9% (3 TCF) del total exportado en el año 2012, respectivamente.

Fuente: BP

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Precios internacionales

Precio del Henry Hub, WTI y Brent (US$/MMBTU), Enero 2000 - Junio 2013 30 Henry Hub WTI Brent

US$/MMBTU

25 20 15

Fuente: EIA

10 5

jun-2013

jun-2012

jun-2011

jun-2010

jun-2009

jun-2008

jun-2007

jun-2006

jun-2005

jun-2004

jun-2003

jun-2002

jun-2001

jun-2000

0

Reservas de Hidrocarburos 2012 18% 18%

Posibles

Gas Natural (TCF)

37% Líquidos de Gas Natural (MMBLS) Petróleo (MMBLS)

27% 29% 32%

Probables

Probadas

31%

55% 53%

Los precios internacionales del petróleo y el gas natural han evolucionado de manera similar hasta mediados del 2009, año a partir del cual los precios de ambos bienes aparentemente se empezaron a desacoplar. Una explicación de esta situación es el hallazgo de reservas de shale gas (gas de esquisto), lo que llevó los precios del gas natural a la baja.[2] Sin embargo, desde junio del 2012 hasta junio del 2013, el precio del Henry Hub se incrementó ligeramente debido al mayor uso de calefacción en Estados Unidos, reducción en los inventarios[3] y los altos precios de la gasolina.[4] Así, en junio del 2013 el precio del Henry Hub fue de 3.83 US$/MMBTU, mostrando un aumento del 56% respecto a junio del 2012. Asimismo, el precio del petróleo (WTI) fue equivalente a 17.1 US$/MMBTU en la misma fecha. Según, Ramberg y Parsons (2012), [5] pueden pasar varios años en los que ambos precios (WTI y Henry Hub) no tengan la relación usual, a la que volverían posteriormente dado su carácter de bienes sustitutos.

2. Mercado Nacional 2.1. Oferta de Gas Natural Reservas de Gas Natural e Hidrocarburos Líquidos

0%

50%

100%

Fuente: MEM

Reservas de Gas Natural (TCF) 2005 - 2012 50

30 20 10

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

0 2005

TCF

Reservas de Gas natural

Reservas Probadas Reservas Probables Reservas Posibles

40

En el 2012, las reservas posibles de petróleo representaron el 37%, superior a su reserva probable (32%) y probada (31%). Así mimo, las reservas probadas del gas natural fue 55%, superior a su reserva probable (27%) y posible (18%).

Fuente: MEM

Las reservas probadas de gas natural en el 2012 fueron de 15.4 TCF, las cuales se incrementaron en 21% respecto al año anterior.

Ello se dio a pesar de la disminución de reservas probadas en la zona del zócalo, gracias a que las reservas probadas de la selva central, la selva sur y la costa norte se incrementaron en 54%, 23% y 7%, respectivamente. Esto se debió principalmente al incremento de las reservas probadas como resultado de nuevas perforaciones y estudios petrofísicos en los lotes 88 y 56 que conforman el yacimiento de Camisea de Pluspetrol.[6]

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Reservas de Gas Natural por Lote (TCF) 2012 Posibles

0.6 0.5

1.9 2.3

1.6 1.8 1.0

Probables

1.5 0.6

Probadas

0.0

3.3

10.3 3.0

5.0

10.0

15.0

Otros

88 Selva sur Pluspetrol

57 Selva sur Repsol

56 Selva sur Pluspetrol Fuente: MEM

2,500

MM BLS

2,000

Reservas de Líquidos de Gas Natural (MMBLS) 2005 - 2012 Reservas Probadas Reservas Probables Reservas Posibles

1,500

500 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Fuente: MEM

1,200 800 600

Producción Fiscalizada de Gas Natural (MMPCD), I TRIM 2005 - II TRIM 2013

Analizando las reservas por lote, se observa que el lote 88 posee la mayor cantidad de reservas probadas (10.3 TCF), seguido por el lote 56 (3 TCF). En el caso de las reservas probables, el lote 57 es el que tiene la mayor participación (1.8 TCF). Finalmente, el lote 88 tiene también la mayor cantidad de reservas posibles (2.3 TCF), seguido por el lote 57 (0.6 TCF). Durante el 2012, Pluspetrol realizó la perforación de 4 pozos, encontrándose nuevos reservorios e incrementando las reservas probadas.[7]

Por su parte, las reservas probadas de líquidos de gas natural (LGN) en el 2012 fueron de 790 MMBLS, las cuales aumentaron en 26% respecto al año anterior. Por otro lado, las reservas probables fueron de 431 MMBLS en el mismo periodo, las cuales se redujeron en 15% respecto al año anterior. Finalmente, las reservas posibles fueron de 234 MMBLS, siendo menores en 36% respecto al año anterior.

Producción de gas natural

Zócalo Norte Selva Sur Selva Central Costa Norte

400 200 0 II TRIM 2005 IV TRIM 2005 II TRIM 2006 IV TRIM 2006 II TRIM 2007 IV TRIM 2007 II TRIM 2008 IV TRIM 2008 II TRIM 2009 IV TRIM 2009 II TRIM 2010 IV TRIM 2010 II TRIM 2011 IV TRIM 2011 II TRIM 2012 IV TRIM 2012 II TRIM 2013

MMPCD

1,000

Finalmente, las reservas posibles fueron de 5.1 TCF en el 2012, las cuales disminuyeron en 32% respecto al año anterior. Según el MEM, esta disminución se debió principalmente a la revaluación de las ubicaciones a perforar en los campos de cada lote; algunas ubicaciones se reclasificaron como probables y otras como recursos.

Reservas de Líquidos de Gas Natural

1,000

1,400

Por otro lado, las reservas probables fueron de 7.7 TCF en el 2012, las cuales disminuyeron en 13% respecto al año anterior. Esto se debió principalmente a la revaluación de las ubicaciones a perforar en los campos de cada lote; algunas ubicaciones se reclasificaron como probadas y otras como recursos.

Fuente: MEM

La producción de gas natural se realiza principalmente en tres zonas, la costa norte (cuenca de Talara/Sechura), la cuenca de Ucayali y la cuenca de Camisea en Cusco. El 2005, fue el inicio de la mayor concentración de la producción en la Selva Sur (53%) dejando en segundo lugar a la Selva Central (29%), el cual se mantiene hasta la actualidad con 97% y 1% respectivamente, al segundo trimestre del 2013.

La producción de gas natural en el segundo trimestre del 2013 fue de 1,190 MMPCD, incrementándose en 0.7% respecto al segundo trimestre del 2012.

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Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013 Oficina de Estudios Económicos - OEE Participación por empresa en la producción de Gas Natural (%), II TRIM 2013

Pluspetrol Corporation - 88

3% 43% 54%

Pluspetrol Corporation - 56 Otros

Total: 1,191 MMPCD

Fuente: MEM

Producción Fiscalizada de Líquidos de gas natural (MBPD), II TRIM 2005 - II TRIM 2013 120 100 80 60 40 20 0

Fuente: MEM

Producción en plantas procesadoras de LGN (MBPD), Junio 2005 - Junio 2013

120

MBPD

100

Otros

80

GLP

60 40 20 jun-05 dic-05 jun-06 dic-06 jun-07 dic-07 jun-08 dic-08 jun-09 dic-09 jun-10 dic-10 jun-11 dic-11 jun-12 dic-12 jun-13

0

Años de producción

Fuente: MEM

Ratio Reserva/Producción de Gas Natural por área 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

Resaltar que el total producido por Camisea (lotes 88 y 56) a cargo de Pluspetrol del 2005 a junio del 2013 ha alcanzado los 1.6 TCF. Asimismo, en el II trimestre del 2013 la producción del lote 56 (54%) es superior a la producción del lote 88 (43%), a pesar que el lote 88 posee mayor cantidad de reservas probadas (10.3 TCF) que el lote 56 (3 TCF).

Producción de líquidos de gas natural

II 2005 IV 2005 II 2006 IV 2006 II 2007 IV 2007 II 2008 IV 2008 II 2009 IV 2009 II 2010 IV 2010 II 2011 IV 2011 II 2012 IV 2012 II 2013

MBPD

Selva Central Zócalo Selva sur

Analizando la producción por empresa, se observa que la producción de Pluspetrol Corporation fue el 97% del total producido (54% en el lote 56 y 43% en el lote 88). El 3% restante fue producido por otras empresas como Aguaytia, Petrobras, Petrotech, entre otras.

Total Costa Norte Zócalo Selva Central Selva Sur

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Fuente: MEM

La producción de líquidos de gas natural se da principalmente en el área de la selva sur (lote 88 y lote 56). La producción en el segundo semestre del 2013 fue de 108.7 MBPD, la cual aumentó en 56% respecto al mismo período del año anterior. El total de derivados de líquidos de gas natural producidos en junio del 2013 fue de 107.6 MBPD, representando un incremento del 30% respecto a similar período del año anterior.

Del total de derivados producidos en junio del 2013, el 50% fue de GLP, el 40% nafta y el 10% restante de otros derivados; la producción de GLP en la fecha mencionada fue de 54 MBPD, representando un incremento de 30% respecto al año anterior.

Según Apoyo y Asociados, [8] la nafta es exportada en su totalidad, mientras que el GLP y los destilados medios (Diesel 2) se destinan principalmente al mercado interno. Según el MEM, en junio del 2013 el total de nafta exportada fue de 219.23 MBLS. Ratio reserva - producción El ratio reserva – producción indica la cantidad de años que se podría producir gas natural considerando el volumen de reserva actual. Es decir, asumiendo que la demanda no cambia a futuro, este ratio es un indicador del nivel de inventarios y, por lo tanto, de la capacidad de abastecer internamente la demanda. Para el caso peruano, el ratio ha disminuido en el periodo 2005 – 2012, siendo de 37 años al final de dicho periodo, tendiendo a estabilizarse dada la mayor madurez del mercado. A nivel de área se observa que el ratio para la selva sur, principal zona de producción, siguió una tendencia decreciente hasta el 2011,

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600

presentando una ligera recuperación en el 2012, estabilizando alrededor de este valor. La tendencia decreciente se debe a que la producción en esta zona ha aumentado a una tasa anual promedio de 51%.

Inversiones en gas natural (MMUS$) 2005 - 2012 Explotación L56 Explotación L88

MMUS$

400 200

Inversiones

0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Años Fuente: MEM

Inversiones esperadas en el Sector Gas Natural (MMUS$) Periodo 2013 – 2014 * GNLC: Ampliación de la capacidad de distribución de gas natural, de 225 a 420 MMPCD y expansión de redes.

Mejoras a la seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano Sistema de Distribución Ica CONTUGAS (50,000 conexiones).

Periodo 2015 - 2016 Nitratos del Perú S.A.: Construcción del Complejo Petroquímico para la producción de Amoniaco y Nitrato de Amonio.

CF Industries Inc.: Construcción y operación de un complejo petroquímico ubicado en el distrito de San Juan de Marcona-Ica. Braskem: Construcción de un Complejo Petroquímico de Polietilenos y Fertilizantes en los Puertos de Ilo. Gasoducto Andino del Sur: Exploración y Producción de lotes 57 y 58, plantas de procesamiento de gas natural y de fraccionamiento de LGN, poliducto para transporte de LGN, planta de GNL, centrales termoeléctricas, complejo petroquímico.

Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao: Concesión de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lima.

Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional: Transporte de GN desde la Planta de licuefacción Melchorita.

Sistema de Abastecimiento LGN para el Mercado Nacional: Sistema de abastecimiento para una reserva de LGN producido en planta de licuefacción de gas Pampa Melchorita.

PETROPERU y REPSOL: Gasoducto virtuales al sur del Perú.

Masificación del Uso de Gas Natural utilizando GNC (1ra etapa): Adjudicación de construcción y operación del proyecto para suministrar GN a ciudades como Abancay, Andahuaylas, Huanta, entre otras.

Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gaseoducto Sur Peruano: Concesión de obras de infraestructura que permita afianzar el Sistema de Seguridad Energética existente y descentralizar la generación eléctrica del país

75 2,431 300

1,000

2,000

3,000

13,000

De acuerdo a información del MEM, destacan las inversiones en explotación en los lotes 88 y 56, aunque presentan un comportamiento muy volátil en el periodo 2005-2012, presentándose dos picos en los años 2008 y 2011, años en que la inversión fue de 456 y 479 millones de dólares, mientras que el año con menos inversiones fue el 2009 llegando a ser de 262 millones de dólares. Al cierre del año 2012, las inversiones en estos lotes alcanzaron los 421 millones de dólares.

La inversión en explotación en el lote 88 se incrementó en los últimos años, pasando de 6.6 millones de dólares en el año 2006 a 272 millones de dólares en el año 2011, destinada principalmente a ampliación de pozos y reinyección. No obstante, en el año 2012 disminuyó a 129 millones de dólares. Por otro lado, la inversión en explotación en el lote 56 fue volátil en el periodo 2005-2011.

Entre el año 2005 y el año 2007 aumentó de 79.4 a 382.7 millones de dólares, posteriormente disminuyó hasta 10.1 en el año 2009, para después aumentar a 292.1 millones de dólares en el año 2012. Este comportamiento responde a los ciclos de la inversión y las nuevas necesidades de la demanda.

260

205

250

100

17.5

17.5

Según la GFGN y PROINVERSIÓN, [9] las inversiones planeadas en el sector para el periodo 2013 – 2014, ascenderían a un total de 2,806 millones de dólares, previéndose la adjudicación para el primer trimestre de 2014 del principal proyecto denominado Mejoras a la seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano. El área de influencia del proyecto comprenderá las regiones de Apurímac, Puno, Arequipa, Cusco, Moquegua y Tacna. Desde dicho gasoducto se construirán ductos y/o proyectos de infraestructura y logística para el suministro de gas natural hacia las regiones previamente mencionadas, conforme a lo establecido en la Ley 29970.

* No se considera el proyecto de Kuntur, debido a que no se han iniciado las obras.

Fuente: GFGN - OSINERGMIN

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2.2. Demanda de Gas Natural en el Perú

Evolución del número de clientes por categoría tarifaria Enero 2011 - Junio 2013 2,000

Clientes y consumo por sectores 150,000

1,500

100,000

1,000 50,000

500

El segmento de clientes residenciales [11] agrupa la mayor cantidad de demandantes, habiendo sido estos 123,161 en junio del 2013.

Este grupo creció en 51% respecto a junio del año anterior (81,448). En junio del 2013, los usuarios del segmento comercial, industrial y GNV fueron de 917, 118 y 199, respectivamente.

ene-13 mar-13 may-13

sep-12 nov-12

ene-12

mar-12 may-12 jul-12

sep-11

nov-11

ene-11

0 mar-11 may-11 jul-11

0

B - Comercial

B - Industrial

C

D

GNV

E

GE

A

Fuente: MEM

Volumen de Gas Natural distribuido por categoria tarifaria (MMPCD) Enero 2011 - Junio 2013 500.0

Generación Eléctrica E

400.0

GNV

MMPCD

600.0

300.0

D

200.0

C

100.0

B - Industrial ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12 mar-12 may-12 jul-12 sep-12 nov-12 ene-13 mar-13 may-13

0.0

B - Comercial

Fuente: MEM

Vehículos convertidos y talleres de conversión Vehículos Talleres de Enero 2011 - Junio 2013 Vehículos convertidos Talleres de conversión

conversión

230 225 220 215 210 205 200 195 190 185

ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12 mar-12 may-12 jul-12 sep-12 nov-12 ene-13 mar-13 may-13

convertidos

180 160 140 120 100 80 60 40 20 0

El número de demandantes de gas natural fue de 124,731 en junio del 2013, representando un incremento de 51% respecto a junio del año anterior.

El volumen consumido de gas natural fue de 462 MMPCD en junio del 2013, representando una disminución de 7% respecto a junio del año anterior. En el mismo período, el consumo del segmento residencial fue de 2.3 MMPCD, lo que significa un incremento de 39%. El crecimiento en el sector residencial está asociado a la expansión de las redes de distribución en Lima y Callao, las cuales aumentaron de 1,741 Km en diciembre del 2011 a 2,720 Km en junio del 2013.[12] A esta misma fecha, el número de instalaciones internas, habilitadas por el concesionario de gas natural en Lima y Callao, se ha incrementado en un 60%, de 55,528 usuarios registrados en el 2011 a 112,365 usuarios a junio de 2013; de los cuales 454 son usuarios con instalaciones industriales y 111,911 son usuarios con instalaciones residenciales y comerciales.

Los principales consumidores de gas natural han sido históricamente los generadores eléctricos, quienes consumieron 311 MMPCD en junio del 2013. Así, la producción de electricidad de los generadores eléctricos en base a gas natural representó el 36% del total de la electricidad producida en junio del 2013 (12,929 GWh). Cabe resaltar que en los meses de junio y julio aumenta la producción de electricidad con gas natural y disminuye la generación hidráulica debido a la época de estiaje.

Importante mencionar que en el primer semestre del 2013 se puso en marcha la central Tablazo de la empresa SDE Piura con una potencia efectiva de 30 MW, la cual es una central termoeléctrica ciclo abierto cuyo combustible es el gas natural.

Fuente: CPGNV

9

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Gas natural vehicular (GNV)

Nº Estaciones de servicio

Estaciones de servicio en operación Enero 2011 - Junio 2013

Luego de los generadores eléctricos, los consumidores de GNV son el segundo grupo de mayor importancia de consumo de gas natural en el Perú. Los usuarios de GNV consumieron 53 MMPCD en junio del 2013, representando el 12% del total consumido.

250 200 150 100 50 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12 mar-12 may-12 jul-12 sep-12 nov-12 ene-13 mar-13 may-13

0

Fuente: CPGNV

850 800 750 700

may-13

ene-13

sep-12

ene-12

may-12

sep-11

ene-11

may-11

sep-10

600

may-10

650 ene-10

Vehículos por gasocentro

Ratio Vehículos converidos/gasocentro Enero 2010 - Junio 2013

Fuente: CPGNV

Exportaciones promedio de gas natural (MMPCD) 800 700

MMPCD

600 500 400 300

El número de vehículos convertidos a junio del 2013 fue de 161,088. Ello representó un incremento de 16% respecto a junio del 2013. El aumento las conversiones a GNV también se relacionan con el incremento de los talleres de conversión, que aumentaron de 4 a 202 en el periodo enero 2006 – junio 2013. Sin embargo, si se analiza la variación porcentual de los talleres de conversión en los últimos años, se encuentra una disminución al pasar de menos 3% en el período junio 2011 – junio 2012 a menos 6% en el período junio 2012 – junio 2013. Por otro lado, el número de gasocentros (estaciones de servicio) en operación en junio del 2013 fue 216, representando un incremento de 14% respecto al mismo mes del año anterior.

El ratio vehículos convertidos por gasocentro [13] en el período enero 2010-junio 2013 llegó a un mínimo de 711 en julio de 2011, a partir del cual tuvo una leve tendencia creciente hasta junio de 2013 llegando a 746. Sin embargo, en todo este período el ratio disminuyó en 0.3% pasando de 833 en enero de 2010 a 746 en junio de 2013, debido al mayor crecimiento de los gasocentros (1.9%) respecto de los vehículos convertidos (1.7%).

2.3. Exportaciones En promedio, en el primer semestre del 2013 se exportó 591 MMPCD, donde México fue el principal destino con 224 MMPCD, seguido por España y Japón con 161 y 123 MMPCD, respectivamente. Así mismo, en junio de 2013 las exportaciones de LNG fueron de 589 MMPCD, mayores en 32% respecto a junio del 2012.

200 100 0 jun-10

2.4. Precios ene-11

ago-11

mar-12

oct-12

may-13

Fuente: PERUPETRO

A junio del 2013, el precio de venta para el segmento residencial, industrial, comercial, generación eléctrica y vehicular fue de 0.35, 0.21, 0.25, 0.12 y 0.18 US$/m3, respectivamente. Los usuarios residenciales pagan un mayor precio porque usan más infraestructura (red de polietileno) y porque tienen un menor nivel de consumo, a diferencia de los otros usuarios.

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Exportaciones de LNG por destino, I SEM 2013 Corea del Sur España Japón México

14% 38% 27%

Promedio I Semestre 2013: 591MMPCD Fuente: PERUPETRO

Estructura del Precio del Gas Natural (US$/m3), junio 2013* GNV

Usuario

GE Comercial Industrial Residencial 0.20

0.40

US$/m3 Boca de pozo

Transporte

Distribución *Sin incluir IGV Fuente: CALIDDA

Principales Ratios Financieros

Ratio Razón Corriente Endeudamiento patrimonial ROE ROA

Según el último pliego tarifario de Calidda, los precios máximos para otros usuarios y para los generadores eléctricos son 3.18 y 1.83 US$/MMBTU, respectivamente. [14] 2.5. Análisis Financiero

21%

0.00

Por otro lado, en este semestre las empresas generadoras de electricidad han tenido una tarifa en boca de pozo (0.07 US$/m3) menor a la de los otros usuarios, que es de (0.11 US$/m3).

Pluspetrol Camisea S.A. I SEM 2012

I SEM 2013

0.89

1.03

1.23

0.87

25% 11%

36% 19% Fuente: SMV

En esta sección se realiza un breve análisis financiero de las principales empresas del sector. Como indicador de liquidez se utiliza la razón corriente,[15] como indicador de solvencia se ha tomado el ratio de endeudamiento patrimonial[16] y como indicadores de rentabilidad se han utilizado los ratios ROE (Return On Equity)[17] y ROA (Return On Assets).[18] Pluspetrol Camisea S.A: La razón corriente aumentó de 0.89 en el primer semestre del 2012 a 1.03 en el primer semestre del 2013.

Según Apoyo y Asociados,[19] en el 2012 la compañía tomó la decisión de autofinanciar parte de sus inversiones y recibir préstamos de corto plazo de Pluspetrol, siendo cancelados durante el 2013 con captación de deuda de largo plazo. El ratio de endeudamiento patrimonial bajó de 1.23 en el primer semestre del 2012 a 0.87 en el primer semestre del 2013; debido a la política de restructuración de pasivos a través de la emisión de bonos corporativos.

Por otro lado, el ROE aumentó de 25% en el primer semestre del 2012 a 36% en el primer semestre del 2013. Esto se debió al aumento de la utilidad neta como consecuencias del mayor volumen vendido de nafta, diesel y propano, así como al incremento del precio internacional del gas. Finalmente, el ROA aumentó de 11% en el primer semestre del 2012 a 19% en el segundo semestre del 2013 fundamentado en el aumento de la utilidad neta explicada anteriormente, y a la disminución de la cuenta efectivo y equivalentes de efectivo.[20] Pluspetrol Lote 56 S.A: El indicador de liquidez de esta empresa disminuyó de 1.95 en el primer semestre del 2012 a 1.12 en el primer semestre del 2013; esto se debe principalmente a la disminución del activo corriente.

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Principales Ratios Financieros

Ratio Razón Corriente Endeudamiento patrimonial ROE ROA

Pluspetrol Lote 56 S.A. I SEM 2012

I SEM 2013

1.95

1.12

1.38

1.23

55% 23%

58% 26% Fuente: SMV

Principales Ratios Financieros

Ratio Razón Corriente Endeudamiento patrimonial ROE ROA

TGP I SEM 2012

I SEM 2013

2.19

4.93

2.67

2.15

12% 3%

9% 3% Fuente: SMV

Principales Ratios Financieros

Ratio Razón Corriente Endeudamiento patrimonial ROE ROA

GNLC I SEM 2012

I SEM 2013

1.35

4.77

1.66

1.72

9% 3%

2% 1% Fuente: SMV

Al analizar el indicador de solvencia, se observa que este disminuyó de 1.38 en el primer semestre del 2012 a 1.23 en el primer semestre del 2013. Según Apoyo y Asociados,[21] la empresa empezó en el 2012 un programa de amortización de emisiones de deuda de los bonos corporativos. Por otro lado, el ROE aumentó de 55% en el primer semestre del 2012 a 58% en el primer semestre del 2013. Esto se genera porque el patrimonio se incrementó en 4% y la utilidad neta aumentó en 10% el periodo en mención debido a los menores costos de venta. Finalmente, el ROA aumentó de 23% en el primer semestre del 2012 a 26% en el primer semestre del 2013.

TGP: El indicador de liquidez de esta empresa es el mayor dentro del grupo analizado, aumentando de 2.19 en el primer semestre del 2013 a 4.93 en el segundo semestre del 2013. Según Apoyo y Asociados,[22] la empresa mantiene un alto porcentaje de la deuda senior a largo plazo y un saldo importante en caja. El endeudamiento patrimonial se redujo de 2.67 en el primer semestre del 2012 a 2.15 en el primer semestre del 2013 debido a que el contrato Ship or Pay de transporte de NGL pasó de 85 a 110 MBPD. Finalmente, el ROE para el primer semestre del 2013 (12%) sufrió una disminución de 3% respecto al primer semestre del año anterior producto del incremento del patrimonio y la disminución de la utilidad neta. El ROA (3%) se mantuvo estable entre el primer semestre del 2012 y el primer semestre del 2013.

GNLC: La razón corriente de esta empresa aumentó de 1.35 en el primer semestre del 2011 a 4.77 en el primer semestre del 2013, debido principalmente al programa de expansión y gasto de inversión de la compañía, según Standard & Poor’s.[23] El ratio de endeudamiento patrimonial aumentó de 1.66 en el primer semestre del 2012 a 1.72 en el primer semestre del 2013 por un menor incremento proporcional del patrimonio (50%) que el del pasivo (55%). El ROE en el primer semestre del 2013 se ubicó en 2% al sufrir una disminución de 7% respecto al primer semestre del 2012 debido al incremento del patrimonio neto. Finalmente, el ROA disminuyó de 3% en el primer semestre del 2012 a 1% en el primer semestre del 2013 por una disminución de la utilidad neta explicada por un mayor gasto en préstamos de deuda senior y bono, así como el gasto en intereses de bonos.[24]

12

Resumen de las principales variables del sector de gas natural en el Perú Detalles

Unidades

2004

2011

2012

I SEM 2013

Exploradores Explotadores Transportadores Distribuidores Estaciones de Servicio de GNV Estaciones de carga de GNC

Cantidad Cantidad Cantidad Cantidad Cantidad Cantidad

11 7 1 1 0 n.a.

38 8 1 1 167 14

49 8 1 1 204 16

49 8 1 1 216 19

Cobertura Clientes Residenciales Clientes Comerciales Clientes Industriales Generadores Eléctricos Demanda Nacional Demanda Total Vehículos Convertidos Talleres de Conversión

% Cantidad Cantidad Cantidad Cantidad MMPCD MMPCD Cantidad Cantidad

0.0 0 0 11 1 85 85 0 0

0.9 51,977 593 409 10 445 1,186 122,221 212

1.4 102,375 698 428 9 417 1,055 151,781 203

1.7 123,161 917 444 10 462 1,190 161,088 206

% % %

67.6 32.4 0.0

68.0 20.0 11.0

60.0 25.0 14.0

64.0 23.0 12.3

%

0.0

1.0

1.0

0.7

MBPD

23

84

85

108

mill. US$ mill. US$ mill. US$

149 180 24

1,104 406 303

899 464 274

540 251 199

% %

25.0 54.8

30.6 73.6

26.5 64.5

19.3 36.0

% %

10.3 44.0

4.5 18.2

4.9 16.6

3.0 9.4

% %

2.6 9.9

6.7 18.3

5.4 13.1

0.6 1.5

Variables

Agentes del Sector

Cobertura

Mercado Nacional de Gas Natural

Generación Eléctrica (Categoría GE) Industria (Categorías B-Industrial, C, D y E) GNV Residenciales y Comerciales (Categoría A y B-Comercial)

Mercado de Producción de Líquidos de Gas Natural Líquidos de Gas (LGN) Natural-Camisea Facturación (*)

Producción Transporte Distribución

Rentabilidad

Producción (Pluspetrol Camisea) ROA ROE Transporte ROA ROE Distribución ROA ROE

Producción % 100 100 100 100 Transporte % 100 100 100 100 Distribución % 100 100 100 100 (*) Para los años 2004, 2010 y 2011 considera a Olympic Peru Inc., Sapet Development Peru Inc, Graña y Montero Petrolera S.A., Petrobras Energía Perú S.A., Petro tech Peruana S.A., Aguaytía Energy del Perú S.A., Pluspetrol Perú Corporation S.A. – Lote 88 y Pluspetrol Perú Corporation S.A. – Lote 56. Para el primer semestre del 2013 se considera a Pluspetrol Camisea S.A. y a Pluspetrol Lote 56 S.A. Participación privada

Fuentes: OSINERGMIN, MEM, Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular y SMV.

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Notas [1] Europa y Eurasia incluye países de Europa y de la ex Unión Soviética.

[2] Para mayor detalle ver: Vásquez, A.; García, R.; Cueva, S.; Nario, T. y O. Almeida (2012). Reporte de Inteligencia Económica Sectorial – Gas Natural, Año 1 – Número 1. Oficina de Estudios Económicos, OSINERGMIN – Perú.

[3] Para mayor detalle ver: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/eeuu-se-espera-aumento-en-la-demanda-de-gas-duranteeste-invierno [4] Para mayor detalle ver: http://www.reuters.com/article/2013/10/08/eia-outlook-natgas-idUSL1N0HY0S120131008 [5] Para mayor detalle ver: Ramberg, David y Parsons, John (2012), “The Weak Tie Between Natural Gas and Oil Prices,” The Energy Journal, Vol. 33, Nº 2. Pág. 13 -35.

[6] Para mayor información ver: http://gestion.pe/economia/reservas-comerciales-gas-camisea-suben-mas-15-tcf-2070338 [7] Para mayor información ver: http://www.pluspetrol.net/informepluspetrol2012.pdf [8] Para mayor detalle ver: Apoyo & Asociados (2012), Informe Sectorial – Sector Hidrocarburos. Pág. 10 -11.

[9] Para mayor detalle ver: Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (2012), Boletín de Indicadores de la Industria del Gas Natural, Junio 2013.

Pág. 38 - 40. Asimismo revisar la cartera de proyectos de PROINVERSIÓN de la parte de Hidrocarburos.

[10] Para mayor información ver: http://peru21.pe/economia/gasoducto-sur-tardaria-cinco-anos-2120928 3

[11] Los clientes residenciales están conformados por la categoría tarifaria A, cuyo rango de consumo es entre 0 y 300 m /mes. Por otro lado, 3 los clientes comerciales e industriales están dentro de la categoría tarifaria B, cuyo rango de consumo es entre 301 y 17,500 m /mes. Además, 3 3 las categorías tarifarias C y D tienen un rango de consumo de 17,501-300,000 m /mes y 300,001-900,000 m /mes, respectivamente.

[12] Para mayor detalle ver: Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (2013), Boletín de Indicadores de la Industria del Gas Natural, Junio 2013. Pág. 23.

[13] Este ratio se calcula dividiendo el número de vehículos convertidos sobre el número de estaciones de servicio en operación.

[14] Los precios máximos iniciales para los generadores eléctricos y otros usuarios eran de 1 y 1.8 US$/MMBTU, según el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88.

[15] La razón corriente mide la capacidad de la empresa para cumplir sus obligaciones a corto plazo. Se calcula dividiendo el activo corriente entre pasivo corriente.

[16] El ratio de endeudamiento patrimonial define la estructura financiera de la empresa, mide la dependencia que una empresa tiene de financiarse a través de deuda en relación al patrimonio. Se calcula dividiendo el pasivo total entre el patrimonio neto.

[17] El ROE mide la eficiencia de la empresa para generar ganancias por cada unidad del patrimonio de los accionistas. Se calcula dividiendo la utilidad neta entre el patrimonio neto.

[18] El ROA mide la eficiencia de la empresa para convertir la inversión en ganancia, mientras sea mayor es mejor, pues estaría generando más ganancia con menor inversión. Se calcula dividiendo la utilidad neta entre el activo total.

[19] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Análisis de Riesgo – Bonos Corporativos de Pluspetrol Camisea S.A. pp. 14 [20] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Análisis de Riesgo – Bonos Corporativos de Pluspetrol Camisea S.A. pág. 8 - 9 [21] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Análisis de Riesgo – Pluspetrol Lote 56 S.A. 2012. pp.10 [22] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Informe Anual – Transportadora de Gas del Perú pág. 1 - 2 [23] Para mayor detalle ver: http://calidda.com.pe/inversionistas/descargas/SP_Ratings_Calidda_esp.pdf pp.2

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[24] Para mayor detalle ver: http://www.smv.gob.pe/ConsultasP8/temp/3hkkzbog.ds1.pdf pp. 39

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Abreviaturas utilizadas

BP:

British Petroleum

EIA:

U.S. Energy Information Administration

MEM:

Ministerio de Energía y Minas

PETROPERÚ:

Petróleos del Perú S.A.

TGP:

Transportadora de Gas del Perú

CPGNV:

Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular

SMV:

Superintendencia del Mercado de Valores

GNLC:

Gas Natural de Lima y Callao

GFGN:

Gerencia de Fiscalización de Gas Natural

GLP:

Gas Licuado de Petróleo

MMBTU:

Millones de BTU (British Thermal Unit)

MMPCD:

Millones de pies cúbicos por día

MMBLS:

Millones de barriles

MBPD:

Miles de barriles por día

TCF:

Trillion cubic feet (EE.UU.), billones de pies cúbicos (Perú)

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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – OSINERGMIN Oficina de Estudios Económicos – OEE Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Año 2 – N° 3 – Diciembre 2013 Alta Dirección Jesús Tamayo Pacheco

Presidente del Consejo Directivo

Julio Salvador Jácome

Gerente General

Equipo de Trabajo de la OEE que preparó el Reporte Arturo Vásquez Cordano

Gerente de Estudios Económicos

Raúl García Carpio

Especialista

Carlos Miranda Velásquez

Analista Sectorial

José A. Cabrera Holguin

Practicante Profesional

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Citar el reporte como: Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Primer Semestre del 2013, Año 2 – N° 3 – Diciembre 2013. Oficina de Estudios Económicos, OSINERGMIN – Perú.

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