· camisea 1980 - 1998: el descubrimiento y su dimensión 1999 - 2010: la adjudicación y su...

p á g i n a1 4

Aspectos generales

IndIcAdores socIoeconómIcos de Perú

el gAs nAturAl y su contexto InternAcIonAl

noticias de actualidad mundial

canasta energética

emisiones de co₂

reservas

Producción

consumo

Precios internacionales

comercio internacional de gas natural

comercio de gas natural a través de gasoductos

comercio internacional de gnl

gas natural vehicular

sur y centroAmérIcA: entorno regIonAl

cIfrAs de norteAmérIcA

2 2

2 6

p.3 8

p.4 1

p.1 6

p.2 2

2 7

2 8

2 9

3 0

3 1

3 3

33

34

3 7

resumen ejecutivo

Contenidoi n F O R M E D E L S E C T O Rg a S n a T U R a L E n p E R Ú 2 0 1 6C i f ra s 2 0 1 5

Introducción

p á g i n a0 4

p á g i n a0 8

p á g i n a4 2

p.4 4

p.4 8

p.5 4

p.5 6

p.5 8

p.6 1

p.6 8

p.6 5

gas natural en Perú

Antecedentes hIstórIcos del sector

Zona costa y Zócalo norte – talara

Zona selva central - Aguaytía

Zona selva sur – camisea

1980 - 1998: el descubrimiento y su dimensión

1999 - 2010: la adjudicación y su desarrollo

mArco InstItucIonAl regulAtorIo del sector las instituciones gubernamentales

evolución del marco legal

marco regulatorio de la cadena de gas natural

ImPortAncIA del gAs nAturAl en el BAlAnce de energÍA de Perú

exPlorAcIón y reserVAs

ProduccIón

trAnsPorte de gAs Por ductos

4 4

6 1

62

63

64

64

6 5

6 6

6 7

6 7

6 8

7 1

7 3

4 5

4 6

4 6

4 6

4 8

4 9

5 1

sistema de transporte en operación

transportadora de gas del Perú (tgP)

Perú lng

Aguaytía energy del Perú

Pluspetrol Perú

Proyectos mejoras a la seguridad energética del país y desarrollo del gasoducto sur Peruano

Loop costa II

Planta compresora KP 127

gasoducto de derivación principal a Ayacucho

dIstrIBucIón y comercIAlIZAcIón: lA eVolucIón del mercAdo

cálidda: lima y callao, las primeras 300.000 conexiones y sus previsiones a 2020

contugas: la concesión de distribución en el departamento de Ica

Proyecto de estación decarga de gnl en camiones cisternas – Perú lng

p.9 4

p á g i n a9 8

p á g i n a1 0 8

temáticas relevantes y de actualidad para el sector

Prospectiva del sector gas natural

lA generAcIón de energÍA eléctrIcA A BAse de gAs nAturAl

gnl en Perú

exportación de gnl

Proyecto ‘sistema de abastecimiento de gnl para mercado nacional’

PlAn energétIco nAcIonAl 2014 - 2025

p á g i n a1 1 4

p á g i n a1 2 2

Anexos Bibliografía

glosArIo de térmInos, sIglAs y fActores de conVersIón

p.1 0 0

p.1 1 0

p.1 0 4

7 4

7 6

7 8

80

81

8 2

8 3

83

85

86

88

1 0 4

1 0 7

p.1 1 6gases del Pacífico:

reto económico y de tecnología

gas natural fenosa Perú: gasificación del suroeste del país

concesiones y proyectos en desarrollo

distribución de gas natural por red de ductos en la región de Piura

masificación del uso del gas natural en la región centro sur

masificación del uso del gas natural en las ciudades Alto Andinas

desarrollo de la industria petroquímica en el Perú

cifras consolidadas del sector

cobertura

demanda

gnV

Precios y tarifas

cIfrAs fInAncIerAs de lAs emPresAs

78

p R O M i g a Si n F O R M E D E L S E C T O R g a S n a T U R a L E n p E R Ú 2 0 1 6C i f ra s 2 0 1 5p á g i n a 6

Introducción

Gases del Pacífico y Promigas ofrecen el informe del sector gas natural en Perú 2016, cuyo objetivo fundamental es informar de manera detallada a los agentes, clientes, accionistas, empresas públicas y privadas del sector, instituciones gubernamentales, entidades financieras y, en general, a todos los stakeholders del sector gas natural.

Esta primera versión del informe abarca los años 2005, 2010, 2014 y 2015. Este periodo permite registrar el desarrollo del sector gas natural en Perú. Para estos años se presentan las cifras y los aspectos más relevantes de la cadena del gas natural, tanto en Perú como a nivel internacional, con la firme intención de lograr consolidar en este documento la abundante información existente, emitida por fuentes oficiales tanto gubernamentales como privadas.

Se inicia el informe con un resumen ejecutivo que consolida las cifras relevantes del Perú enmarcando estos datos dentro de referentes internacionales. Seguidamente, en una segunda unidad, se muestran aspectos generales que incluyen: i) el entorno socioeconómico del gas natural en Perú, poniendo énfasis en las cifras macroeconómicas y demográficas que reflejan mayor preponderancia para el sector; ii) se presenta una perspectiva internacional del gas natural, con las cifras mundiales relevantes de la cadena; iii) las cifras de Sur y Centroamérica son especialmente analizadas para poder identificar la dimensión del gas natural del Perú dentro de su entorno regional; iv) las cifras de Norteamérica, que incluyen el gran referente mundial que es Estados Unidos, país que muestra a través de la historia un permanente crecimiento en la producción y consumo del gas natural.

R E S U M E nE J E C U T i V O p á g i n a 7

i n F O R M E D E L S E C T O R g a S n a T U R a L E n p E R Ú 2 0 1 6

C i f ra s 2 0 1 5

En la tercera unidad se desarrolla lo acaecido en el sector gas natural en Perú, desglosando pasado y presente de la masificación junto con todas las variables que han permitido su evolución. Se incluyen en esta unidad ocho capítulos: i) antecedentes históricos del sector; ii) marco institucional y regulatorio; iii) importancia del gas natural en la balanza de energía del Perú; iv) exploración y reservas; v) producción; vi) red de transporte; vii) distribución y su cobertura; viii) cifras financieras de las empresas del sector.

En el cuarto capítulo se han escogido como temáticas relevantes del sector dos secciones especiales: la primera es la generación de energía eléctrica a base de gas natural, por la importancia que tiene para el país la unión exitosa del gas natural y las térmicas que utilizan este combustible. Una segunda temática tiene un periodo de historia más corto, 2010–2015, pero de gran impacto para la balanza comercial del país.

Como quinto y último capítulo se ilustra la planeación energética del Perú basada en el documento del MEM, PEN 2014 – 2025, del cual se extractó la prospectiva a partir de 2016.

Esperamos que esta detallada compilación de información, que evita apreciaciones subjetivas o juicios de valor sobre los agentes involucrados, sea un material valioso y útil para consultas sobre datos y hechos.

R E S U M E nE J E C U T i V O

i n F O R M E D E L S E C T O R g a S n a T U R a L E n p E R Ú 2 0 1 6C i f ra s 2 0 1 5p á g i n a 1 0

3,75 %

Indicadores económicos 2015

Mundial Perú

31

3,3 %

4,4 %

6,2 %

Población - cifras en millones

208

(3,9 %)

10,7 %

9,0 %

Brasil

1.371

6,9 %

1,6 %

4,1 %

China

321

2,4 %

0,7 %

5,0 %

Estados Unidos

crecimiento del PIB

tasa de inflación

tasa de desempleo

Tasa de interés - Fin de año 2015

Brasil

china

Perú

estados unidos

14,25 %

4,35 %

0,25 %

R E S U M E nE J E C U T i V O p á g i n a 1 1


C i f ra s 2 0 1 5

3,212,98 3,11

2,88 2,82 2,702,57

2,79

3,39

2,96

Comportamiento tipo de cambio - Nuevos soles/US$ - Fin de periodoPerú

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

(15 %) (10 %) (5 %) 0 % 5 % 10 %

Fuente: Banco Mundial, www.tradingeconomics.com, BCRP, INEI.

Minería metálica y no metálicaAgro y agroindustriasPetróleo crudo y sus derivadosPescaQuímicoOtros sectores

Perú balanza comercial - Año 2015(4.782) us$mm

exportaciones (foB)33.291 us$mm 56 %

15 %

7 %

7 %

4 %11 %

(15 %) (10 %) (5 %) 0 % 5 % 10 % 15 %

Bienes intermedios y materias primasBienes de capital Bienes de consumoOtros bienes

24 %

0 %

43 %Importaciones (foB)38.073 us$mm

33 %

TACC 2005-2015

Variación 2014-2015

R E S U M E nE J E C U T i V O


Cifras internacionales 2015

19,9

1,7

0,6

reservas - tpc 6.599

343,7

335,6

Producción - gpcd

consumo - gpcd

Gas natural - Año 2015

Oriente Medio Europa y EurasiaAsia PacíficoÁfricaNorteaméricaSur y Centroamérica

Consumo

Reservas

mundial 14 %

29 %43 %

20 %

30 %

8 %8 %

28 %

4 %

5%

4%7%

Perú

Costa y Zócalo Norte

Selva

Costa centro y sur

97 %

93 %3 %

4 %3 %

PetróleoCarbón Gas naturalHidroelectricidadEnergía nuclearRenovables

Consumo de energía primariaAño 2015

45 %

4 %

28 %

22 %

1 %

33 %

24 %

29 %

7 %4 %

3 %mundial13.147 mmtep

Perú24,1 mmtep

0.0 % 0.5 % 1.0 % 1.5 % 2.0 %

Fuente: UPME, BP Statistical Review of Worl Energy 2016, Osinergim.

TACC 2005-2015

Variación 2014-20155.2 % 5.3 % 5.4 % 5.5 % 5.6 % 5.7 % 5.8 %


ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT

Henry HubUS LNG

201816141210

86420

10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 13 13 13 13 14 14 14 14 15 15 15 15

WTI

Henry Hub US$/MMbtu WTI US$/BI US LNG Exports US$/MMbtu

Mundial Perú

120

100

80

60

40

20

0

R E S U M E nE J E C U T i V O p á g i n a 1 3


C i f ra s 2 0 1 5

Fuente: SUI, Empresas del sector, BVL.

Distribuidoras

Transportadoras

Comercializadora de GNL

Participación por sector - Año 2015

20 %

29 %

51 % 31 % 37 %

32 %

Variación 2014-2015

TACC 2005-2015

Indicadores financieros - Año 2015

Cifras financieras - Año 2015Cifras en US$MM

Activo

Pasivo

Ingreso operacional

utilidad operacional

utilidad neta

distribuidoras3 empresas

transportadora1 empresa

comercializadora de gnl1 empresa

Activos Ingresos

(5 %) 0 5 % 10 % 15 % 20 % 25 %

Consolidado Sector Gas Natural 2015Cifras en US$MM

Activo 5.883

3.779

2.104

Pasivo

Patrimonio

Ingreso operacional 1.682

298

64

utilidad operacional

utilidad neta

Perú

Margen netoMargen operacional Endeudamiento

18 %

4 %

64 %

(20 %) (10 %) 0 % 10 % 20 % 30 %

18

85

1.183

845

622

108

221

1.693

1.266

544

(62)

(7)

516

3.008

1.669

a S p E C T O S g E n E R a L E Sindicadores socioeconómicos de perú


Sector 2005 2010 2014 2015

Agropecuario 3,4 % 4,3 % 1,9 % 2,8 %

Pesca 4,9 % (19,6 %) (27,9 %) 15,9 %

Minería e hidrocarburos 10,3 % 1,3 % (0,9 %) 9,3 %

Manufactura 6,6 % 10,8 % (3,6 %) (1,7 %)

Electricidad y agua 5,6 % 8,1 % 4,9 % 6,2 %

Construcción 8,7 % 17,8 % 1,9 % (5,9 %)

Comercio 5,2 % 12,5 % 4,4 % 3,9 %

Otros servicios 5,3 % 8,8 % 5,0 % 4,2 %

Producto bruto interno - PBI 6,3 % 8,5 % 2,4 % 3,3 %

Fuente: BCRP.

PBI per cápita - Cifras en US$/año

P RO D U C TO B RU TO I N T E R N O P E RUA N O - VA R I AC I Ó N A N UA L %

ManufacturaExtracción de petróleo y mineralesComercioConstrucciónAgriculturaServicios gubernamentalesElectricidad y aguaPescaOtros servicios

13 %

Participación por sectores en el PBI - Año 2015

En 2015, el PBI peruano presentó un crecimiento de (+3,3 %), 0,9 puntos porcentuales por encima del obtenido el año anterior, y 1,5 puntos porcentuales por debajo de las proyecciones fijadas por el Banco Central para este año (+4,8 %). Este crecimiento dista de las tasas de comienzos de la última década, 2005 – 2008, cuando se creció entre 6 % y 9 %.

El PBI per cápita representa una medida más efectiva para comprobar el desarrollo de un país. Su aspecto crítico es ser un resultado de una media que no tiene en cuenta la desigualdad de ingresos y riqueza dentro de una población. Este indicador en Perú durante la última década presentó un crecimiento promedio anual de 8 %.

En términos de valores absolutos del PBI, dado este en millones de dólares, se observa una leve disminución en 2015 en comparación con 2014, como consecuencia del impacto de una devaluación de 12,2 % del nuevo sol con respecto al dólar en el último año.

Fuente: INEI.

12 %

11 %

6 %5 %5 %

45 %

2 %0,4 %

I N D I C A D O R E S S O C I O E CO N ó M I CO S D E P E R ú

6.021 US$/añoPBI per cápita del Perú en 2015

2.7543.180

3.6214.244

4.1665.027

5.6856.325 6.529 6.457

6.021

10,6 %

15,5 %13,9 %

17,2 %

(1,8 %)

20,7 %

13,1 %

11,3 %

3,2 %

(1,1 %)

(6,8 %)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

VariaciónPBI per cápita

Fuente: www.datosmacro.com

a S p E C T O S g E n E R a L E Sindicadores socioeconómicos de perú p á g i n a 1 7


C i f ra s 2 0 1 5

Concepto 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Exportaciones (FOB)

Minería metálica y no metálica 9.932 22.157 20.261 18.644 7 % (8 %)

Agro y agroindustria 1.338 3.177 5.097 5.060 14 % (1 %)

Pesca 1.634 2.534 2.889 2.370 4 % (18 %)

Petróleo crudo y derivados 1.590 3.330 4.721 2.377 4 % (50 %)

Textil 1.275 1.561 1.807 1.324 0 % (27 %)

Químico 535 1.224 1.520 1.392 10 % (8 %)

Siderometalúrgico 385 877 1.060 994 10 % (6 %)

Metalmecánico 191 400 599 534 11 % (11 %)

Maderas y papeles 168 172 171 151 (1 %) (12 %)

Otros sectores 275 398 518 445 5 % (14 %)

Total exportaciones 17.324 35.831 38.643 33.291 7 % (14 %)

Importaciones (FOB)

Bienes de consumo 2.308 5.949 9.312 9.140 15 % (2 %)

Bienes intermedios y materias primas 6.600 14.252 19.127 16.214 9 % (15 %)

Bienes de capital 3.064 9.763 13.367 12.698 15 % (5 %)

Otros bienes 110 12 43 21 (15 %) (51 %)

Total importaciones 12.082 29.976 41.849 38.073 12 % (9 %)

Total balanza comercial 5.242 5.855 (3.206) (4.782) NA 49 %

C O M E R C I O E X T E R I O R - C I F R A S E N U S $ M M

Siguiendo la tendencia de los dos años anteriores (2013 – 2014), en 2015, la balanza comercial del Perú volvió a arrojar un saldo negativo. Lo anterior, ocasionado principalmente por la caida en las exportaciones del sector minero sustentada en el deterioro de precios de estos commodities.

En el último lustro, las exportaciones no tradicionales, aquellas diferentes a los sectores de minería, pesca, hidrocarburos y agrícola, han venido incrementando su participación en el total de exportaciones del país al pasar de 22 % en 2010 a 34 % en 2015.

Nota: NA no aplica. Fuente: SUNAT.

22 %

15 %

8 % 7 %4 % 3 % 3 % 3 % 3 %

32 %

China Estados Unidos Suiza Canadá Japón Brasil España Chile Corea del Sur Resto de países

Exportaciones según país de destino. Cifras en US$MM - año 2015

Fuente: Adexdatatrade.

TradicionalesNo tradicionales

2010 2015

Exportaciones (FOB) - Cifras porcentuales

Fuente: SUNAT.

78 %22 % 67 %33 %



El sector minero fue el principal destinatario de la IED del país en los últimos diez años. En este periodo, 3.569 US$MM, un poco más de 34 % de la IED, fue para ese sector. Otro sector que recibió una cifra importante de la IED fue el de finanzas, que alcanzó 1.998 US$MM, un 19 % del total.

España y Reino Unido son los países con las mayores cifras de IED hacia Perú en el transcurso de la última década. A 2015, la participación conjunta de estos países europeos en el total de IED en Perú alcanzó un 36 %.

Sector 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Minería 2.069 5.028 5.638 5.638 11 % 0,0 %

Comunicaciones 3.688 3.789 4.569 4.569 2 % 0,0 %

Finanzas 2.300 3.896 4.298 4.298 6 % 0,0 %

Industria 1.648 2.459 3.194 3.262 7 % 2,1 %

Energía 2.298 3.095 3.217 3.218 3 % 0,0 %

Comercio 665 787 801 803 2 % 0,3 %

Petróleo 208 638 680 680 13 % 0,0 %

Servicios 385 647 674 674 6 % 0,0 %

Construcción 95 329 376 376 15 % 0,0 %

Transporte 265 331 364 364 3 % 0,0 %

Otros sectores 149 316 351 351 9 % 0,0 %

TOTAL IED 13.770 21.315 24.163 24.233 6 % 0,3 %Fuente: Proinversión Perú.

S A L D O D E I N V E R S I Ó N E X T R A N J E R A D I R E C TA C O M O A P O R T E S A L C A P I TA L - C I F R A S E N U S $ M M

EspañaReino UnidoEstados UnidosChilePaíses BajosBrasilColombiaResto de países

Variación Flujo de IED

Fuente: Proinversión.

Fuente: BCRP.

Saldo de inversión extranjera directa como aporte al capital por país de domicilioAño 2015 - cifras en US$MM

Flujo de inversión extranjera directa - Cifras en US$MM

4.4866.146

1.124

1.189

1.533

2.226

4.336

3.194

2.5793.467

5.491 6.9246.431

8.455

8.233

11.918

9.298

7.8856.861

61 %

34 %

58 %

26 %

(7 %)

31 %

(3 %)

45 %

(22 %)(15 %) (13 %)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015



C i f ra s 2 0 1 5

En febrero de 2015, después de 67 meses sin que ocurriera (junio de 2009), el nuevo sol cruzó la barrera de los 3,0 S/US$. Al final del año, el tipo de cambio promedio de 2015 se situó en 3,19 S/US$, con lo cual se alcanzó una devaluación promedio anual de 12,2 %, la más alta de la década.

En 2015, la inflación en el país continuó con su tendencia al alza de los dos últimos años, y alcanzó un 4,4 %, cifra por encima del 2,0 % de meta propuesta por el BCRP, solo superada en los últimos diez años por el 6 % que se presentó en 2008. El EMBI+ es un indicador económico de riesgo país que muestra la diferencia entre la tasa de interés que piden los inversionistas por los bonos de un país frente a los de Estados Unidos. Aun cuando Perú se encuentra entre los países emergentes con EMBI más bajo, 2015 es el tercer año consecutivo que este indicador se comporta al alza.

De acuerdo con el BCRP, la tasa de desempleo de Perú en el periodo 2005 – 2015 osciló en un rango de 5 % a 9 %, lo que muestra estabilidad del indicador económico al mantenerse en niveles de tasa de solo un dígito.

Concepto 2005 2010 2014 2015

Tipo de cambio - Nuevos soles/US$

Promedio año 3,30 2,83 2,84 3,19

Fin de periodo 3,43 2,82 2,96 3,39

Devaluación (3,4 %) (6,2 %) 5,1 % 12,2 %

Variación IPC

Fin de periodo (Variación anual) 1,5 % 2,1 % 3,2 % 4,4 %

Variación IPP

Fin de año 3,6 % 4,6 % 1,5 % 2,6 %

PIB per cápita - US$/año

Fin de año 2.754 5.027 6.457 6.021

Deuda del sector público (fin de año) - US$MM

Total deuda pública 28.133 33.766 38.347 41.958

Deuda externa 22.279 19.905 19.764 23.630

Deuda interna 5.854 13.861 18.583 18.328

Indicadores sociales

Remuneración mínima vital - nuevos soles 460 580 750 750

Población en edad de trabajar (miles) 19.502 21.223 22.669 23.034

Población económicamente activa (%) 92,6 % 94,7 % 95,5 % 95,6 %

Tasa de desempleo (%) - fin de año 7,6 % 6,6 % 5,5 % 6,2 %

Riesgo país

EMBI+ 206 163 181 246

Fuente: INEI, BCRP, MEF, datosmacro.com, ambito.com, tradingeconomics.com.

P R I N C I PA L E S I N D I C A D O R E S D E L A E C O N O M Í A P E R U A N A

Evolución del EMBI+ Comportamiento de la tasa de desempleo - Fin de año

Fuente: www.ambito.com Fuente: BCRP.

206 118178

509

165

163216

114

159

181246

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

7,6 %

7,5 %

6,9 %

8,1 %8,9 %

6,6 %

7,9 %

5,2 %

6,5 %

5,5 %

6,2 %

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015



El INEI define la población en situación de pobreza como aquellos hogares en los que se tiene un nivel de gasto inferior al costo de la canasta básica de consumo, compuesta por alimentos y no alimentos. En la última década, se evidencian los resultados obtenidos en Perú en la lucha contra la erradicación de la pobreza, hecho que se observa en las tres regiones naturales del país.

Según la Encuesta Nacional de Hogares, a 2014 un 42 % de los hogares peruanos utiliza solo gas para la cocción de sus alimentos. El término gas incluye tanto gas natural como GLP. Como segunda alternativa se tiene el uso del gas con otro combustible que incluye la energía eléctrica. La leña es el combustible que sigue en participación, con 12 %, y de uso muy frecuente en las zonas rurales del país. El Estado peruano viene promoviendo el desarrollo de proyectos que brinden acceso al servicio de gas natural a nivel nacional. Lo anterior dentro del marco de la política pública de desarrollo del gas natural recogida en la Política Energética Nacional del Perú 2010 – 2040.

Concepto 2005 2010 2014 2015

Población total (miles) (*) 27.811 29.462 30.814 31.152

Hogares (miles) (**) 6.379 7.179 7.874 7.921

Densidad poblacional (Habitante/km2) 21 23 24 25

Usuarios con energía eléctrica (miles) 3.977 5.171 6.433 6.718

Consumo energía eléctrica (kWh-año/Habitante) 805 1.079 1.299 1.355

Fuente: INEI.(*) Población estimada años 2010,2014 y 2015.(**) Ministerio de Vivienda, Construcción y Saneamiento: información disponible hasta 2013, 2014 y 2015 estimados adicionando oferta vivienda nueva.

I N D I C A D O R E S D E P O B L A C I Ó N Y V I V I E N D A

0 - 14 años15 - 64 años65 años y más

Fuente: INEI.

Población peruana por grupos de edadAño 2015 - Cifras porcentuales

Extensión territorial de Perú, según región naturalAño 2015 - Cifras en miles de km2

Población en situación de pobreza monetaria según región natural

Fuente: INEI.

Fuente: INEI.

Selva

Sierra

Costa

Costa Sierra

% población

gas

38 %

1 %

10 %

28 %

13 %

41 %

1 %

8 %

20 %

26 %

42 %

44 %

14 %

68 %

32 %

70 %

29 %

1 %

8 %12 %

34 %

775

359

151

CONCEPTO PBI % Inflación % Tipo de cambio - Nuevos soles/US$fin de periodo

AÑOS 2016 2017 2018 2016 2017 2018 2016 2017 2018

Analistas económicos 3,70 % 4,00 % 4,20 % 3,30 % 2,90 % 2,50 % 3,47 3,55 3,58

Sistema financiero 3,70 % 4,00 % 4,30 % 3,45 % 3,00 % 2,80 % 3,45 3,56 3,58

Empresas no financieras 3,50 % 4,00 % 4,50 % 3,50 % 3,20 % 3,00 % 3,45 3,50 3,53

Promedio 3,63 % 4,00 % 4,33 % 3,42 % 3,03 % 2,77 % 3,46 3,54 3,56

Nota: Proyecciones a junio 30 de 2016.Fuente: BCRP.

P R O Y E C C I O N E S C I F R A S M A C R O E C O N Ó M I C A S

27,9 %

65,5 %

6,6 %

14,0 %

29,7 %

56,3 %

Hogares por tipo de combustible utilizado para cocinar - Cifras porcentuales

Fuente: INEI.

gas y otrocombustible

Leña Carbón Querosene Más de un combustible

no cocinan

5 %1 % 0 %

4 % 3 % 3 %

200520102014

20052015

Selva



C i f ra s 2 0 1 5

Basándose en las proyecciones que entregan los analistas económicos y el sistema financiero peruano acerca de los principales indicadores macroeconómicos del país para los siguientes tres años, se nota un ambiente de moderado optimismo hacia la economía peruana, toda vez que exponen cifras de crecimiento PBI, inflación y tipo de cambio, que enrutan a esta economía hacia un crecimiento continuo y sostenible en el mediano plazo.

En igual dirección a los analistas y entidades financieras anteriormente mencionados, el Banco Central proyecta para el periodo 2016 – 2018 unos crecimientos del PBI peruano entre 3,5 % y 4,5 %, los cuales mejoran los crecimientos de los últimos dos años sin alcanzar los excelentes niveles que se obtuvieron entre 2005 – 2008 y 2010 – 2013, periodos jalonados por una bonanza, producto de inmejorables precios en el sector de minería e hidrocarburos.

En lo que respecta a la inflación, el BCRP proyecta para el periodo 2016 – 2018, crecimientos de este indicador entre 3,5 % y 2,5 %, un rango un poco más alto que sus proyecciones entre 1 % y 3 %, que se planteó en 2014 para el bienio 2015 – 2016.

Perú con 30,8 millones de habitantes ocupa el cuarto lugar en Suramérica entre los países con mayor población, detrás de Brasil, Argentina y Colombia; y el quinto lugar en América Latina y el Caribe, al ser incluido México. El INEI proyecta para Perú, un crecimiento de 5,1 millones de habitantesen los siguientes 25 años, para un acumulado aproximado de 36 millones en2030 y unos 4,2 millones más de crecimiento en el periodo 2030 – 2050, para alcanzar a mitad de siglo la cifra de 40,1 millones de peruanos.

Nota: (p) proyectado.Fuente: BCRP.

Nota: (p) proyectado.Fuente: BCRP.

Comportamiento PBI vs Inflación - Variación anual

Comportamiento tipo de cambio - Nuevos soles/US$ - Fin de periodo

6,3%

7,5%

8,5%9,1%

1,0%

8,5%

6,5%6,0% 5,9%

2,4%

3,3%3,6% 4,0% 4,3%

1,5%1,1%

3,9%

6,7%

0,2%

2,1%

4,7%

2,6%2,9%

3,2%4,4%

3,4% 3,0%2,8%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (p) 2017 (p) 2018 (p)

InflaciónPBI

3,433,21

2,98 3,112,88 2,82 2,70 2,57

2,792,96

3,39 3,46 3,54 3,56

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (p) 2017 (p) 2018 (p)

PAÍSPoblación a

mediadosde 2014

Población proyectada a

mediados de 2030 mediados de 2050

América Central 166 196 222Belice 0,4 0,5 0,6Costa Rica 4,8 5,6 6,1El Salvador 6,4 6,9 6,9Guatemala 15,9 22,6 31,3Honduras 8,2 10,2 11,7México 119,7 137,5 150,8Nicaragua 6,2 7,5 8,4Panamá 3,9 4,8 5,8

América del Sur 410 468 503Argentina 42,7 50,2 59,4Bolivia 10,3 13 15,8Brasil 202,8 223,1 226,3Chile 17,7 19,6 20,2Colombia 47,7 55,7 61,3Ecuador 16,0 19,8 23,4Guyana 0,7 0,8 0,8Guayana Francesa 0,3 0,4 0,6Paraguay 6,9 8,6 10,1Perú 30,8 35,9 40,1Surinam 0,6 0,7 0,7Uruguay 3,4 3,6 3,6Venezuela 30,2 36,1 40,5

El Caribe 43 47 49América Latina y el Caribe 619 710 773

P R O Y E C C I O N E S C I F R A S D E M O G R Á F I C A S D E A M É R I C A L AT I N A Y E L C A R I B E - C I F R A S E N M I L L O N E S

Fuente: INEI.

a S p E C T O S g E n E R a L E SEstadísticas internacionales del gas natural


E L G AS N AT U R A L y S U CO N T E x TO I N T E R N AC I O N A L

Noticias de actualidad mundial

Se presenta en la siguiente sección noticias relevantes y proyecciones entregadas por expertos acerca del sector gas natural en las seis grandes regiones del mundo, ordenadas según sus volúmenes de reservas de gas natural, que permiten tener una visión del panorama de este energético a nivel mundial.

ORiEnTE MEDiO

iRán

QaTaR

EUROpa Y EURaSia

aSia paCÍFiCO

nORUEgaREinO UniDO

RUSia

UCRaniaHOLanDa

aUSTRaLia

CHina

inDia

MaLaSiainDOnESia

COREa DEL SURJapÓn

TaiWán

a S p E C T O S g E n E R a L E SEstadísticas internacionales del gas natural p á g i n a 2 3


C i f ra s 2 0 1 5

40 %Participación de las reservas de gas natural del Medio Oriente en el total mundial

En esta región se encuentran localizadas un poco más de 40 % de las reservas de gas natural en el mundo. Solo entre Irán y Qatar alcanzan 31 % de dichas reservas.

RUSIA: Ocupa el segundo lugar entre los países con mayores reservas de gas en el mundo, y el mismo puesto como productor, detrás de Estados Unidos. Abastece cerca de 30 % del gas de Europa, y se encuentra cerca de iniciar exportaciones a China.

CHINA: Es el gran jugador del gas en Europa y el que impone las condiciones en el mercado. En 2015, fue acusado por la Unión Europea de abuso y monopolio en los mercados de gas de Europa central y del este.

Esta región se caracteriza por la presencia de los mayores importadores de GNL en el mundo, Japón y Corea del Sur, seguidos en menor escala por China, India y Taiwán.

IRÁN: Poseedor de las mayores reservas de gas natural en el mundo, trabaja actualmente varias opciones para “unirse al club del GNL Internacional”, según dijo Alireza Kameli, CEO de Iranian Gas Export Co. Para este funcionario, Teherán podría reiniciar este ambicioso proyecto, abandonado en 2012 por el recrudecimiento de las sanciones occidentales.

QATAR: Primer exportador mundial de GNL con aproximadamente 103 billones de m3, y tercero en volúmenes de reservas de gas natural. La mayoría de sus reservas se encuentran en el gigantesco yacimiento en offshore de North Field, que cubre un área equivalente al mismo Qatar. Este yacimiento de gas no asociado es la principal fuente de producción del país.

NORUEGA, REINO UNIDO y HOLANDA: Son otros países con producción de gas en la región. Noruega es el más importante, pues es el principal exportador de gas a Europa occidental. Al respecto, el comisario europeo de Acción por el Clima y Energía, Miguel Arias, resaltó la fiabilidad de Noruega como proveedor de gas para la Unión Europea durante una visita que hizo a Oslo en junio de 2015.

Europa, región con muy pocos países productores, viene enfrentando en los últimos años un panorama de incertidumbre en lo que respecta a su suministro de gas natural como consecuencia de las tensiones geopolíticas entre Rusia y Ucrania, dado que un 80 % del gas ruso hacia Europa pasa por Ucrania.

JAPóN: A medida que recupera sus programas de energía nuclear, tiende a reducir su consumo de GNL no volviendo al récord histórico de 2014.

COREA DEL SUR: Un crecimiento sólido y constante cercano a 3 % le permitirá mantener un crecimiento de 1 % en el consumo de GNL.

CHINA: Analistas expertos vaticinan un crecimiento de 4.9 % en su consumo de gas en el período 2015–2025, lo cual duplica sus importaciones de GNL y cuadriplica las importaciones por redes.

Asia Pacífico no es únicamente una región importadora de gas natural a través de GNL, pues en ella se encuentran grandes exportadores de este combustible, como Malasia, Australia e Indonesia.



áFRiCa

nORTEaMÉRiCa

SUR Y CEnTROaMÉRiCa

EgipTO

nigERia

aRgELia

CanaDá

ESTaDOS UniDOS

MÉXiCO

CHiLEaRgEnTina

BOLiViapERÚ

COLOMBia

TRiniDaD Y TOBagO

VEnEZUELa

BRaSiL



C i f ra s 2 0 1 5

Las cifras de gas natural del continente africano se sustentan, principalmente, en tres países, Argelia, Egipto y Nigeria. Los dos primeros ubicados al norte, en la región subsahariana, y el último en la región occidental del continente.

ARGELIA: Localizado en el norte de África, es el máximo productor de gas natural en esta región, uno de los pioneros en el mundo en la tecnología de GNL (1964). Además, es el principal exportador de gas a España, a través del gasoducto intercontinental Medgas, con un poco más de 50 % del total de gas consumido por el país ibérico.

Norteamérica es uno de los mercados más integrados por gasoductos; sin embargo, sus importaciones netas se han visto disminuidas por el incremento en la producción de gas de Estados Unidos.

ESTADOS UNIDOS: Mayor productor y consumidor de gas natural en el mundo. A comienzos de 2016, se inauguró como exportador de GNL con un envío a Brasil. El punto de partida son las nuevas instalaciones de Sabine Pass (Cheniere Energy) en Luisiana, golfo de México. Lo anterior, ocasionado por la mayor producción en los yacimientos de shale gas y el menor precio local.

CANADÁ: Es el quinto mayor productor y el cuarto

EGIPTO: A finales de agosto de 2015, la multinacional italiana ENI anunció el hallazgo de Zohr, un gran yacimiento de gas natural en el mar Mediterráneo en aguas territoriales egipcias. Se estiman reservas de 30 Tpc.

NIGERIA: Esta nación de África occidental posee las mayores reservas de la región, y tiene como objetivo triplicar su capacidad de producción de gas natural en 2020, cuando se espera pasar de 4 a 11 Gpcd para ayudar a satisfacer sus necesidades de energía y desarrollo industrial, según ha manifestado Diezani Alison–Madueke, ministro de Petróleo de ese país.

mayor exportador de gas natural en el mundo. Como parte de un mercado plenamente integrado y continental de gas natural, mueve sus recursos con eficiencia a través de fronteras nacionales y provinciales.

MéxICO: Expertos analistas del sector gas vislumbran la posibilidad de que este país se convierta en la vía de paso del gas estadounidense hacia el resto del continente americano motivado por la extensa red de gasoductos que desarrollan la Comisión Federal de Electricidad y Pemex.

Suramérica, sin llegar a tener la connotación de un mercado integrado, presenta algunos flujos de gas entre países. Brasil y Argentina reciben gas de Bolivia vía gasoductos. En el pasado, Argentina exportó gas a Chile, y hasta 2015 Colombia envió gas a Venezuela, situación que espera se revierta a partir de 2018.

TRINIDAD y TOBAGO: Este pequeño país delCaribe, es el principal exportador de GNL de laregión desde finales de los noventa.

PERú: Con la puesta en marcha de su planta de licuefacción Perú GNL en Pampa Melchorita, en 2010 se convirtió en el primer país deSuramérica en exportar GNL a diversas partes del mundo.

ARGENTINA: Doce años después de parar las exportaciones de gas a Chile, en mayo de 2016 se abrieron los cinco gasoductos trasandinos para llevar gas de Chile hacia Argentina. Lo anterior, motivado por incumplimientos en los volúmenes importados de Bolivia y en la plena capacidad de los puertos que reciben los barcos con GNL.



Canasta energética 24 %Participación del gas natural en la canasta energética mundial de 2015

Fuentes de energía 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Petróleo 3.934 4.080 4.252 4.331 1 % 2 %

Carbón 3.131 3.634 3.911 3.840 2 % (2 %)

Gas natural 2.504 2.887 3.081 3.135 2 % 2 %

Hidroelectricidad 661 784 884 893 3 % 1 %

Energía nuclear 626 626 575 583 (1 %) 1 %

Renovables 83 170 317 365 16 % 15 %

TOTAL 10.940 12.181 13.021 13.147 2 % 1 %

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016.

C O N S U M O E N E R G É T I C O M U N D I A L - MMtep

En el periodo en estudio, 2005–2015, aun cuando el petróleo mantuvo su liderazgo en el consumo energético mundial perdió tres puntos porcentuales de la canasta energética, al pasar su participación en esta de 36 % a 33 %. El carbón, por su parte, continúa siendo la segunda fuente de energía más usada en el mundo y mantuvo su participación en estos diez años en 29 %.


Evolución del consumo energético - MMtep

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

5.000

4.500

4.000

3.500

3.000

2.500

2.000

10 %

8 %

6 %

4 %

2 %

0 %

(2 %)

(4 %)

Petróleo

Petróleo

Entre las fuentes que aumentaron su participación en la canasta en este periodo, se encuentran el gas natural (24 %), la hidroelectricidad (7 %) y las energías renovables (3 %), todas fuentes de energía más amigables con el medio ambiente que el petróleo y el carbón. El gas natural y la hidroelectricidad crecieron un punto porcentual cada una, mientras que las renovables pasaron de 1 % a 3 %.

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Variación anual


Gas natural

Gas natural

Carbón

Carbón

PetróleoCarbónGas naturalHidroelectricidadOtros

Canasta energética mundial


2015

2005

33 %

36 %

7 %7 %

24 %

29 %

29 %

23 %

6 %6 %



C i f ra s 2 0 1 5

Emisiones de CO₂

ChinaMayor emisor de CO₂ enel mundo, 27 % del total

De las tres fuentes de energía, petróleo, carbón y gas natural, que participan con un 86 % de la canasta energética mundial, el carbón es la fuente con el mayor factor de emisión de CO₂, con 69 % más alto que el de gas natural y 29 % mayor que el del petróleo. Al comparar el factor del gas natural y el del petróleo, este último es un 31 % más alto que el de gas natural.

La investigación de los científicos Robert Jackson, de la Universidad de Stanford, California; Corinne Le Quéré, de la Universidad de Anglia del Este, en Gran Bretaña, y por el Proyecto Global de Carbono, replicada por el portal de la revista de The Economist, se confía en que a partir de 2015 se presente un estancamiento en el aumento de las emisiones de CO₂, nocivo para la capa de ozono y gran contribuyente del calentamiento global. Lo anterior, basado en la desaceleración de la economía china, país que, como se muestra en el gráfico, es el mayor emisor de este gas contaminante, aunque en 2015 redujo su consumo de carbón, al pasar de un crecimiento de 6,7 % en las emisiones de CO₂ en 2014, a solo 1,6 % en 2015.

Emisiones de CO₂ Consumo de combustible= Factor de emisión

Petróleo Gas natural

Factor de emisión de CO₂-kg/TJ

Ecuación para el cálculo de las emisiones de CO₂


Fuente: Elaboración propia del consultor.

Carbón

73.300

56.100

94.600

x

Emisiones de CO₂ - 2015

Consumo de energía primaria mundial: TACC 2005 -2015

Asia PacíficoNorteaméricaEuropa y EurasiaOriente MedioÁfricaSur y Centroamérica

ChinaEstados UnidosIndiaRusiaJapónPerúOtros países



Consumo energético Emisiones de CO₂

Petróleo

2,1 % 2,3 % 3,0 %1,6 %

16 %

1,9 %

(1 %)

1 %

Carbón Gas natural Hidroelectricidad Energíanuclear

Renovables Totalconsumoenergético

48 % 42 % 27 %

19 %

19 %

6 %4 %

4 %

4 %0,2 %

4 % 7 %

16 %



Reservas 6.599 Tpcson las reservas de gas natural en el mundo

Región 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Oriente Medio 2.565 2.777 2.827 2.827 1 % (0,03 %)

Europa y Eurasia 1.518 1.771 2.012 2.005 3 % (0,3 %)

Asia Pacífico 458 508 545 553 2 % 1 %

África 497 514 499 497 0 % (0,4 %)

Norteamérica 276 387 450 450 5 % 0 %

Sur y Centroamérica 242 266 270 268 1 % (1 %)

TOTAL 5.556 6.222 6.603 6.599 2 % (0,1 %)

R E S E R VA S M U N D I A L E S P R O B A D A S D E G A S N AT U R A L - Tpc


Las reservas mundiales de gas natural crecieron en la última década 1.043 Tpc. Un 47 % de este crecimiento, 487 Tpc, se obtuvo en la región de Europa y Eurasia, más específicamente en Rusia y Turkmenistán. Otras regiones con crecimientos destacados en este periodo fueron Medio Oriente con 262 Tpc, Norteamérica con 174 Tpc y Asia Pacífico con 95 Tpc.

Irán es el poseedor de las mayores reservas de gas natural en el mundo desde 2010, cuando desbancó a Rusia de esta posición, como consecuencia de una severa revisión en ese año de los datos de este país euroasiático.

Turkmenistán, con la incorporación en 2011 de las reservas del gigantesco campo de Galkinish, y Estados Unidos, con los continuos ingresos de recursos de shale gas en el último lustro, son los países con mayores crecimientos en sus reservas entre 2005 y 2015.

Sin excepción, en el periodo 2005–2015, las seis regiones en que se divide el planeta consiguieron reponer con nuevas reservas hasta la última molécula de gas natural consumida en este periodo, aunque fue África la única región a la que solo le alcanzaron sus nuevas reservas para estrictamente igualar su consumo.

IránRusiaQatarTurkmenistánEstados UnidosOtros países

Reservas de gas natural - 2015


Reservas mundiales de gas natural – Tpc

Estados UnidosCanadáOtros

RusiaTurkmenistánOtros

NigeriaArgeliaOtros

VenezuelaOtros

N O R T E A M É R I C A

E U R O PA Y E U R A S I A

Á F R I C A

S U R Y C E N T R O A M É R I C A

2005

200573 %5 %22 %

200537 %32 %31 %

200563 %37 %

2015

201557 %31 %12 %

201536 %32 %32 %

201574 %26 %

AustraliaChinaOtros

A S I A PA C Í F I C O

200518 %12 %70 %

201522 %25 %53 %

IránQatarOtros

O R I E N T E M E D I O

200538 %35 %27 %

201542 %31 %27 %

200574 %21 %5 %

201582 %16 %2 %

18 %

17 %

13 %9 %

36 %

6 %



C i f ra s 2 0 1 5

Producción 7 %TACC 2005-2015 de la produción de gas natural de Oriente Medio, el mayor en el mundo en este periodo


Europa y Eurasia 99 98 96 96 (0,3 %) (1 %)

Norteamérica 73 79 92 95 3 % 4 %

Oriente Medio 31 48 58 60 7 % 3 %

Asia Pacífico 36 48 52 54 4 % 4 %

África 18 15 20 20 1 % 2 %

Sur y Centroamérica 16 18 19 19 1 % 0 %

TOTAL 274 307 337 344 2 % 2 %

P R O D U C C I Ó N M U N D I A L D E G A S N AT U R A L - Gpcd


Europa y Eurasia se mantienen como las regiones más productoras de gas natural, aunque fue la única con un crecimiento negativo (–0.3 %) en el periodo 2005–2015. Norteamérica, con Estados Unidos como máximo productor mundial, se encuentra próxima a liderar este renglón del sector gas mundial.

Oriente Medio, con un TACC de 7 % en el periodo en estudio, fue la región con el mayor crecimiento en la producción mundial de gas natural. Qatar, exportador élite de GNL, e Irán, con un fuerte desarrollo en su industria de GNV en este periodo, son los principales motivos de este crecimiento.

En 2008, Estados Unidos se convirtió en el mayor productor de gas natural en el mundo, posición en la cual ha venido consolidándose en los últimos años con la revolución del shale gas, tanto así que se encuentra próximo a convertirse en el nuevo jugador de las exportaciones de GNL.

Rusia, quien comenzó la última década como el máximo productor, viene dando un giro en la estrategia comercial de este energético en el intento de ampliar sus mercados. Para ello, ha firmado con China un contrato de suministro de gas durante treinta años por valor de 400.000 millones de dólares.

Estados UnidosRusiaQatarIránCanadáOtros países

Producción de gas natural - 2015


Producción mundial de gas natural - Gpcd


RusiaNoruegaOtros

ArgeliaNigeria Otros

Trinidad y TobagoArgentinaOtros



Á F R I C A


2005

200557 %8 %35 %

200547 %13 %40 %

200524 %32 %44 %

2015

201558 %12 %30 %

201539 %24 %37 %

201522 %21 %57 %

ChinaIndonesiaOtros


200513 %20 %67 %

201525 %13 %62 %

QatarIrán Otros


200514 %32 %54 %

201529 %31 %40 %

200568 %25 %7 %

201578 %17 %5 %

22 %

16 %

47 %

5 %5 %5 %



Consumo 97 GpcdConsumo de gas natural de Europa y Eurasia en 2015, región con mayor consumo en el mundo


Europa y Eurasia 106 108 97 97 (0,9 %) (0 %)

Norteamérica 76 82 92 93 2 % 2 %

Asia Pacífico 40 56 67 68 5 % 1 %

Oriente Medio 27 39 45 47 6 % 6 %

Sur y Centroamérica 12 15 16 17 4 % 3 %

África 8 10 12 13 5 % 5 %

TOTAL 268 310 330 336 2 % 2 %

C O N S U M O M U N D I A L D E G A S N AT U R A L - Gpcd


El consumo mundial de gas natural entre 2005 y 2010 presentó un TACC de 2,3 %, jalonado por fuertes crecimientos en regiones como Oriente Medio (+6 %) y Asia Pacífico (+5 %). China, con un crecimiento promedio anual de 15 % en este periodo, e Irán, con uno por encima de 6 % en los últimos años, son los países que lideran el desarrollo del sector en sus respectivas regiones.

Estados Unidos ha sido el mayor consumidor de gas natural en el mundo desde los inicios de esta industria. En los últimos años, con las fuertes restricciones al uso del carbón en la generación térmica y una tendencia de precios a la baja, el consumo de este energético en el coloso del norte se encuentra al alza.

Japón, el mayor importador de GNL del mundo, ocupa el quinto lugar entre los países con mayor consumo de gas natural, lo que es muestra de lo eficiente que puede resultar esta forma de abastecimiento.

En contraste, Europa y Eurasia (–1 %), es la única región con crecimiento negativo en este periodo. Países como Rusia y Ucrania vienen sufriendo retrocesos en sus volúmenes anuales de consumo. Además, la mayoría de naciones de la región, salvo excepciones, como Turkmenistán y Turquía, no incrementaron sus consumos, en parte por la incertidumbre en el suministro que genera la tensión política en el Báltico.

Estados UnidosRusiaChinaIránJapónOtros países

Consumo de gas natural - 2015


Consumo mundial de gas natural – Gpcd


RusiaAlemaniaOtros

EgiptoArgeliaOtros

ArgentinaBrasilOtros



Á F R I C A


2005

200536 %8 %56 %

200537 %27 %36 %

2005 33 %16 %51 %

2015

201539 %7 %54 %

201535 %29 %36 %

201527 %24 %49 %

ChinaJapónOtros


200512 %19 %69 %

201528 %16 %56 %

IránArabia SauditaOtros


200537 %25 %38 %

201539 %22 %39 %

200580 %12 %8 %

201581 %10 %9 %

22 %

11 %

52 %

6 %6 %

3 %



C i f ra s 2 0 1 5


Combustibles 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Petróleo WTI - US$/Bl 56,5 79,5 93,3 48,7 (1 %) (48 %)

Carbón FOB exportación - US$/t 45,3 77,4 72,9 58,0 (5 %) (20 %)

Gas natural Henry Hub - US$/MMbtu 8,8 4,4 4,4 2,6 (11 %) (40 %)

P R E C I O S P R O M E D I O I N T E R N A C I O N A L E S

Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2016, Platts.

1,9 US$/MMbtuPrecio mínimo del gas natural Henry Hub en 10 años, alcanzado en dic 2015

El último pico del precio de petróleo, 105,8 US$/Bl, se presentó en junio de 2014, debido, principalmente, al auge del Estado Islámico (EI) en Irak y a la crisis de Ucrania. En contraste, la creciente producción de shale oil en Estados Unidos, el ascenso de la producción de los países de la OPEP y la desaceleración de las economías de Europa y Asia, entre otros factores, precipitaron la caída drástica de los precios en 2015 a mínimos de 37,2 US$/Bl.

Por otra parte, la crisis de los precios del carbón en los últimos años la motiva que China, el mayor consumidor mundial, para combatir la alta contaminación, que afecta gravemente la salud de personas, está recurriendo a fuentes energéticas más limpias, como la hidroelectricidad y el gas natural, según explicaron expertos analistas a Blomberg News, en agosto de 2015.

En los últimos dos años, tal como se aprecia en la siguiente gráfica, se volvió a acentuar la correlación existente entre el precio del petróleo y el del gas natural, un poco desvanecida entre 2011 y 2012, como lo corroboran las variaciones en los precios de ambos combustibles entre 2014 y 2015: la del petróleo alcanzó (–48 %), mientras que la del gas estuvo muy cerca, con una variación de (–40 %).

Máximo

2005 2010 2014 2015

46,8

6,1

8,8

42,556,565,5 64,8

79,5

Petróleo WTI - US$/Bl PromedioMínimo Carbón FOB exportaciónUS$/t

91,5

59,3

93,3

105,8

37,2

48,7

59,8

2005 2010 2014 2015

MáximoPromedioMínimo

Fuente: EIA. Fuente: Coalmymex.

Máximo

2005 2010 2014 2015

Gas natural Henry Hub - US$/MMbtu

PromedioMínimo

Fuente: EIA.

45,3 47,0

71,177,4

82,5

66,872,9

79,2

48,7

58,065,8

13,4

3,24,4

7,5

3,54,4

6,0

1,92,6 3,0


ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT

Henry HubUS LNG

20181614121086420

10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 13 13 13 13 14 14 14 14 15 15 15 15

120

100

80

60

40

20

0

Henry Hub US$/MMbtu WTI US$/BI US LNG Exports US$/MMbtuWTI

Fuente: EIA, BP Statistical Review of World Energy 2016.



Se nota en este comparativo de precios de gas natural de los diferentes mercados internacionales cómo la producción de shale gas impacta directamente en los precios de gas de referencias Henry Hub y Alberta, no tanto así en el precio de LNG Japan y Heren NBP Index.

El precio del LNG Japan comenzó a dispararse a partir del segundo semestre de 2011, después de que en marzo de ese mismo año se produjera en la ciudad de Fukushima (Japón) uno de los mayores accidentes nucleares de la historia. Esa catástrofe produjo una escalada en este precio, que solo empezó a revertirse en 2015, cuando ese país comenzó a recuperar sus programas de energía nuclear y a reducir su consumo de GNL.

Por lo anterior, uno de los mayores descensos en la última década de un precio promedio de referencia de gas natural en un año es, precisamente, el de LNG Japan entre 2014 y 2015, pues pasó de 16,3 a 10,3 US$/MMbtu. Esta tendencia a la baja en este referente continúa acentuándose si se tiene en cuenta que a febrero de 2016 este precio oscilaba en 4,4 US$/MMbtu.

Precios spot promedio de gas natural - US$/MMbtu

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Henry Hub (US)Alberta (Canadá)LNG (Japan)Heren NBP Index (UK)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015


Una variable que sí afecta a todos los precios de referencia es el desplome de los precios internacionales del petróleo, que comenzó a darse a mediados de 2014. A finales de abril de 2015, los precios del petróleo cayeron 43,8 % respecto al mismo mes de 2014, dinámica que contagió a los precios del gas, los cuales disminuyeron 44,6 % en el mismo periodo.

100 %

80 %

60 %

40 %

20 %

0 %

(20 %)

(40 %)

(60 %)

(80 %)2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Variación anual precios Heren NBP Index (UK) Alberta (Canadá)LNG (Japan)Henry Hub (US)



Precio spot promedio de LNG Japan - US$/MMbtu

1816141210

86420

2010 2011 2012 2013 2014 2015

10,91

14,73

16,75 16,17 16,33

10,31Accidente de Fukushima

Recuperación Programa de energía nuclear



C i f ra s 2 0 1 5

Rusia

EstadosUnidos

Canadá

Brasil

Bolivia

México

China

Argentina

Argelia

España

Noruega

Turkmenistán

Holanda

Comercio internacional de gas natural

EXPORTADORES

IMPORTADORES Rusia Noruega Canadá Holanda Estados Unidos Turkmenistán Argelia Otros Importaciones Participación

Alemania 45 35 0 23 0 0 0 1 104 15 %

Bélgica 11 2 0 3 0 0 0 8 24 3 %

Canadá 0 0 0 0 20 0 0 0 20 3 %

China 0 0 0 0 0 28 0 6 34 5 %

Estados Unidos 0 0 74 0 0 0 0 0,03 74 11 %

Holanda 2 18 0 0 0 0 0 10 30 4 %

Italia 24 7 0 6 0 0 7 7 50 7 %

México 0 0 0 0 30 0 0 0 30 4 %

Reino Unido 0 26 0 3 0 0 0 0 29 4 %

Turquía 27 0 0 0 0 0 0 13 40 6 %

Otros países 84 22 0 6 0 10 18 129 270 38 %Total exportaciones 193 110 74 41 50 38 25 174 704 100 %

participación 27 % 16 % 11 % 6 % 7 % 5 % 4 % 25 % 100 %

C O M E R C I O I N T E R N A C I O N A L D E G A S N AT U R A L A T R AV É S D E G A S O D U C T O S - 2 0 1 5 - Billones de m3

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016.Nota: Billones corresponde a 109 por ser una fuente de Estados Unidos.

RusiaMayor exportador en el mundo de gas natural a través de gasoductos

Se presenta en esta sección las cifras del comercio internacional de gas natural, separándolas según las dos formas de hacerlo: a través de gasoductos y con la tecnología GNL, teniendo en cuenta en esta última las distintas partes de su cadena (licuefacción – buque metanero – regasificación).

Comercio de gas natural a través de gasoductos


Se observan dos grandes mercados en el comercio mundial de gas natural a través de gasoductos: un mercado europeo, con Rusia, Noruega y Holanda, este último en menor escala, que abastece a la mayoría de países de Europa; y uno norteamericano, con un flujo, bidireccional, Canadá–Estados Unidos, y otro Estados Unidos–México.

Otros dos exportadores, con volúmenes significativos en este tipo de comercio en 2015, fueron Turkmenistán, que recientemente firmó contratos para suministrar gas a China, y Argelia, que desde tiempo atrás abastece a Italia, España y cuatro países europeos más a través del gasoducto del Magreb.

En Suramérica, el rol de exportador por gasoducto lo tiene Bolivia, que en 2015 exportó, aproximadamente, 10,8 y 5,4 billones de m3 a Brasil y Argentina, respectivamente.

Total



Comercio internacional de GNL 308,8 MMtpaCapacidad mundial delicuefacción de gas natural,para 2015

0,2

0

0

0,1

0

1

0

3

0,3

5

7

1 %

35

1

4

3

4

4

0,5

0

23

87

119

26 %

EXPORTADORES Equivalencia en MMtpa Participación

IMPORTADORES Qatar Malasia Australia Nigeria Indonesia Trinidady Tobago Perú Otros Total

importaciones

Japón 20 21 26 6 9 0,1 118 162 35 %

Corea del Sur 16 5 3 2 5 0,1 44 60 13 %

China 7 4 7 0,4 4 0,1 26 36 8 %

India 14 0,2 1 3 0,3 0,3 22 30 6 %

Taiwán 9 3 0,3 0,1 3 0 19 26 6 %

España 3 0 0 4 0 1 13 18 4 %

Reino Unido 12 0 0 0,04 0 0,4 13 18 4 %

México 0,7 0 0 2 0,3 0,4 7 10 2 %

Otros 26 0,3 3 10 0,5 15 77 105 23 %Total exportaciones 106 34 40 28 22 17 338 100 %

Equivalencia en MMtpa 146 47 54 38 30 23 463

Participación 31 % 10 % 12 % 8 % 6 % 5 % 100 %


308,8 MMtpa

Capacidad mundial de licuefacción

244,8 MMtpa

Volumen total de GNL negociado en 2015

10 %

del suministro de gas natural, es GNL

410 buques

Flota mundial de transporte de GNL

Fuente: International Gas Union - IGU. MMtpa: millones de toneladas producidas anualmente.

QatarIndonesiaAustraliaArgelia

MalasiaTrinidad y TobagoPerúOtros países

Capacidad mundial de licuefacción de GNL - 2015

Fuente: GNL Global.

25 %26 %

12 %

11 %9 %8 %

5 %

Comercio internacional de GNL -


2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

189

TACC 6 %

211 226 227 243289

331 328 325 333 338

1 %

CIFRAS RELEVANTES DE GNL EN EL MUNDO - 2015

COMERCIO INTERNACIONAL DE GAS NATURAL A TRAVÉS DE GNL - 2015

En la actualidad, Qatar, con un poco más de la cuarta parte de la capacidad mundial instalada de licuefacción, es el referente de esta actividad, en la cual viene manteniendo un liderazgo desde tiempo atrás gracias a fuertes inversiones en su infraestructura de GNL en los últimos veinte años.

En un segundo plano se encuentran Indonesia, Australia, Argelia y Malasia, con una participación en la capacidad instalada de GNL entre 12 % y 8 %.

Qatar, a pesar de dominar las exportaciones mundiales de GNL durante 2015, y siendo el Lejano Oriente el principal destino de estas, ha venido reenfocando su estrategia orientándose más hacia otros mercados, en especial hacia el europeo, específicamente al Reino Unido, donde sus exportaciones crecieron 12 % en el último año.

El TACC del comercio de GNL en el periodo 2005 – 2015 fue de 6 %. Sin embargo, al comparar el crecimiento de 2005 a 2010, que fue de 9 %, con el de 2010 a 2015, que fue de 3 %, se nota una desaceleración en el aumento de este comercio, originada además por la madurez del mismo, situación que puede reactivarse con la inminente entrada de nuevos proyectos, como se muestra más adelante.



C i f ra s 2 0 1 5

Reino Unido$4,02

Bélgica$3,90

Corea del Sur$4,35 Japón

$4,35

China$4,20

India$4,38

España$4,27

Bahía Blanca$4,55

Río de Janeiro$4,57

Canaport$2,41

Altamira$4,52

$

$

$

$

$

$$

$

$

$ $

Canadá

EstadosUnidos

Brasil

Argentina

Chile

ChinaJapón

Tailandia

India

España

Reino Unido

Turquía

Corea del Sur

México

Malasia

Francia

Italia

Taiwán

Singapur

Trinidad y Tobago

Perú

Noruega

Rusia

Yemen

Omán

Argelia

Angola

Egipto

Bélgica

Nigeria

Australia

IndonesiaNuevaGuinea

Qatar

EmiratosÁrabes

Alemania

Israel

RepúblicaDominicana

Puerto Rico

Grecia

Kuwait

GuineaEcuatorial

Actualmente, existen 19 países exportadores de GNL localizados en África (5), Asia Pacífico (5), Medio Oriente (4), Sur y Centroamérica (2), Europa y Eurasia (2) y Norteamérica (1).

Comercio GNL Importadores y ExportadoresImportadoresExportadores


Fuente: Federal Energy Regulatory Comission.

En contrapartida, los países importadores de GNL ascienden a 29, localizados en Asia Pacífico (9), Medio Oriente (3), Sur y Centroamérica (5), Europa y Eurasia (9) y Norteamérica (3).

Precios spot estimados de GNL - Febrero 2016cifras en us$/mmbtu

LNG JCC (Precio spot) - US$/MMbtu

ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY

201816141210

86420

Fuente: Spot LNG prices.

14 14 14 14 14 14 14 14 14 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 14 16 16 16 16 16

18,3

11,3

15,1

7,6

7,9

4,3

En febrero de 2016, los precios más caros de GNL en el mundo fueron pagados por los países suramericanos Brasil (4,57 US$/MMbtu) y Argentina (4,55 US$/MMbtu), para sus plantas regasificadoras de Guanabara en Río de Janeiro y Bahía Blanca (Buenos Aires), respectivamente. Por el contrario, el precio más barato de este combustible se pagó en Canadá, en la ciudad de Saint John, provincia marítima de New Brunswick, en el complejo de Canaport LNG (2,41 US$/MMbtu).



País Proyecto 2016 2017 2018 2019 2020 Capacidad por proyecto

Angola Angola LNG 5 5

Australia

9 9

GLNG 8 8

Gorgon 10 5 16

Ichthys 8 8

Prelude 4 4

Wheatstone LNG 9 9

Malasia

Petronas FLNG 1 1

MLNG T9 4 4

Rotan FLNG 2 2

Rusia Yamal LNG 6 11 17

Camerún Cameroon FLNG 1 1

Estados Unidos

Cameron LNG 4 8 12

Corpus Christi 5 5 9

Cove Point LNG 5 5

Freeport LNG 9 4 13

Sabine Pass 9 9 5 23

Capacidad anual 46 41 27 21 9 145

MMtpa

Fuente: GNL Global.

Estados UnidosAustraliaRusiaMalasiaAngolaCamerún

Proyectos GNL 2016 - 2020

Fuente: GNL Global.

43 %

37 %

11 %

4 %

4641

27

21

9

Capacidad incremental anual de proyectos de GNL - MMtpa

2016 2017 2018 2019 2020

Fuente: GNL Global.

4 % 1 %Con la entrada de los nuevos proyectos de GNL, principalmente de USA y Australia, se verán cambios importantes en el mapa de capacidad de licuefacción en el mundo.

Australia se vislumbra para 2018 como el principal exportador de GNL, cuando superará a Qatar. Según la Australian Petroleum Production & Exploration Association –APPEA–, organismo que reúne a 70 compañías de exploración y producción de gas y petróleo de Australia, durante el periodo 2013 – 2014 ese país exportó 24 MMtpa de GNL, y obtuvo ingresos por USD 16,4 billones (109). Además, se espera que las exportaciones de GNL se cuadrupliquen en los próximos cinco años.

En cuanto a los avances del mayor proyecto de GNL en el mundo, Sabine Pass, en Louisiana (USA), las empresas Cheniere Energy y Bechtel, al anunciar el 27 de mayo de 2016 la culminación de los trabajos en el Tren 1 del proyecto, indicaron que la fecha de la primera entrega comercial se proyecta para noviembre de 2016. Cheniere, a través de su filial, Sabine Pass Licuefacción, está construyendo seis trenes de licuefacción, los cuales se encuentran en diversas etapas de desarrollo y construcción.



C i f ra s 2 0 1 5

Gas natural vehicular 4,4 MMVehículos con GNV en China en2015, líder mundial en este campo

País 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

China 97.200 450.000 3.994.350 4.411.000 46 % 10 %

Irán 115.479 1.954.925 4.068.632 4.068.632 43 % 0 %

Pakistán 1.000.000 2.740.000 3.700.000 3.700.000 14 % 0 %

Argentina 1.459.236 1.901.116 2.487.349 2.487.349 5 % 0 %

Brasil 1.117.885 1.664.847 1.781.102 1.900.000 5 % 7 %

India 248.000 1.080.000 1.800.000 1.800.000 22 % 0 %

Italia 382.000 730.000 885.300 904.000 9 % 2 %

Colombia 95.917 324.515 510.325 538.213 19 % 5 %

Uzbekistán 0 47.000 450.000 450.000 38 % 0 %

Perú 62 104.243 197.151 217.022 38 % 10 %

Otros 726.870 1.662.271 2.540.521 2.640.774 14 % 4 %

TOTAL 5.242.649 12.658.917 22.414.730 23.116.990 16 % 3 %

V E H Í C U L O S C O N G N V E N E L M U N D O

Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal, NGVA Europe, Ministerio de Minas y Energía.

Como estaba proyectado, en 2015, China se transformó en el país con la mayor cantidad de vehículos convertidos a GNV en el mundo, desplazando de esta posición a Irán, que mantuvo ese liderazgo por tres años consecutivos, de 2012 a 2014.

En el último quinquenio, el crecimiento de las conversiones a GNV mundial (+13 %) ha sido jalonado por las de China e Irán. Cuando se calcula el crecimiento de conversiones sin estos dos países, este solo alcanza 7 %.


China 355 1.350 6.502 6.502 34 % 0 %

Pakistán 930 3.285 2.997 2.997 12 % 0 %

Irán 137 1.574 2.268 2.268 32 % 0 %

Argentina 1.400 1.878 1.939 1.939 3 % 0 %

Brasil 1.227 1.781 1.805 1.805 4 % 0 %

Estados Unidos 1.340 1.300 1.615 1.640 2 % 2 %

Italia 509 790 1.060 1.060 8 % 0 %

India 198 571 936 936 17 % 0 %

Alemania 647 900 921 921 4 % 0 %

Colombia 141 637 716 749 18 % 5 %

Perú 2 138 248 270 9 % 9 %

Otros 2.228 3.384 5.670 5.686 10 % 1 %

Total 9.114 17.588 26.677 26.773 11 % 0,4 %

E S TA C I O N E S D E S E R V I C I O D E G A S N AT U R A L

Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal.

Fuente: NGV Journal.

25.000.000

20.000.000

15.000.000

10.000.000

5.000.000

-2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TACC 2005 - 201019 %

TACC 2010 - 201513 %

Vehículos convertidos a GNV



BrasilArgentinaVenezuelaPerúOtros países

BrasilVenezuelaArgentinaPerúOtros países

BrasilVenezuelaPerúOtros países

PetróleoHidroelectricidadGas naturalOtros

Argentina BrasilVenezuelaPerúOtros países



Consumo energético en Sur y Centroamérica - 2015

42 % 43 % 53 %32 % 25 % 27 %

24 %20 %11 %

31 % 34 %

13 %11 %

10 %10 %

3 %

Hidroelectricidad Gas naturalPetróleo

Canasta energética Sur y Centroamérica

47 %

27 %

21 %

6 %

46 %

22 %

23 %

9 %

2005 2015

Variación anual30 %

20 %

10 %

0 %

(10%)

(20%)

Petróleo

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016.

Gas natural Carbón

3 %3 %

4 %

S U R y C E N T ROA M é R I C A : E N TO R N O R E G I O N A L 23 %Participación del gas naturalen la canasta energéticade Sur y Centroamérica en 2015


Petróleo 249 295 330 323 3 % (2 %)

Hidroelectricidad 141 159 154 153 1 % (1 %)

Gas natural 111 136 153 157 4 % 3 %

Carbón 21 29 37 37 6 % 1 %

Renovables 5 11 10 23 16 % 126 %

Energía nuclear 4 5 5 5 3 % 3 %

Total 531 634 689 698 3 % 1 %

C O N S U M O E N E R G É T I C O E N S U R Y C E N T R O A M É R I C A - MMtep


Entre 2005 y 2015, la canasta energética de la región sufrió algunos cambios en su composición, el más significativo de los cuales fue la pérdida de cinco puntos porcentuales en la participación de la hidroelectricidad. Lo anterior motivado por la vulnerabilidad de esta fuente de energía ante los efectos del cambio climático, más específicamente por el fenómeno de El Niño.

Por su parte, el gas natural continúa su ascenso en esta matriz, al incrementar su participación en 2 %. El posicionamiento del sector gas en Brasil, que duplicó su consumo en el periodo en estudio, es una de las principales razones de dicho ascenso, aun cuando, en términos generales, la mayoría de países de la región con recorrido en el sector crecieron sus consumos.



C i f ra s 2 0 1 5


Trinidad y Tobago 3,2 4,3 4,1 3,8 2 % (6 %)

Argentina 4,4 3,9 3,4 3,5 (2 %) 3 %

Venezuela 2,7 3,0 2,8 3,1 2 % 13 %

Colombia 3,5 3,1 2,6 2,4 (4 %) (9 %)

Bolivia 1,2 1,4 2,0 2,0 6 % (1 %)

Brasil 1,1 1,4 2,2 2,2 8 % 1 %

Perú 0,6 1,4 1,9 1,7 11 % (6 %)

Otros 0,3 0,3 0,3 0,3 (1 %) 9 %

TOTAL 17 19 19 19 1 % 0 %

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016, ANH, Ministerio de Minas y Energía.

Gpcd

Producción de gas natural en Sur y Centroamérica


2015

2005

VenezuelaBrasilPerúOtros países


Reservas probadas de gas natural en Sur y Centroamérica - 2015

74 %15 %

6 %

5 %

Colombia4

Venezuela198

Trinidad y Tobago11,5

Brasil15

Bolivia10

Argentina12

OtrosSur y Centroamérica2

Perú14

El principal hallazgo de reservas en el último año en esta región se dio en Bolivia, donde la multinacional española Repsol descubrió nuevas estructuras geológicas en el bloque Caipipendi, en el departamento de Tarija, con un potencial de 4 Tpc de gas natural. Con este hallazgo, las reservas gasíferas de ese país subirían un 40 % y alcanzarían los 13,9 Tpc.

Reservas probadasen Sur y Centroamérica 2015 - Tpc

El crecimiento promedio anual (TACC) de la producción en la región entre 2005 y 2015 (+1 %) se encuentra por debajo del promedio mundial (+2 %). Perú (+11 %), Brasil (+8 %) y Bolivia (+6 %) presentan los mejores índices de crecimiento en esta década.

Colombia presenta un crecimiento negativo (–4 %) debido a la optimización en el uso de este recurso, al disminuir ostensiblemente el gas reinyectado para incrementar la producción de petróleo en los campos asociados.

20 %

18 %19 %

26 %

16 %

21 %

15 %

16 %

13 %

9 %

24 %

3 %

Trinidad y TobagoArgentinaVenezuelaColombiaPerúOtros países



Venezuela, con sus relevantes reservas de gas natural y su nivel de producción actual, tendría asegurado más de siglo y medio de abastecimiento de este energético. Por lo anterior, este país es, en el largo plazo, el llamado a constituirse en el gran exportador del sur y centro del continente americano, algo muy parecido a lo que sucede en la actualidad con Rusia, el gran abastecedor de gas natural de Europa.

Factor R/P Sur y Centroamércia - Años


Argentina 3,9 4,2 4,6 4,6 2 % 1 %

Brasil 1,9 2,6 3,8 4,0 8 % 4 %

Venezuela 2,7 3,1 3,0 3,3 2 % 12 %

Trinidad y Tobago 1,6 2,2 2,1 2,1 3 % -2 %

Colombia 0,6 1,0 1,1 1,0 5 % -6 %

Perú 0,1 0,4 0,6 0,6 23 % 10 %

Otros 1,1 1,0 1,2 1,2 1 % 1 %

TOTAL 12 15 16 17 4 % 3 %

Fuente: BP Stati s tical Review of World Energy 2016, Colombia: UPME, SUI.

Gpcd

Consumo de gas natural en Sur y Centroamérica - Gpcd

20052015

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016, UPME.Nota: Cálculo realizado con reservas probadas.

Factor R/P - Años

ArgentinaBrasilVenezuelaTrinidad y TobagoColombia

Otros paísesPerú

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016, Colombia: UPME, SUI.

Venezuela Perú Trinidad y Tobago

Brasil Argentina Bolivia Colombia Total

157173

54

22 1628

10 9

6347 41

13 1812

188

0,0

2,0

4,0

2005 2010 2014 2015

Colombia5

Venezuela173

Trinidad y Tobago8

Brasil18

Bolivia13

Argentina9

Perú22

Perú (+23 %), Brasil (+8 %) y Colombia (+5 %), son los países que crecieron su consumo en los últimos diez años por encima de la media de la región (4 %).

Argentina, con la mayor trayectoria en el gas natural en la región, se mantuvo como el máximo consumidor de este energético en esta parte del continente. Sin embargo, una proyección del crecimiento en el consumo que trae Brasil lo llevaría, en un par de años, a liderar este renglón en la región.



C i f ra s 2 0 1 5


Petróleo 1.129 1.040 1.027 1.036 (1 %) 1 %

Gas natural 711 770 865 881 2 % 2 %

Carbón 617 563 488 429 (4 %) (12 %)

Energía nuclear 209 214 216 216 0 % (0 %)

Hidroelectricidad 150 147 154 151 0 % (2 %)

Renovables 32 49 73 83 10 % 13 %

TOTAL 2.848 2.784 2.823 2.796 (0,2 %) (1 %)

CONCEPTO / PAÍS 2005 2010 2014 2015 TACC2005-2015

VARIACIÓN2014-2015

Reservas - TpcEstados Unidos 204 305 369 369 6 % 0 %

Canadá 58 70 70 70 2 % 0 %

México 14 12 11 11 (2 %) 0 %

Total 276 387 450 450 5 % 0 %

Produción - Gpcd

Estados Unidos 49 58 70 74 4 % 5 %

Canadá 18 15 16 16 (1 %) 1 %

México 5 6 6 5 0 % (7 %)

Total 73 79 92 95 3 % 4 %

Consumo - Gpcd

Estados Unidos 64 60 73 75 2 % 3 %

Canadá 9 9 10 10 1 % (2 %)

México 4 6 8 8 7 % (4 %)

Total 77 76 92 93 2 % 2 %



MMtep

C I F R A S D E G A S N AT U R A L E N N O R T E A M É R I C A - Tpc

Consumo energético en Norteamérica

Estados UnidosCanadáMéxico

PetróleoGasCarbónOtros energéticos


82 %

83 %

8 %

8 %

9 %

37 %

32 %

16 %

15 % 14 % 40 %

25 %

22 %

10 %

Canasta energética en Norteamérica

2015

2005


El gas natural fue la fuente de energía de mayor progreso en la canasta energética norteamericana en los últimos diez años al ganar siete puntos porcentuales en detrimento del carbón y del petróleo, que perdieron siete y tres puntos respectivamente.

Las fuentes renovables de energía, entre las que destacan la energía solar y la eólica, también presentaron un crecimiento positivo (+10 %) en el período en estudio y pasaron de 1 % a 3 % de participación en la canasta energética de Norteamérica. En la última década, el desarrollo del sector gas natural de Norteamérica es visible en todas las etapas de la cadena y se sustenta en el boom del shale gas y todo lo que la explotación, con nuevas técnicas aplicadas hasta hace solo unos cinco años, de este tipo de yacimientos no convencionales ha significado para Estados Unidos.

C I F R AS D E N O RT E A M é R I C A


Zona Costa y Zócalo Norte – TalaraLa provincia de Talara (departamento de Piura) ubicada dentro de la denominada Zona Costa y Zócalo Norte, fue la primera región de Perú en conocer los beneficios del uso del gas natural. En 1930, la International Petroleum Company (IPC), que explotaba los pozos petroleros de la Brea y Pariñas, tomó la iniciativa de distribuir en su campamento el gas combustible obtenido en el desarrollo de su explotación de hidrocarburos.

La compañía IPC extendió esta iniciativa para la distribución del gas a las poblaciones aledañas y tomó la decisión empresarial de suministrarlo de manera gratuita.

Este servicio se mantuvo activo en Talara hasta 1994, cuando la Defensa Civil recomendó suspender la distribución, ya que las tuberías eran muy antiguas y ponían en riesgo a los talareños.

La producción y uso del gas natural en el departamento de Piura se ha mantenido estable durante los últimos 25 años, con un consumo para la generación eléctrica y para las operaciones petroleras a cargo de seis empresas, de las cuales destacan por su orden de producción en 2015, Petrotech, en el Lote x, con 13 MMpcd, y CNPC, en el Lote xIII, con 11 MMpcd. Se ilustra a manera de referencia histórica el consumo del gas de la zona durante 1999.

SelvaSierraCosta

FiscalizadaTotal

Producción de gas natural en Perú



Fiscalizada 27,2 31,0 36,8 44,8 5 % 22 %

Producción total 95,9 120,1 165,3 164,8 6 % (0,3 %)

P R O D U C C I Ó N D E G A S N AT U R A L E N C O S TA Y Z Ó C A L O N O R T E - MMpcd

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.



1930Año en que se inició la prestación el servicio de gas natural para uso residencial en Talara

Sector económico Costa y Zócalo - Norte - MMpcd

Generación eléctrica 20,0

Residencial 0,2

Operaciones petroleras 21,8

Refinerías 6,7

Total 48,7

C O N S U M O D E G A S N AT U R A L - 1 9 9 9

Producción de gas natural en Costa y Zócalo Norte -MMpcd

0

50

100

150

200

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Costa y Zócalo Norte

Talara(Lote x y xIII)

A N T E C E D E N T E S H I S Tó R I CO S D E L S E C TO R

g a S n a T U R a L E n p E R Úantecedentes históricos del sector

p á g i n a 4 5


C i f ra s 2 0 1 5

Selva Central

Aguaytía(Lote 31-C)

Zona Selva Central - AguaytíaEn la zona Selva Central del Perú, el gas natural inicia producción fiscalizada en el año 1998 con las operaciones del yacimiento de Aguaytía, que se encuentra ubicado en la provincia de Pucallpa, departamento de Ucayali, posee un área contractual de 16.630 ha y perteneció, inicialmente en 1961, a la empresa Mobil Oil Co. Más adelante, en 1993, pasó a ser del Estado peruano, cuando se abrió una licitación para la explotación de gas en la zona. Un año más tarde, se le otorgó contratos a las empresas Maple Gas Corporation del Perú y Perupetro S. A., las que posteriormente cedieron en el año 1996 a la empresa Aguaytía Energy, la cual hasido su operadora desde 1998 con una inversión de 300 millones de dólares y proyectando un tiempo de operación de treinta años.

Actualmente, la empresa Aguaytía Energy cuenta en el lote 31-C, con dos pozos productores de gas, cuatro inyectores de gas, uno de agua y dos pozos abandonados. La infraestructura adicional incluye: 1) Planta de separacón de Curimaná. 2) Planta de fraccionamiento (Estación Neshuya). 3) Central térmica. 4) Infraestructura de ductos de gas natural y de LGN.

El gas extraído se procesa en la planta de Curimaná, en la que se produce gas natural seco y líquidos de gas natural (LGN). El gas natural seco se transporta a la central térmica Aguaytía para ser utilizado como combustible en la generación, mientras que el LGN es llevado a la planta de fraccionamiento para su transformación en productos de utilidad comercial.

SelvaSierraCosta

FiscalizadaTotal




Fiscalizada 41,7 27,4 14,5 16,8 (9 %) 16 %

Producción total 71,9 57,3 51,1 51,3 (3 %) 0,3 %

P R O D U C C I Ó N D E G A S N AT U R A L E N S E LVA C E N T R A L - MMpcd




1998Aguaytía Energy asume laoperación del yacimiento deAguaytía por 30 años

Sector económico Selva - MMpcd

Generación eléctrica 11,0

Residencial 0

Operaciones petroleras 3,6

Refinerías 0,2

Total 14,8

C O N S U M O D E G A S N AT U R A L - 1 9 9 9

Producción de gas natural en Selva Central - MMpcd

0

20

40

60

80

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015



Zona Selva Sur – Camisea 1980 - 1998: el descubrimiento y su dimensión

Desde principios de los ochenta, la empresa Shell comenzó la búsqueda de hidrocarburos en la Selva Sur del Perú, específicamente, al sur de la cuenca Ucayali. Para ello, firmó, inicialmente, un contrato en el que se le otorgaba el derecho de exploración en los lotes 38 y 42, el cual se hizo extensivo más adelante a otros lotes.

Solo en 1984 la multinacional Shell, después de una ejecución de 3.000 km de líneas sísmicas y la perforación de cinco pozos exploratorios, obtuvo los primeros resultados al descubrir dos yacimientos en los anticlinales San Martín y Cashiriari del Lote 88 en la región de Camisea (Cuzco). Años más tarde, en el mismo lote halló dos nuevos yacimientos, Mipaya (1987) y Pagoreni (1988), los cuales, doce años después, pasaron a conformar el Lote 56.

Aun cuando en estos yacimientos se confirmaron unos recursos significativos de gas no asociado y condensados, al no llegar a un acuerdo entre Petroperú y Shell para su explotación se dio por concluida la negociación en 1988.

Con el propósito de evaluar el potencial comercial de las reservas de los yacimientos anteriormente descritos, se firmó un convenio entre Perupetro y Shell, el cual entregó factibiliidad de estos a finales de 1995.

Por lo anterior, en lo que sería su segunda campaña exploratoria en esta región, Shell, esta vez a través de un consorcio con Mobil, firmó un contrato de licencia por 40 años para explotar el Lote 88. Esta nueva participación se inició en mayo de 1996 con la perforación de tres pozos de evaluación y los estudios necesarios para desarrollar un proyecto integral de explotación y comercialización del gas de Camisea.

Sin embargo, al igual que una década atrás, en 1998, el consorcio Shell / Mobil comunicó su decisión al Estado peruano de no continuar con el contrato de licencia firmado en 1996, aduciendo, entre otras, falta de acuerdo sobre la tarifa de generación de electricidad, la no autorización de la integración vertical con la actividad de distribución en Lima y, en términos generales, la poca rentabilidad que, según ellos, presentaba el proyecto Camisea para sus intereses.

1999 - 2010: la adjudicación y su desarrollo

En vista del abandono del proyecto Camisea por parte del anterior consorcio, la Comisión de Promoción de la Inversión Privada (Copri) inició un proceso para su desarrollo a través de un esquema segmentado, en el que cada eslabón de la cadena se trataba como un negocio independiente.

En consecuencia, el Comité Especial del Proyecto Camisea (Cecam) convocó, a mediados de 1999, un concurso público internacional para el otorgamiento de los tres grandes negocios que se desprendían, inicialmente, del proyecto Camisea:

•Explotación de los yacimientos de de gas natural de Camisea, Lote 88 y plantas de tratamiento.

•Transporte por ductos de gas natural y líquidos de gas natural desde Camisea hasta la costa.

•Distribución de gas natural en Lima y Callao.

SelvaSierraCosta


Fuente: Ministerio de Energía y Minas


1984Se dan los primeros hallazgos de gas natural en Camisea, yacimientos de San Martín y Cashiriari.

YacimientosGas in situ - cifras de 1998

Gas natural - Tpc Líquidos de gas natural - MMbl

Cashiriari 5,0 353

San Martín 3,1 214

Total 8,1 567

R E C U R S O S D E G A S N AT U R A L E N C A M I S E A - L O T E 8 8

Zona de Camisea(Lote 56, 57, 88)

Selva Sur


p á g i n a 4 7


C i f ra s 2 0 1 5

Fuente: Estructura base (Osinergmin) con modificaciones realizadas por el consultor.

Camisea Lotes 56 y 88

Planta de licuefacción Pampa Melchorita

DUCTO PLNG

Planta de separación Malvinas

LNG Gas Natural seco

Pluspetrol

34”

32”24”18”

Perú LNG

Pluspetrol

Estas licitaciones entregaron como adjudicatarios de estos negocios a:

Consorcio Pluspetrol Perú Corp. (36 %, operador), Hunt Oil Company (36 %), SK Corp. (18 %) y Tecpetrol del Perú (10 %) – Explotación de Lote 88. Adjudicado en mayo de 2000.

Consorcio Techint (Argentina, 30 %), Pluspetrol (Argentina, 19 %), Hunt Oil Co. (USA, 19 %), SK Corp. (Corea, 9 %), Sonatrach (Argelia, 10 %)y Graña y Montero (Perú, 12 %), que más tarde pasaría a ser Transportadorade Gas del Perú (TGP) – Transporte desde Camisea hasta la costa. Adjudicado en octubre de 2000.

Tractebel (Bélgica) constituyó Gas Natural de Lima y Callao, hoy Cálidda – Distribución de gas natural en Lima y Callao. Adjudicado en mayo de 2002.

Posteriormente, con la intención de complementar este proyecto, que tanto ha significado para el desarrollo de la canasta energética nacional, el Estado peruano sacó unas nuevas lictaciones:

Adjudicación de explotación del Lote 57.Entregada a finales de 2003, a través de contrato de licitación celebrado entre Perupetro S. A. y el consorcio conformado por Repsol Exploración Perú y Burlington Resources Perú Limited.

Adjudicación de explotación del Lote 56.Entregado en 2004, al consorcio Pluspetrol. Este lote se entregó con la particularidad de que el gas allí extraído podía ser exportado sin restricción alguna, situación que dio pie para que se madurase la idea de construir una planta de licuefacción con este fin.

En consonancia con lo anterior, en 2003 se había constituido Perú LNG, conformado por Hunt, SK y Repsol, aliados con Marubeni. Este consorcio, a comienzos de 2006 aseguró un contrato con Perupetro para ampliar el gasoducto, construir un terminal marítimo y una planta industrial en la costa para exportar GNL. Acto seguido, firmó un convenio de inversión con el Minem para iniciar la construcción del proyecto.

La planta de GNL se ubicó en Pampa Melchorita, entre la ciudad de San Vicente de Cañete y Chincha, demandó un total de 3.791,4 millones de dólares, con una capacidad para procesar 625 MMpcd y fue inaugurada en junio de 2010.

Con el firme propósito de continuar la masificación del gas en Perú y teniendo como base las reservas de gas de Camisea, el Estado peruano sacó a licitación en 2009 la distribución de gas natural por ductos para el departamento de Ica.

A finales de 2010, Contugas fue la empresa elegida para la distribución del gas natural en el departamento de Ica, en las localidades de Pisco, Chincha, Ica, Nasca y Marcona. Esta concesión se entregó por el término de 30 años.

Diagrama funcional Camisea - 2010

E X P L O TA C I Ó N

E X P O R TA C I Ó NT R A N S P O R T E

D I S T R I B U C I Ó N YC O M E R C I A L I Z A C I Ó N

P R O D U C C I Ó N

DUCTO TGP

Transportadora deGas del Perú (TGP) Lima y Callao

Cálidda

Ica

Contugas



L A S I N S T I T U C I O N E S G U B E R N A M E N TA L E S

Minem“Modelo de desarrollo del Perú tiene como base la libertad económica, la inversión privada y la libre competencia”

M A RCO I N S T I T U C I O N A L y R E G U L ATO R I O D E L S E C TO R

Dirección y Planeaciónhttp://www.minem.gob.pe

Regulación, Supervisión y Fiscalizaciónhttp://www.osinergmin.gob.pe

Es el organismo central y rector del Sector Energía y Minas, y forma parte integrante del Poder Ejecutivo. Tiene como finalidad formular y evaluar, en armonía con la política general y los planes del Gobierno, las políticas de alcance nacional en materia del desarrollo sostenible de las actividades minero - energéticas. Asimismo, es la autoridad competente en los asuntos ambientales referidos a las actividades minero - energéticas.

Dirección General de HidrocarburosEs la dirección encargada de garantizar el suministro pleno de hidrocarburos, ya sea petróleo crudo, sus derivados o gas natural.

Dirección General de Eficiencia Energéticaórgano técnico normativo, encargado de proponer y evaluar la política de eficiencia energética y las energías renovables no convencionales, promover la formación de una cultura de uso racional y eficiente de la energía yde conducir la planificación energética.

Organismo público ejecutor, adscrito al Ministerio de Economía y Finanzas, que promueve la incorporación de inversión privada en servicios públicos y obras públicas de infraestructura.

Organismo público del Estado peruano que propicia el buen funcionamiento del mercado, en beneficio de los ciudadanos, consumidores y empresarios.

Reconocida y autorizada por el Gobierno mediante Decreto Supremo del 22 de mayo de 1896, es una organización empresarial constituida como una Asociación Civil con fines de lucro, que asocia a las personas jurídicas vinculadas a las actividades minera, de hidrocarburos y eléctrica.

Empresa Estatal de Derecho Privado, que en representación del Estado peruano, se encarga de promocionar, negociar, suscribir y supervisar contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos en el Perú.

Entidad privada, sin fines de lucro, responsable de administrar el mejor aprovechamiento de los recursos destinados a la generación de energía eléctrica, por ello su importancia para las térmicas a base de gas natural.

Organismo público técnico especializado adscrito al Ministerio de la Producción. Tiene como finalidad contribuir con el desarrollo y el cumplimiento de la política nacional para la calidad con miras al desarrollo y la competitividad de las actividades económicas y la protección del consumidor.

Encargado de supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las normas ambientales que regulan la industria del gas natural.

Fondo con el propósito de llevar energía menos contaminante a poblaciones más vulnerables entodo el país. Uno de sus tres fines es la masificación del gas natural para viviendas y vehículos.

Funciones: Velar por el cumplimiento de la normatividad que regule la calidad y eficiencia del servicio brindado al usuario.

Fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios en los contratos de concesiones eléctricas y otras establecidas por la ley.

Supervisar y fiscalizar que las actividades de los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería se desarrollen de acuerdo a los dispositivos legales y normas técnicas vigentes.

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Fuente: Osinergmin

O T R A S E N T I D A D E S Y E M P R E S A S E S TATA L E S

g a S n a T U R a L E n p E R ÚMarco institucional y regulatorio

p á g i n a 4 9


C i f ra s 2 0 1 5

Ley 27133, Artículo 3: Declara de interés nacional y necesidad pública, el fomento y desarrollo de la industria del gas natural.

E V O L U C I Ó N D E L M A R C O L E G A L

Ley 26221 de 1993

Ley orgánica de hidrocarburos.

P E R úM A R C O L E G A L PA R A E L G A S N AT U R A L - L E Y E S Y D E C R E T O S S U P R E M O S 1 9 9 3 - 2 0 0 5

Ley 26734 de 1996, 27699 de 2001 y 28964 de 2007

Leyes del organismo supervisor OSINERGMIN.

Ley 27133 de 1999 y Ley 28552 de 2005

Ley de Promoción del desarrollo de la Industria del gas natural.

D.S. No. 040 de 1999

Reglamento de la Ley de promoción del desarrollo de laIndustria del gas natural.

D.S. No. 041 de 1999

Reglamento de transporte de hidrocarburos por ductos.

D.S. No. 042 de 1999

Reglamento de distribución de gas natural por red de ductos.

Ley 28176 de 2004 y D.S. No. 031 de 2004

Ley y su reglamento, de promoción de la inversión en plantas de procesamiento de gas natural.

D.S. No. 063 de 2005

Norma para promover el consumo masivo de gas natural.

Ley 28849 de 2006

Ley de descentralización del acceso al consumo de gas natural.

L E Y E S Y D E C R E T O S S U P R E M O S 2 0 0 6 - 2 0 1 0

Ley 29163 de 2007

Ley de promoción para el desarrollo de industria petroquímica.

Ley 27116 de 2007

Crea la comisión de tarifas de energía.

D.S. No. 081 de 2007

Reglamento de transporte de gas natural por red de ductos.

D.S. No. 057 de 2008

Reglamento de comercialización de GNC, GNL y de gas natural por red de ductos.

D.S. No. 036 de 2010

Crea la tarifa única de transporte de gas natural.

D.S. No. 039 de 2010

Establece valor mínimo para la regalía del gas natural en caso de exportación.

Decreto urgencia 046 de 2010

Reglamenta el mercado secundario de gas.

D.S. No. 040 de 2008

TUO del Reglamento de distribución de gas natural por red de ductos.

D.S. No. 048 de 2008

Modifica el Decreto 040 de 1999 (reglamento de la Ley 27133, de promoción) y dicta otras disposiciones tarifarias.

D.S. No. 053 de 2010

Garantía de abastecimiento del mercado interno.



Ley 29706 de 2011

Ley de facilitación de conexiones domiciliarias del servicio público de distribución de gas natural.

L E Y E S Y D E C R E T O S S U P R E M O S 2 0 1 1 - 2 0 1 5

D.S. No. 022 de 2011

Modifica el Reglamento del mercado secundario de gas.

Ley 29852 de 2012

Crea el Sistema deSeguridad Energética en hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social energético -Fise-.

Ley 29970 de 2012

Afianza la seguridad energética y fomenta la industria petroquímica en el sur del país.

D.S. No. 018 de 2013

Reglamento para promover la masificación del gas natural.

D.S. No. 038 de 2013

Reglamento que incentiva el incremento de la capacidad de generación de energía eléctrica.

D.S. No. 029, 033 y 042 de 2013

Modifica el reglamento de distribución de gas natural por red de ductos.

D.S. No. 129 de 2013

Dicta disposiciones referidas a aportes a OEFA a cargo de las empresas del sector.

D.S. No. 07 de 2012

Modifica el Reglamento de transporte de hidrocarburos por ductos.

D.S. No. 040 de 2012

Modificaciones al Reglamento de distribución de gas natural por red de ductos.

D.S. No. 127 de 2013

Aprueba aportes a Osinergmin por parte de las empresas del sector.

D.S. No. 012 de 2013

Aprueba reglamento de la Ley 28840, de fortalecimiento y modernización de Perupetro.

D.S. No. 050 de 2012

Establece mecanismos de emergencia para el suministro de gas natural.

D.S. No. 005 y 014 de 2014

Establece disposiciones para la aplicación de la Ley 29970 de 2012.

D.S. No. 053 de 2014

Establece área de concesión para la distribución de gas natural.

D.S. No. 024 de 2014

Modifica el contrato de licencia para la explotación de hidrocarburos en el Lote 88 de Camisea.

D.S. No. 017 de 2015

Incorpora disposiciones para la distribución y el transporte de gas natural.


g a S n a T U R a L E n p E R ÚMarco regulatorio de la cadena de gas natural p á g i n a 5 1


C i f ra s 2 0 1 5

A N T E C E D E N T E S

Con el D.S. N° 026–94–EM, de mayo de 1994, se aprobó el Reglamento de seguridad para el transporte de hidrocarburos; y mediante los D.S. No 021–96–EM y 022–96–EM, de abril de 1996, se aprobaron el Reglamento para el transporte de hidrocarburos por ductos y el Reglamento para el cálculo de tarifas de transporte de hidrocarburos por ductos, respectivamente.

Con la expedición de la Ley N° 27116, se creó la Comisión de Tarifas de Energía, y con la Ley N° 27133, de Promoción del desarrollo de la industria del gas natural y otras disposiciones, se redefinió el reglamento.

R E G L A M E N TO PA R A E L T R A N S P O RT E D E D U C TO S

La Ley N° 27133 de 1999, de Promoción del desarrollo de la industria del gas natural, creó el mecanismo de garantía de ingresos mínimos a favor del concesionario del sistema de transporte, con la Garantía por Red Principal – GRP, que le permiteal transportador tener un ingreso mínimo garantizado.

Durante ocho años, el sistema de transporte por ductos tuvo como normatividad el D.S. N° 041–99–EM, que aprobó el Reglamento para el transporte de hidrocarburos por ductos, el cual principalmente definía los siguientes aspectos:

•Permitir que se otorguen concesiones, además de solicitud de parte, por licitación o concurso público, con un plazo máximo de vigencia y redefiniendo el esquema tarifario.

•Permitir el acceso abierto y no discriminatorio de terceros bajo condiciones técnicamente factibles.

•Detallar los criterios de seguridad que deben aplicarse en las instalaciones de transporte de gas natural, incluyendo los casos de concesiones y autorizaciones para uso propio.

En noviembre de 2007 se expidió el D.S. N° 081–07–EM, reglamento vigente de transporte de hidrocarburos por ductos. Este consta de nueve títulos, ciento cincuenta y seis artículos, ocho disposiciones complementarias y cuatro anexos.

Actividad de transporte


La base legal está dada por la Ley Orgánica de Hidrocarburosdel Perú y, posteriormente, por el TUO aprobado por el D.S. N° 042–2005–EM. En la Ley se define que los hidrocarburosin situ son de propiedad del Estado, y que este otorga a Perupetro S. A. el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos para el efecto de que pueda celebrar contratos de exploración y explotación de estos.

El Artículo 9º de la Ley define que los contratos comprenden el contrato de licencia, el contrato de servicios y otras modalidades de contratación.

Algunas de las normas que rigen los contratos de licencia, son:•Pago de regalías al Estado como contraprestación por extraer

los hidrocarburos.•Garantía al productor del acceso a la infraestructura de transporte de gas natural y de líquidos de gas natural.•El contratista establece plan de inversiones, con revisión y supervisión del Estado.•Beneficios tributarios para los licenciatarios.

D E SA R RO L LO D E L A AC T I V I DA D

Con la promulgación de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del gas natural, Ley N° 27133, y su reglamento aprobado por D.S. N° 040–99–EM, se establecieron, entre otros, los siguientes aspectos relacionados con la actividad de explotación, producción y suministro de gas natural:

El contrato de licencia establece la libre disponibilidad del productor respecto de la venta de los hidrocarburos; aun así, el otorgamiento de derechos de exploración–explotación debe garantizar el abastecimiento de mercado nacional del gas natural.

Existencia de precios máximos o topes para el gas natural en los contratos de licencia.

AS P E C TO S TA R I FA R I O S

La normatividad sobre el precio en boca de pozo con destino al mercado interno, no está regulada por Osinergmin. En el contrato de licencia para el gas del Lote 88, se definieron precios topes con sus fórmulas de actualización. Dichos topes seguirán vigentes hasta el plazo de 40 años, desde su entrada en operación comercial (año 2004). Para el contrato de licencia del Lote 56 no se definieronprecios topes, ni para los otros contratos de licencia.

Marco regulatorio de la cadena de gas natural

Actividades de explotación, producción y suministro de gas natural

g a S n a T U R a L E n p E R ÚMarco regulatorio de la cadena de gas natural


Entre otras, en este reglamento se incluyeron las siguientes disposiciones:

• Sistema de integridad de ductos.• Otorgamiento de concesiones de transporte de hidrocarburos por ductos y autorización para operar ductos principal y ductos de uso propio.• Procedimiento para la negociación e imposición de servidumbres tomando en cuenta la protección de los derechos de los propietarios de los predios afectados.• Se complementó el anexo del reglamento referido a las normas de seguridad para el transporte de hidrocarburos por ductos.

A continuación, se relaciona la normatividad de las principales modificaciones realizadas al reglamento:

D.S. Nº 067–2010–EM: modifíca el Artículo 79 del reglamento y establece plazo para acceso abierto a ductos principales.

D.S. Nº 007–2012–EM: con el fin de reglamentar que la infraestructura sirva de manera eficiente, con las mejores condiciones técnicas y financieras para brindar un servicio de calidad y con un costo razonable a sus potenciales usuarios, se efectuó con este decreto múltiples modificaciones al reglamento.

D.S. Nº 019–2015–EM: al modificar el Artículo 2 del reglamento, permite que los contratistas que operen yacimientos de hidrocarburos que se encuentran en fase de explotación o que hayan declarado el descubrimiento comercial puedan compartir sistemas de recolección e inyección para llevar los hidrocarburos producidos para su utilización final, siempre que dichos sistemas cuenten con uno o varios puntos de medición definidos.

R E G U L AC I Ó N TA R I FA R I A E N T R A N S P O RT E

La Ley N° 27133 de 1999 estableció las tarifas de tansporte en dos categorías, una para los generadores eléctricos y otra para el resto de consumidores. La de los generadores eléctricos se calculó asumiendo un uso del ducto lleno, y para los otros consumidores se estimó el uso con base en la demanda proyectada.

Mediante el D.S. N° 036–2010–EM, se creó la tarifa única de transporte de gas natural, en adelante TUTGN. Entre los considerandos se incluye que ante la existencia de tarifas diferenciadas correspondientes a los sistemas de transporte de gas natural, los potenciales consumidores preferían ubicarse en las zonas donde se recibía el gas natural de los ductos de transporte con la menor tarifa, lo cual menguaba las posibilidades de expansión de las concesiones descentralizadas de distribución de gas natural en las zonas norte y sur del Perú, ya que para el desarrollo de estas concesiones es necesario contar con grandes consumidores que permitan elaborar estructuras tarifarias que hagan competitivo al gas natural.

CO N F I A B I L I DA D E N E L S I S T E M A D E T R A N S P O RT E

Con la Ley 29970 de 2012 y el D.S. N° 005–2014–EM se reglamentó lo referido al sistema integrado de transporte de hidrocarburos y se dictaron las medidas para promover el sistema desde las zonas de producción hasta la costa sur del país, que brinde confiabilidad a la cadena de suministro de energía para el mercado nacional.

R E G L A M E N TAC I Ó N D E L M E RC A D O S E C U N DA R I O

Mediante el D.S. N° 046–2010–EM, se reglamentó el mercado secundario de gas natural.

El D.S. Nº 022–2011–EM incluye una prórroga por un año adicional al plazo establecido inicialmente para el periodo de la segunda disposición transitoria del Reglamento.


La normatividad de la actividad de distribución y comercialización se basa en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley Nº 26221 de 1993.

R E G L A M E N TO D E D I S T R I B U C I Ó N D E G AS N AT U R A L P O R R E D E S D E D U C TO S

Mediante el D.S. N° 056–93–EM, de noviembre de 1993, se aprobó el Reglamento de distribución de gas natural por red de ductos. Posteriormente, con la expedición de la Ley N° 27116 en mayo de 1999, que creó la Comisión de Tarifas de Energía; la Ley N° 27133 de septiembre de 1999, de Promoción del desarrollo de la industria del gas natural, y otras disposiciones, se expidió un nuevo reglamento, aprobado por el D.S. N° 042–1999–EM y sus modificaciones en los D.S. Nº 012–2001–EM, Nº 042–2001–EM, Nº 053–2001–EM, Nº 015–2002–EM, Nº 003–2003–EM, Nº 038–2004–EM, Nº 063–2005–EM, Nº 014–2008–EM, Nº 048–2008–EM, Nº 040–2012, Nº 029–2013, Nº 033–2013 y Nº 042–2013–EM.

Mediante el D.S. N° 040–2008–EM, se aprobó un texto único ordenado, en el que se consolidan las modificaciones del Reglamento de distribución de gas natural por red de ductos. Este reglamento contiene ocho títulos, ciento veintinueve artículos, cuatro disposiciones transitorias, cinco disposiciones complementarias y dos anexos.

A continuación se listan las temáticas relevantes que el reglamento establece:• Procedimientos para otorgar concesiones.• Procedimientos para fijar las tarifas.• Condiciones para la aplicación del mecanismo de promoción de conexiones residenciales• Normas de seguridad• Normas sobre protección del ambiente• Disposiciones sobre la autoridad competente de regulación• Normas vinculadas a la fiscalización

Actividad de distribución y comercialización

g a S n a T U R a L E n p E R ÚMarco regulatorio de la cadena de gas natural p á g i n a 5 3


C i f ra s 2 0 1 5

La más reciente modificación se realizó a través del D.S. N° 010–2016–EM, que contiene disposiciones que permiten contar en un corto plazo con un nuevo esquema del mecanismo de promoción, el cual, anudado a la implementación del Fise para usuarios residenciales, permitirá acelerar la implementación de la política pública de masificación del gas natural a nivel nacional.

R E G U L AC I Ó N D E C A R ÁC T E R G E N E R A L

Las leyes N° 29852 y N° 29970, ambas de 2012, y los D.S. N° 05–2014–EM y N° 014– 2014–EM son las normas mediante las cuales se regula el sistema de seguridad energética en hidrocarburos. Con la primera ley se creó el Fondo de Inclusión Social Energético –Fise–, con el propósito de llevar energía menos contaminante a poblaciones más vulnerables en todo el país; tiene como uno de sus tres fines la masificación del gas natural para viviendas y vehículos, y como uno de los recursos de donde provienen sus aportes el servicio de transporte de gas natural de Camisea.

Mediante el D.S. N° 011–2016–EM se prioriza el proyecto de masificación del gas natural en las regiones de Apurímac, Puno, Ucayali, Huancavelica, Junín, Cuzco, Ayacucho, como parte del sistema de seguridad energética en hidrocarburos, y con ello será remunerado, como lo define el artículo 2 de la Ley 29852 de 2012, con un cargo al transporte por ductos de los líquidos derivados de hidrocarburos y de los líquidos del gas natural.


La normatividad de la actividad de exportación de GNL se regula en su inicio por la Ley de Promoción de la inversión en plantas de procesamiento de gas natural, Ley 28176 de 2004, y se reglamenta con el D.S. N° 031–2004–EM.

Asimismo, con base en el sustento legal, el Gobierno peruano definió en junio de 2004 que el Lote 56 sería destinado para la exportación y el Lote 88 para el mercado interno.

P RO M O C I Ó N D E L A I N V E R S I Ó N E N P L A N TAS D E P RO C E SA M I E N TO D E G AS N AT U R A L

El reglamento de la Ley de Promoción de la inversión en plantas de procesamiento de gas natural consta de cinco capítulos, veintidós artículos y cuatro disposiciones complementarias.

A continuación se describen aspectos del reglamento que regulan la actividad de exportación de GNL:

•El cambio de estado físico del gas natural seco mediante la licuefacción, para facilitar su transporte o exportación como gas natural licuefactado (GNL), es considerado uno de los procesos que comprende una planta de procesamiento de gas natural.

•Regula el convenio de inversión en plantas de procesamiento, establece que serán suscritos por la DGH con las características técnicas de las plantas y el programa de inversiones, y, entre otros temas, fija el plazo de vigencia, que de será de 40 años.

•Define el ámbito de aplicación de los beneficios de estabilidad tributaria, importación temporal, y estabilidad cambiaria y libre manejo de las divisas y la contabilidad en moneda extranjera.

•En el Artículo 18 del Capítulo IV se define que el inversionista tendrá la libre disponibilidad de los productos obtenidos en la planta de procesamiento de gas natural.

R E G U L AC I Ó N D E C A R ÁC T E R G E N E R A L

•En el D.S. N° 006–2006–EM se incluye el régimen de regalías para proyectos relacionados con plantas de GNL.

•Mediante el D.S. N° 039–2010–EM se define la regalía mínima, cuando el destino final del gas natural sea la exportación, como el valor promedio de la regalía del gas natural destinado al mercado interno.

exportación de gnl


I M P O RTA N C I A D E L G AS N AT U R A L E N E L B A L A N C E D E E N E RG í A D E P E R ú

51 %Participación del gas natural en la estructura de produción de energía primaria en Perú a 2014

Fuente 2005 2010 2013 2014 TACC 2005-2014 VARIACIÓN 2013-2014

Gas natural 68.808 319.276 520.696 551.184 26 % 6 %

Líquidos de gas natural 61.855 144.267 175.091 167.788 12 % (4 %)

Petróleo crudo 159.479 153.633 132.930 146.479 (1 %) 10 %

Hidroenergía 80.857 90.190 100.389 99.899 2 % (0,5 %)

Leña 77.227 102.774 81.640 81.313 1 % (0,4 %)

Carbón mineral 1.249 2.693 5.752 6.175 19 % 7 %

Otros 24.620 27.107 29.414 30.273 2 % 3 %

TOTAL 474.095 839.940 1.045.913 1.083.111 10 % 4 %

P R O D U C C I Ó N D E E N E R G Í A P R I M A R I A - T J


En el periodo 2005–2014, la producción de gas natural obtuvo el mayor crecimiento promedio anual (+26 %), entre las fuentes de energía primaria del país. Este crecimiento lo consolidó en 2014 como la fuente de energía con mayor participación en la estructura de la producción de energía primaria peruana, con 51 %, muy por delante de la segunda fuente, los líquidos de gas natural, que alcanzan solo una participación de 15 %.

Gas naturalLíquidos de gas naturalPetróleo crudoHidroenergíaLeñaOtros

Producción de energía primaria

Fuente: Ministerio de Enegía y Minas.

2014

2005

51 %

15 %

15 %

13 %

34 %

17 %

16 %14 %

9 %

8 %

3 %

5 %


Gas natural 68.008 319.276 520.696 551.184 26 % 6 %

Líquidos de gas natural 62.655 144.267 175.091 167.788 12 % (4 %)

Petróleo crudo 338.387 318.382 277.776 286.775 (2 %) 3 %

Hidroenergía 80.857 90.190 100.389 99.899 2 % (0,5 %)

Leña 77.227 102.774 81.640 81.313 1 % (0,4 %)

Carbón mineral 31.452 32.237 35.843 32.725 0,4 % (9 %)

Otros 24.620 27.107 29.414 30.273 2 % 3 %

TOTAL 683.206 1.034.233 1.220.849 1.249.956 7 % 2 %

O F E R TA I N T E R N A B R U TA D E E N E R G Í A P R I M A R I A - T J


A diferencia de la producción de energía primaria, la oferta interna de esta misma involucra en su cálculo las importaciones. Aun así, a 2014, el gas natural lidera la estructura de esta oferta con 44 %, seguido del petróleo con 23 %. Este último perdió 27 puntos porcentuales con respecto a 2005 cuando alcanzaba una participación de 50 %.

Gas naturalLíquidos de gas naturalPetróleo crudoHidroenergíaLeñaOtros

Oferta interna bruta de energía primaria


2014

2005

44 %

10 %9 %

13 %23 %

8 %8 %

11 %

12 % 50 %

7 %

5 %

g a S n a T U R a L E n p E R ÚBalance de energía de perú

p á g i n a 5 5


C i f ra s 2 0 1 5

Destino 2005 2010 2013 2014 TACC 2005-2014 VARIACIÓN 2013-2014

Mercado de exportación 0 89.159 251.768 215.100 241 % (15 %)

Generación eléctrica 44.616 131.018 150.335 175.586 16 % 17 %

Consumo final otros sectores 6.342 47.531 70.001 77.691 32 % 11 %

Consumo propio del sector 18.840 51.567 40.498 73.755 16 % 82 %

Ajuste (1.790) 1 8.094 9.052 38 % 12 %

Total 68.008 319.276 520.696 551.184 26 % 6 %

D E S T I N O D E L G A S N AT U R A L - T J


En 2014, las exportaciones continuaron siendo el principal destino del gas natural que se produce en Perú, sin embargo, estas disminuyeron un (–15 %) con respecto a 2013. En contraste, las cantidades de gas natural con destino a la generación eléctrica, al consumo final como combustible y al consumo propio del sector presentaron crecimientos por encima de 10 % con respecto al año anterior.

Mercado de exportaciónGeneración eléctricaConsumo final otros sectoresConsumo propio del sectorAjuste

Destino del gas natural


2014

2005

39 %

64 %27 %

9 %

32 %

14 %

13 %

2 %


Hidrocarburos 271.818 341.204 398.209 395.526 4 % (1 %)

Electricidad 81.821 113.692 137.734 142.917 6 % 4 %

Gas natural 6.342 47.531 70.001 77.691 32 % 11 %

Leña 22.043 82.766 77.366 77.095 15 % (0,4 %)

Carbón mineral 81.416 22.896 22.959 26.519 (12 %) 16 %

Otros 28.201 53.256 32.045 25.709 (1 %) (20 %)

Total 491.641 661.345 738.315 745.458 5 % 1 %

C O N S U M O F I N A L D E E N E R G É T I C O S - T J


Los hidrocarburos, en los cuales se agrupan los líquidos de gas natural, el petróleo y todos los derivados de este, se han mantenido como la principal fuente de energía utilizada como consumo final en la canasta energética del Perú. Su participación en la estructura del consumo final de energía varió solo dos puntos porcentuales en la última década, y alcanzó en 2014 un 53 %.

HidrocarburosElectricidadGas naturalLeñaOtros

Consumo final de energéticos


2014

2005

53 %

55 %

19 %

17 %11 %

10 %

7 %

22 %

5 %1 %

g a S n a T U R a L E n p E R ÚBalance de energía de perú


g a S n a T U R a L E n p E R ÚExploración y reservas

28

67

44 41

17 1924 25

2005 2010 2014 2015

108

313 357

539

672

796

947

414502

317

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

19.881 GpcReservas totales de gas natural en Perú a finales de 2015

Zona 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Selva 33 1.978 744 758 37 % 2 %Norte 0 1.485 0 0 0 % 0 %Central 0 304 236 74 54 % (69 %)Sur 33 190 508 684 35 % 35 %Noroeste 16 312 0 54 13 % 100 %Zócalo 5.180 5.114 1.292 5.614 1 % 334 %Total 5.229 7.405 2.036 6.427 2 % 216 %

S Í S M I C A 2 D - km

Fuente: Estadística petrolera 2015, 2014 de Perupetro.

Sísmica 2D registrada - km

Estado de pozos exploratorios

Perforación exploratoria - # de pozos

Pozos perforados - 2015


Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Fuente: Minem.

Fuente: Estadística petrolera 2015, de Perupetro.


Si se toma como referencia la cifra de sísmica 2D desarrollada en el país en la última década, se puede concluir que la mayoría de los esfuerzos de las empresas encargadas de explorar el suelo peruano en busca de hidrocarburos han cifrado sus expectativas en la zona del Zócalo.

En el transcurso de 2015, se perforaron en territorio peruano un total de 88 pozos, de los cuales, 81 se dieron en calidad de pozos en desarrollo, con el objetivo principal de aumentar la producción de los campos, razón por la cual se perforan dentro del área probada.

Productivo - cerrado Productivo - productorAbandono temporal Abandono permanenteAbandonado

Exploración Explotación

ExploratoriosConfirmatoriosDesarrollo

92 %

5 %3 %

5.229

30

11.019

2.503

5.967

7.405

5.070

1.333 1.151 2.036

6.427

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

5

89

76 6

15

97

12

4

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

20% 11%

40%

50% 38%25%

20%

44%

38%19%

25%

44%

13%19%

50%

20%

2011 2012 2013 2014 2015

Número de contratos vigentes Inversión en exploración - US$MM


En los últimos cinco años, el número de contratos vigentes para exploración de hidrocarburos en Perú presenta una clara tendencia a la baja, situacióninversa con los contratos de explotación, los cuales, aunque a un ritmo moderado, no han parado de crecer.

E x P LO R AC I ó N y R E S E RVAS

88 pozos perforados

p á g i n a 5 7


C i f ra s 2 0 1 5g a S n a T U R a L E n p E R ÚExploración y reservas

TIPO DE HIDROCARBURO Unidad 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Líquidos de gas natural MMSTB 1.374 2.378 1.265 987 (3 %) (22 %)

Gas naturalMMSTB 5.059 7.273 4.317 3.314

(4 %) (23 %)Gpc 30.357 43.638 25.900 19.881

R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L Y L Í Q U I D O S D E G A S N AT U R A L



Tipo 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Probadas 11.928 12.462 14.626 14.086 2 % (4 %)

Probables 6.817 10.622 6.445 3.825 (6 %) (41 %)

Posibles 11.612 20.554 4.830 1.971 (16 %) (59 %)

Total 30.357 43.638 25.900 19.881 (4 %) (23 %)

R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L - Gpc

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.Reservas 2015, tomadas del Libro de reservas 2015, página 4, carpeta MEM.

Dado que en Perú, los principales yacimientos de gas natural son del tipo asociados (Camisea y Aguaytía, entre otros) y la relevancia que para el sector significan tanto las reservas y recursos de gas natural seco como los líquidos de gas natural, se presenta, inicialmente, un comparativo de las reservas de estos dos tipos de hidrocarburos, para después profundizar en las de gas natural seco.

Reservas totales de gas natural - Gpc Reservas de gas natural - 2015

La reducción de las reservas totales de gas natural en 2011 se debió principalmente a una recategorización de los volúmenes estimados como reservas posibles en 2010, que en 2011 fueron considerados como recursos.

En el último año, las reservas totales disminuyeron un 23 % con respecto a 2014, debido a un descenso de las reservas probables y posibles, en las cuales se revisaron los estimados de los lotes 88, Z–1, xII y 56.

05.000

10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.00050.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

SelvaSierraCosta


Costa norte y Zócalo549 gpc2,8 %

Selva Sur19.007 gpc95,6 %

Selva Central324 gpc1,6 %


TIPO 2015 Participación

Reservas 19.881 23 %

Contingentes 6.247 7 %

Prospectivos 60.248 70 %

Total 86.376 100 %

R E S E R VA S Y R E C U R S O S D E G A S N AT U R A L - Gpc


g a S n a T U R a L E n p E R Úproducción

P RO D U CC I ó N 1.732 MMpcdProducción total de gas natural en Perú durante 2015


Selva 513 1.236 1.685 1.567 12 % (7 %)

Noroeste 31 46 63 117 14 % 87 %

Zócalo 65 74 104 48 (3 %) (54 %)

Total 609 1.356 1.852 1.732 11 % (6 %)

P R O D U C C I Ó N T O TA L D E G A S N AT U R A L - MMpcd

Fuente: Perupetro, Balance de energía 2015, Osinergmin.

En la última década, la producción de gas natural del país con un TACCde 11 %, estuvo cerca de triplicar la cifra inicial de 2005. El leve descenso en la producción de 2015 está motivado en la disminución de las exportaciones de GNL. Pluspetrol, consorcio a cargo de la explotación de los lotes 88 y 56 de Camisea, en la zona Selva Sur, lidera la producción de gas natural en Perú con un 83 %.

Se define producción fiscalizada como el gas natural proveniente de determinada área, producido y medido bajo términos y condiciones acordadas en cada contrato celebrado por Perupetro S. A. y las empresas contratistas. En 2015, esta producción fue un 70 % de la producción total del país. En la actualidad, existe una concentración total en la producción fiscalizada de gas natural en Perú, en cabeza de Pluspetrol y originada en la Selva Sur del país, más concretamente en Camisea.

PluspetrolRepsolOlimpicOtras empresas

Producción de gas natural - 2015

Fuente: Perupetro.

Fuente: Perupetro.


Selva 120 669 1.214 1.164 77 % (4 %)

Noroeste 17 20 31 39 23 % 24 %

Zócalo 10 11 6 6 20 % 9 %

Total 147 700 1.250 1.209 69 % (3 %)

P R O D U C C I Ó N F I S C A L I Z A D A D E G A S N AT U R A L - MMpcd


PluspetrolRepsolAguaytíaOtras empresas

SelvaNoroesteZócalo

Producción fiscalizada - 2015


83 %

89 %

9 %

4 %1 % 3 % 0,5 %

4 %4 %

6 %

Producción fiscalizada - 2015

96 %

p á g i n a 5 9


C i f ra s 2 0 1 5g a S n a T U R a L E n p E R ÚRatio R/p

Reservas totales Reservas probadas Producción Factor R/P

Esta empresa, filial del grupo argentino Pluspetrol S. A., dedicada a la explotación de reservas de petróleo y de gas y a su posterior producción, hace parte del consorcio al que se adjudicó en el 2000, la explotación de los yacimientos de Camisea, Lote 88 y plantas de tratamiento, con una participación en este consorcio de 36 %, además de ser el operador de dicha concesión. Pluspetrol S.A. opera bajo las directrices de su propietario final, Pluspetrol Resources Corporation N.V, empresa holandesa con participación activa en el negocio de exploración, desarrollo, producción y distribución de electricidad, petróleo y gas natural.


Reservas probadasTpc 11,9 12,5 14,6 14,1

2 % (4 %)Gpc 11.928 12.462 14.626 14.086

Reservas totalesTpc 30,4 43,6 25,9 19,9

(4 %) (23 %)Gpc 30.357 43.638 25.900 19.881

Producción totalMMpcd 609 1.356 1.852 1.732

11 % (6 %)Gpc 222 495 676 632

Factor R/P AñosProbadas 53,6 25,2 21,6 22,3 (8 %) 3,0 %

Totales 136,5 88,2 38,3 31,5 (14 %) (18 %)

R AT I O R / P



100 %

Pluspetrol Perú

Ratio R/P - Reservas totales (años)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

- 5.000

10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000

2005 2010 2014 2015

Gpc Años

Pluspetrol ResourcesCorporation

Participación accionaria PluspetrolPerú - 2015

Fuente: GNF.

Con el notable incremento de la producción del gas natural en la última década en el país, es lógico que haya un descenso en el número de años del ratio R/P, sin embargo, 22,3 años en el ratio R/P de reservas probadas y 31,5 años en el ratio R/P de reservas totales son cifras que entregan mucha tranquilidad respecto al suministro de gas para el Perú.

Adicionalmente, el Minem, en el Libro anual de reservas de hidrocarburos – 2015, estima que las reservas probadas de gas podrían incrementarse en los próximos años debido a la declaración comercial de las reservas del Lote 58, donde se descubrió potencial de gas natural en las estructuras Urubumba, Picha, Taini y Paratori.


256 US$MMRegalías generadas por el sector gas natural a las arcas del Estado peruano en 2015.

Hidrocarburo 2010 2014 2015 TACC 2010-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Petróleo 526.347 584.160 204.127 (17 %) (65 %)

LGN 699.819 806.044 305.651 (15 %) (62 %)

Gas natural 164.359 300.421 255.953 9 % (15 %)

Condensados 6 0 1 (26 %) 100 %

TOTAL 1,390,531 1,690,625 765,733 (11 %) (55 %)

R E G A L Í A S - Miles de US$

Fuente: Perupetro.

En el último lustro, las regalías producto del gas natural, incrementaron su participación en el total de regalías por hidrocarburos en el país, al pasar de 12 % a un 33 %.

En términos generales, en el último año, las regalías por hidrocarburos en el Perú se vieron afectadas por el notable descenso en los precios internacionales de estos commodities.

Gas naturalOtros hidrocarburos

LicenciaServicios

Regalías por hidrocarburo Regalías por tipo de contrato -2015

Fuente: Perupetro. Fuente: Perupetro.

Contrato Lote 2010 2014 2015 TACC 2010-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Licencia

II 18 294 419 87 % 42 %

VII / VI 267 335 477 12 % 42 %

x 4.949 2.641 2.862 (10 %) 8 %

xIII 391 1.788 1.876 37 % 5 %

31-C 15.216 12.804 14.426 (1 %) 13 %

56 54.129 89.721 34.951 (8 %) (61 %)

57 0 1.613 1.444 NA (10 %)

88 86.965 187.867 196.219 18 % 4 %

ServiciosI 535 2.075 1.707 26 % (18 %)

Z-2B 1.868 1.285 1.573 (3 %) 22 %

TOTAL 164.339 300.421 255.953 9 % (15 %)

R E G A L Í A S D E G A S N AT U R A L - Miles de US$

Fuente: Perupetro

33 %

88 % 12 %

99 %67 %

1 %

En el 2015, el Lote 88, perteneciente al yacimiento de Camisea, fue el responsable de un 77 % de la generación de las regalías de gas natural en el país, seguido por el Lote 56, en el mismo yacimiento, con un aporte al total de las regalías de 14 %.

2015

2010

g a S n a T U R a L E n p E R ÚRegalías

p á g i n a 6 1


C i f ra s 2 0 1 5g a S n a T U R a L E n p E R ÚTransporte de gas por ductos

1.458 kmDuctos de transporte de gas natural en Perú.

Se pretende mostrar en esta sección el escenario actual del subsector de transporte de gas natural del país, inicialmente presentando los ductos existentes, el volumen transportado y las empresas con infraestructura de transporte.

Por último, mostrar los proyectos en curso, con los que se espera adecuar el sistema de transporte de gas natural del país de cara a la creciente demanda y a los planes de masificación existentes.

EMPRESA PROPIETARIA DEL DUCTO Origen Destino Longitud km Capacidad - MMpcd

TGP

Ducto principal Camisea Lurín 729655

Loop Costa 1a etapa Pampa Melchorita Chilca 105

Perú LNG Chiquintirca Pampa Melchorita 408 677

Ductos de uso propio

Perú LNG Pampa Melchorita Pampa Melchorita 1.2

Aguaytía Energy Curimaná Padre Abad y Pucallpa 174 55

Pluspetrol Humay Pisco 40 35

Total 1,458

D U C T O S D E T R A N S P O R T E D E G A S N AT U R A L - 2 0 1 5

Fuente: Plan Energético Nacional 2014 - 2025, TGP, Osinergmin.

T R A N S P O RT E D E G AS P O R D U C TO S

Sistema de transporte en operaciónLos ductos de transporte de gas natural no presentaron variación en los últimos cinco años en cuanto a su longitud (km), sin embargo, a través de ajustes en sus sistemas y otras adecuaciones sí se amplió su capacidad en varios de estos.

El descenso en el volumen de gas transportado en el último año (–6 %), tiene su origen, exclusivamente, en la disminución de las exportaciones de GNL, toda vez que el gas transportado para consumo interno se mantuvo en cifras similares a las del año anterior.

Ducto 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Camisea - consumo interno 81 368 573 572 22 % (0.3 %)

Camisea - Pampa Melchorita 0 258 594 524 15 % (12 %)

Curimaná - Neshuya - CT Aguaytía 42 27 15 17 (9 %) 16 %

Total 123 654 1.182 1.113 25 % (6 %)

V O L U M E N D E G A S T R A N S P O R TA D O T O TA L PA Í S - MMpcd

Fuente: Osinergmin.

Pampa MelchoritaLurínChilca - EnesurKallpaChilca - Fenix PowerOtras entregas

Generadores eléctricosDistribuidoresIndustriales

Volumen entregado de gas natural - 2015 Volumen transportado por TGP para consumo interno

Fuente: Osinergmin. Fuente: TGP.

48 %5 %6 %

8 %

9 %

24 %

64 %

75 %19 %

29 %7 %

6 %

2015

2005


920 MMpcdCapacidad actual del Ducto principal de TGP que va de Camisea a Lurín en Lima

Transportadora de Gas del Perú (TGP)TGP se creó a principios de 2000, con el propósito de cumplir con las obligaciones derivadas del contrato de concesión de transporte por ductos de gas natural y líquidos de gas natural desde los yacimientos de Camisea hasta el city gate en Lima.

La infraestructura inicial se construyó entre 2002 y 2004, año en que se iniciaron las operaciones de la empresa. Se construyó un ducto de 557 km para los líquidos de gas natural hasta la planta de fraccionamiento en Pisco, y otro de 729 km para el gas natural desde Camisea hasta el city gate en Lurín. A esto último se sumó, durante 2009, la construcción de la planta compresora de Chiquintirca en el sector Sierra y el Loop Costa I, que consistió en la construcción de un ducto adicional de 105 km de largo y 24” de diámetro, que va en paralelo al ducto original.

A 2010, el sistema, contaba con cuatro estaciones de bombeo, compuestas por tres bombas cada una. En 2011 y 2012, se adicionaron tres bombas más y a principios de septiembre de 2016 se inauguró una nueva planta compresora, ‘Kámani’, localizada en Echarate (Cusco), que permitió aumentar en 50 % la capacidad del ducto de TGP, llegando a 920 MMpcd. Este sistema es operado y mantenido por la Compañía Operadora de Gas del Amazonas –Coga–, propiedad de Graña y Montero, Enagás Internacional, Carmen Corporation y Tecgas.

Enagás InternacionalTecgas CamiseaSipco Perú Pipelines CorporationCarmen CorporationInternational PowerLa Habanera

Participación accionaria TGP - 2015

Aspectos relevantes del contrato

Ubicación del gasoducto

Fuente: Equilibrium Calificadora de Riesgo S.A.Fuente: TGP.

Fuente: Osinergmin, TGP.

Fecha deadjudicación

Inversión estimada

Puesta en operación ducto

20 DE AGOSTO DE 2004

Planta compresoraChiquintirca

15 DE DICIEMBRE DE 2009

Firma decontrato

Operador estratégico

calificado

Plazo de laconcesión

OCTUBRE DE 2000

1.300 US$MM


TECGAS

33 AÑOS

Ducto Incrementos Acumulada Año

Ducto inicial 314 2004

Loop Costa 1º Etapa 66 380 2010

Estación compresora Chiquintirca 70 450 2010Acuerdo para el incremento y uso de la capacidad de transporte del ducto principal con la empresa Perú - LNG 80 530 2010

Ajuste del sistema y adecuación de condicionesoperativas temporarias 125 655 2014

Estación compresora Kámani 265 920 2016

C A PA C I D A D H I S T Ó R I C A D U C T O P R I N C I PA L D E T G P - MMpcd

Lima

Ayacucho

Huancavelica

Planta MalvinasCity Gate Lurín

Camisea

Estación Chiquirtinca

26 %

24 %

21 %

14 %

8 %7 %

g a S n a T U R a L E n p E R ÚTransporte de gas por ductos

p á g i n a 6 3


C i f ra s 2 0 1 5

408 kmLongitud del gasoducto de PerúLNG que va desde Chiquintircahasta Pampa Melchorita

Esta empresa, constituida a principios de 2003 para desarrollar el proyecto de exportación del gas de Camisea utilizando la tecnología de GNL, cuenta entre sus activos con una planta de licuefacción, unas instalaciones marítimas para el atraque y cargue de los buques metaneros y un gasoducto a través del cual se lleva el gas natural hasta la planta de licuefacción. Por esto último, se presenta a Perú LNG en esta sección de empresas con activos en el sector de transporte de gas natural.

El ducto de Perú LNG tiene una longitud de 408 km y 34“ de diámetro, y conecta la planta de GNL, en Pampa Melchorita, con el gasoducto de propiedad de TGP. De esta manera, el gas natural proveniente del Lote 56 de Camisea es transportado primero a través de un tramo del gasoducto de TGP (el que va desde la planta de Malvinas hasta la progresiva KP 211 del sistema de TGP, en la planta compresora de Chiquintirca), y luego a través del gasoducto de Perú LNG hasta su planta de licuefacción en Pampa Melchorita.

Adicionalmente, esta empresa cuenta con un pequeño ducto, enmarcado en la clasificación de ‘ducto para uso propio’, el cual se define como aquel utilizado para transportar hidrocarburos de propiedad del titular del ducto entre dos instalaciones de hidrocarburos sobre las cuales tenga la condición de operador. Este ducto conecta el sistema de TGP con la entrada a la planta de licuefacción, tiene una longitud de 1,15 km y 10” de diámetro, e inicialmente se utilizó para transportar el gas natural a la planta de licuefacción en la etapa de su construcción. Sin embargo, en la actualidad, estando la planta en operación, el ducto quedó fuera de servicio.

Camisea LNG Company y Perú Hunt LNG Funding Company son subsidiarias de Hunt Oil Company, una de las compañías privadas de petróleo y gas más grandes de Estados Unidos. Esta multinacional norteamericana cuenta con 50 % de participación indirecta de Perú LNG.

Camisea LNG CompanyPerú Hunt LNG Funding CompanySK InnovationShell Gas BVMarubeni LNG Development

Perú LNGUbicación del gasoducto

Participación accionaria Perú LNG - 2015

Fuente: Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.Nota: Perú LNG LLC, es el dueño del 100% de manera directa e indirecta de Perú LNG.


Lima

Ayacucho

Huancavelica

Planta MalvinasCity Gate Lurín

Planta PampaMelchorita

Camisea

Estación Chiquirtinca

40 %

20 %

20 %

10 % 10 %

Perú LNG



174,3 kmLongitud acumulada de los tres ductos de Aguaytía clasificados para uso propio

Aguaytía Energy del Perú

La empresa Aguaytía Energy del Perú explota el gas natural extraído del Lote 31–C, en la provincia de Pucallpa, departamento de Ucayali. Esta operación la adquirió a mediados de 1996 mediante una modificatoria del contrato de licencia que firmó la empresa Maple Gas en 1994 por un periodo de concesión de treinta años.

El gas extraído es tratado en la planta de Curimaná, en donde es separado en líquidos de gas natural y gas natural seco, una producción promedio de 4.400 Bl de LGN diarios y 56 MMpcd de gas natural seco. El LGNes transportado a la planta de fraccionamiento de Pucallpa, donde se transforma en productos comerciales.

Por su parte, el gas natural es transportado hacia dos destinos para usar como combustible: la planta de generación eléctrica de Aguaytía y la planta de fraccionamiento de Pucallpa, ambas pertenecientes al grupo Aguaytía, razón por la cual estos ductos son calificados como gasoductos para uso propio.

Los accionistas indirectos de Aguaytía Energy del Perú son las subsidiarias de Duke Energy International Company; El Paso Energy International Company; Dynegy (Illinova Generating Company); Scudder Latin American Power Fund; Pennsylvania Power & Light (PP&L) Global, LLC y The Maple Gas Corporation.

Pluspetrol Perú

Pluspetrol, en el desarrollo del proyecto Camisea, en lo que respecta a transporte de gas natural instaló y viene operando el ducto principal que va desde Humay hasta la playa Lobería en Pisco. Este ducto, que tiene 40,4 km de longitud, 8” de diámetro y cuenta con una capacidad de diseño de 35 MMpcd, entrega combustible a la planta de fraccionamiento de su misma propiedad.

Adicionalmente, a través de este ducto suministra gas natural a las empresas de la Corporación Minsur y a la empresa Aceros Arequipa S. A.

Fuente: Osinergmin.

Fuente: Osinergmin.

Tramo Diámetro - pulgadas Longitud - km

Planta de separación de CurimanáEstación Neshuya 12" 39.3

Estación NeshuyaPlanta de fraccionamiento de Pucallpa 6" 49.5

Estación NeshuyaCentral térmica Aguaytía 10" 85.5

Total 174.3

D U C T O S D E T R A N S P O R T E D E G A S N AT U R A L - 2015

Perú Energy Holdings LLCAguaytía Energy LLC

Participación accionaria Aguaytía Energy del Perú - 2015

97 %

3 %


p á g i n a 6 5


C i f ra s 2 0 1 5

1.075 kmLongitud, aproximada, proyectada del gasoducto Sur Peruano previsto para inicios de 2018

Mejoras a la seguridad energética del país y desarrollo del gasoducto Sur Peruano

A mediados de 2014, el Estado peruano firmó el contrato de concesión del proyecto ‘Mejoras a la seguridad energética del país y desarrollo del gasoducto Sur Peruano’, con la empresa Gasoducto Sur Peruano S. A. –GSP–.

Este proyecto consta de un sistema de ductos cuyo objetivo es dar redundancia al actual sistema de transporte de hidrocarburos y, por ende, mayor confiabilidad en dicho sistema, además de transportar gas natural y líquidos asociados al sur del Perú. Su trayectoria comienza en la selva peruana, atraviesa la sierra y concluye en la costa sur del país abarcando seis departamentos.

Contractualmente, GSP es responsable del diseño, financiamiento, construcción, suministro de bienes y servicios, explotación de los bienes de la concesión, operación, mantenimiento y transferencia de estos al Estado, al término del plazo del contrato, que es de 34 años.

Según el diario especializado Gestión, Odebrecht, en septiembre 6 de 2016, culminó la venta de su paquete accionario, que a la fecha ascendía a 55 %(inicialmente había cedido un 20 % a Graña y Montero)al consorcio que integran las firmas Sempra y Techint, siendo un 50 % de participación accionaria para la primera y el 5 % restante para Tecpetrol (filial de Techint). El 100 % de participación se completa con la española Enagás la cual mantiene su 25 % de participación inicial en el consorcio.

Fuente: Osinergmin. Fuente: Osinergmin.

Fuente: documento “Informe Osinergmin 2014 II Semestre”, Osinergmin.

Odebrecht (participación en negociación)Enagás

TGPPerú LNGGasoducto Sur Peruano

Participación accionaria Operador solicitante

Proyecto Gasoducto Sur Peruano

P ROy E C TO S

Humay

CamiseaMalvinas

Quillabamba

CuscoAntaPuno

MollendoArequipa

Moquegua

Ilo Tacna

75 %25 %



Inversión estimada

Fecha inicialprevista de entrada

en operación comercial

MARZO DE 2018

Solicitud de aprobación del

Manual de Diseño

Operadoressolicitantes


30 DE JUNIODE 2014

7.328 US$MM


ODEBRECHT Y ENAGÁS

34 AÑOS

g a S n a T U R a L E n p E R Úproyectos


De la troncal del Gasoducto Sur Peruano derivan los gasoductos secundarios que van hacia Quillabamba y hacia las provincias de Anta y Cusco, en la región Cusco, así como la derivación a la central térmica de Mollendo. De esta troncal del GSP también saldrán los regionales, que van hacia los departamentos de Apurímac, Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna.

Este proyecto, en cabeza de la empresa TGP, es la culminación del proyecto ‘Loop Costa’, el cual se inició en 2009. Desde sus comienzos se decidió ejecutar en dos partes. Básicamente, su propósito es atender una demanda creciente en el corto plazo en Lima, para la cual no se da abasto con las capacidades que maneja el sistema actual de TGP.

Entre los avances de este proyecto, reportados por la concesionaria a Osinergmin a agosto 31 de 2015, se encontraban un 100 % de la ingeniería de detalle y un 77,5 % en lo que respecta a trabajos de construcción e instalación. En el desarrollo de este proyecto, se presentaron algunos conflictos sociales en la provincia de La Convención, los cuales, de reanudarse, podrían generar un impacto significativo en el programa de ejecución de la obra.

Fuente: Osinergmin, Gasoducto Sur Peruano S.A.

Fuente: Osinergmin.

Fuente: Osinergmin.

TIPO DE DUCTOS Longitud (km)

Ducto de 32" 792.9

Ducto de 24" 148.4

Ducto de 14" 133.8

Total ductos 1.075,1

DUCTOS Longitud - km Diámetro - pulgadas

Malvinas - Punto de conexión 83,5 32

Punto de conexión - Derivación Quillabamba 74,232

Derivación Quillabamba - Derivación Cusco 144,7

Derivación Cusco - Derivación Mollendo 490,5 32

Derivación Mollendo - Central térmica Ilo 148,4 24

Derivación Quillabamba - City gate Quillabamba 46,9 14

Derivación Cusco - City gate Cusco 57 14

Derivación Anta - City gate Anta 3 14

Derivación Mollendo - Central térmica Mollendo 26,9 24

Total 1.075, 1

ESTACIONES Y OTROS Cantidad

Punto de conexión con ducto principal de TGP 1

Estación de compresión de 90.000 hp 1

City Gates 3

Estaciones de medición 7

I N F R A E S T R U C T U R A D E L G A S O D U C T O S U R P E R U A N O

L O N G I T U D E S Y D I Á M E T R O S D E L O S D U C T O S

Inicio de construcción: julio de 2015

Fin de construcción: marzo de 2016

Entrada en operación: septiembre 6 de 2016

Inversión estimada: US$ 30 MM

Interconexión: con Loop Costa I, en la estación de Chilca

Longitud: 30 km

Diámetro: 24 pulgadas

Objetivo: aumentar la capacidad de transporte en tramos finales a 920 MMpcd.

Loop Costa II


La construcción de este proyecto implica por sí misma enormes desafíos en lo que respecta a su logística, toda vez que más de un 50 % de su trazado se dará por encima de los 3.000 msnm, y llegará a alanzar una altura máxima de 4.890 msnm.

GSP comunicó a Osinergmin el inicio de la construcción del tramo Malvinas hasta el punto de conexión con el ducto principal de TGP el 21 de mayo de 2015.

p á g i n a 6 7


C i f ra s 2 0 1 5

TGP, en concordancia con el ‘Loop Costa II’, proyecta la instalación de la nueva planta de compresión de gas natural ‘Kámani’, cuyo objetivo es incrementar la capacidad del ducto principal de TGP en unos 310 MMpcd adicionales.

Este proyecto, al igual que los dos anteriores detallados, se encuentra en cabeza de TGP, y contempla, básicamente, una derivación y el tendido de un gasoducto que conectará el ducto principal de TGP con la ciudad de Ayacucho.

Fuente: Osinergmin.

Inicio de construcción: septiembre de 2013

Fin de construcción: marzo de 2016

Entrada en operación: septiembre 6 de 2016

Inversión estimada: US$ 209 MM

Localización: localidad de Cigakiato, distrito de Echarate, provincia de la Convención, departamento de Cusco.

Planta: consta de 4 turbocompresores que aumentarán la capacidad de transporte de gas natural en 310 MMpcd

Planta compresora KP 127

Fuente: Osinergmin.

Longitud: 18,33 km

Diámetro: 14 pulgadas

Inicio de construcción: 2º semestre de 2015

Fin de construcción: diciembre de 2015

Inversión estimada: US$ 21,23 MM

Localización: yantapacha, en el distrito de Chiara, provincia de Huamanga, región Ayacucho.

Gasoducto de derivación principal a Ayacucho

Fuente: TGP, Osinerming.

TGPPerú LNGGasoducto Sur Peruano

Ductos de transporte de gas natural

2015

Camisea

Cusco

Arequipa

Puno

Moquegua

Ilo Tacna

City Gate Lurín

Lima


Ayacucho

EstaciónChiquirtinca

Camisea

Planta Malvinas

City Gate Lurín

Lima


Huancavelica

TGPPerú LNG

Proyectada

TGP estimaba la concreción de este proyecto para finales de 2015, sin embargo, demoras en la aprobación del proyecto de rescate arqueológico por parte del Ministerio de Cultura y conflictos sociales con la comunidad Pinao – yantapacha, llevaron a los contratistas a paralizar las obras hasta una fecha por definir.


g a S n a T U R a L E n p E R ÚDistribución y comercialización


# Distrito

2005Se conectó el primer usuario residencial de gas natural en el distrito capital de Lima.

Cálidda: Lima y Callao, las primeras 300.000 conexiones y sus previsiones a 2020

En mayo de 2002, TGP cedió la posición contractual de la concesión de distribución de gas natural de Lima y Callao a la compañía belga Tractebel. Esta empresa, filial del grupo francés Suez, creó en Perú la empresa Gas Natural de Lima y Callao S. A., hoy denominada Cálidda.

Esta distribuidora arrancó su operación comercial en 2004, inicialmente con siete grandes clientes (generadoras eléctricas y gran industria), y un año después, el 9 de marzo de 2005, conectó su primer cliente residencial en la ciudad de Lima, Rosa Arroyo, en la municipalidad de Cercado de Lima.


Presencia de Cálidda en los distritos de Lima – Diciembre 2015

Fecha deadjudicación a TGP

Inversión estimada

Puesta en operación comercial

20 DE AGOSTO DE 2004

Cesión de TGP de la concesión

Operadorcalificado


OCTUBRE DE 2000

247 US$MM

MAYO DE 2002

GAS NATURAL DE LIMA Y CALLAO

CÁLIDDA

33 AÑOS

D I S T R I B U C I ó N y CO M E RC I A L I Z AC I ó N : L A E VO LU C I ó N D E L M E RC A D O

Fuente: documento “Sistema de distribución de gas natural en Lima y Callao”, Osinergmin.

Fuente: Cálidda.

# Distrito1 Ventanilla2 Puente Piedra3 Comas4 Los Olivos 5 San Martín de Porres6 Cercado de Callao7 Independencia 8 Rímac9 Bellavista

10 La Perla11 San Miguel12 Pueblo Libre13 Jesus María

Lima

Residencial Industrial

Gasoducto de gas natural Expansión red principal

10 11 12 13

14

15

17

18

19

20

1 2

3

45

6

9

7

821

22

24 25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

16 23

37

38 39

City GateLurín

14 Cercado de Lima15 Lince16 Breña17 La Victoria18 Miraflores19 El Agustino20 San Juan de Lurigancho21 Santa Anita22 Lurigancho23 San Luis24 San Borja25 Surquillo26 Barranco

27 Cieneguilla28 San Juan de Miraflores29 Chorrillos30 Villa el Salvador31 Villa Maria del Triunfo32 Pacha Camac33 Lurín34 La Molina35 Ate36 San Antonio37 Chiclayo38 Magdalena39 Surco

# Distrito

En abril de 2010, teniendo en cuenta que en el contrato de concesión inicial no se estipuló ningún tipo de compromiso en lo que respecta al número de clientes efectivamente conectados en el plazo de la concesión, el Minem, mediante la R.S. 037–2010–EM, aprobó una adenda al contrato BOOT de esta concesión legislando al respecto. A continuación, se muestra el requerimiento adicional impuesto a Cálidda y el cumplimiento de este por parte de la concesionaria.

g a S n a T U R a L E n p E R ÚDistribución y comercialización p á g i n a 6 9


C i f ra s 2 0 1 5

A mediados de 2015, once años después de la puesta en marcha de su operación comercial, Cálidda alcanzó la cifra de 300.000 clientes conectados al servicio de gas natural por ductos.

Actualmente, dos de los principales grupos económicos de Colombia, con total experiencia en el sector gas y eléctrico de este país, Grupo Energía de Bogotá –EEB– y Promigas, son los dos accionistas de esta distribuidora de gas natural.

En los últimos dos años, 2014–2015, Cálidda conectó una cifra cercana a los 181.000 clientes, cantidad que supera por más de 17.000 conexiones, el número de clientes conectados que había alcanzado esta distribuidora en sus primeros ocho años de operación, 2005–2013, 164.000 conexiones.

En lo que respecta a los clientes diferentes a residenciales y comerciales, entre 2010 y 2015 Cálidda conectó cinco plantas térmicas, 148 clientes industriales y 89 EDS de GNV, estos últimos, en gran parte, responsables del significativo incremento en los volúmenes de gas vendido por la distribuidora.

AÑO Consumidores por año contrato BOOT Ejecutado sin promoción Ejecutado con promoción

Primer año (6 mayo 2010 - 5 mayo 2011) 12.000 3.482 16.149

Segundo año (6 mayo 2011 - 5 mayo 2012) 15.000 2.831 32.633

Tercer año (6 mayo 2012 - 5 mayo 2013) 18.000 2.975 37.734

Cuarto año (6 mayo 2013 - 5 mayo 2014) 21.000 4.970 71.477

Quinto año (6 mayo 2014 - 5 mayo 2015) 25.000 2.728 36.928

Total 91.000 16.986 194.921

C L I E N T E S E F E C T I VA M E N T E C O N E C TA D O S

Sector 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Residencial y comercial 1.717 34.619 254.280 344.380 58 % 35 %

Industrial 71 360 489 508 7 % 4 %

GNV 2 143 220 232 10 % 5 %

Generación eléctrica 2 11 16 16 8 % 0 %

Total 1.792 35.133 255.005 345.136 58 % 35 %

C L I E N T E S D E G A S N AT U R A L

Fuente: Investors Reports 2015, Cálidda, Osinergmin.

Fuente: Osinergmin.

Fuente: Cálidda.

EEBPromigas

Participación accionaria Cálidda - 2015

60 %40 %



A 2015, en lo que respecta al sector residencial y comercial, Cálidda tiene operaciones en 18 de los 49 distritos de ciudad de Lima y Callao, para un 37 % en términos de cubrimiento de sus distritos. Esta misma cobertura para el sector industrial y el GNV es mucho mayor, pues supera el 70 % con un poco más de 35 distritos operados.

El ratio de penetración (conexiones / usuarios frente a red) de Cálidda se ha venido incrementando en los últimos siete años. Lo anterior, basado en la estrategia comercial implementada de focalizarse en distritos con bajos recursos, donde el ahorro producido por el uso del gas natural frente a otros combustibles alternativos es más apreciado.

Cálidda proyecta llegar al medio millón de conexiones en el transcurso de 2017, y para concretar el millón de conexiones estima que se tomaría cuatro años más, en 2021, cuando lograría un ratio de penetración en su zona de influencia por encima de 80 %.

En el último lustro, en términos porcentuales, el sector de mayor crecimiento en consumo de gas natural vendido por Cálidda es el residencial y comercial con un TACC de 42 %, sin embargo, en términos absolutos, es el sector de la generación eléctrica, con un crecimiento de 328 MMpcd en estos cinco años, sobre el que se ha sustentado el crecimiento del gas vendido por la distribuidora.

El volumen de gas natural que se distribuye a los usuarios se encuentra clasificado por categorías. Se presenta en el gráfico el consumo promedio de los años 2014 y 2015 para cuatro de las quince categorías tarifarias, así: residencial (hasta 30 m3), comercial (300 – 17.500 m3), industrial menor (17.501 – 300.000 m3) e industrial mayor(300.001 – 900.000 m3).

Sector 2010 2014 2015 TACC 2010-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Generación eléctrica 193 504 521 22 % 3 %

Industrial 76 109 108 7 % (1 %)

GNV 32 61 62 14 % 2 %

Residencial y comercial 1,3 5,8 7,5 42 % 29 %Total 302 680 699 18 % 3 %

V E N TA S D E G A S N AT U R A L - MMpcd

Fuente: Investors Reports 2015, Cálidda.

Fuente: Investors Reports 2015, Cálidda.

Fuente: Documento “Cálidda resultados históricos y proyecciones” e “Investors Reports 2015”. Fuente: Documento “Cálidda resultados históricos y proyecciones” e “Investors Reports 2015”.

Generación eléctricaIndustrialGNVResidencial y comercial

Usuarios frente a red Conexiones Cobertura

Usuarios frente a red Conexiones

Ventas de gas natural - 2015

Ratio de penetración Proyecciones de conexiones y usuarios frente a red

75 %

15 %

9 %

1 %

13 % 16 %20 %

28 %

37 %43 %

49 %55 % 57 %

- 100 200 300 400 500 600 700

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Cifras en miles

708834

9491.058

1.156

442563

685806

927

2016 2017 2018 2019 2020

Fuente: Osinergmin.

Categoría 2014 2015

Residencial 16,4 16,0

Comercial 807 385

Industrial menor 78.731 74.142

Industrial mayor 431.426 430.137

C O N S U M O P R O M E D I O P O R S E C T O R - m3/mes



C i f ra s 2 0 1 5

36.887Usuarios conectados por Contugas a diciembre de 2015

Contugas: la concesión de distribución en el departamento de Ica

En marzo de 2009, mediante la firma de un contrato BOOT por un periodo de treinta años, Minem adjudicó la concesión de la distribución y comercialización de gas natural en el departamento de Ica a la empresa Congas. Esta empresa, filial del grupo colombiano Energía de Bogotá, un par de años más tarde pasaría a denominarse Contugas.

Contugas arrancó su operación comercial, propiamente, a mediados de 2014, en las localidades de Chincha, Ica, Nasca y Marcona. Inicialmente, en 2011, contó con permiso especial para la provincia de Pisco (‘Programa de instalación de facilidades de conexión y redes de suministro de gas natural’), concedido después del terremoto de 2007.

A finales de 2015, en su primer año completo de operación, Contugas alcanzó una cifra cercana a los 37.000 clientes habilitados, entre residenciales y comerciales, y, además, conectó 52 clientes industriales.

Actualmente, dos empresas, Transportadora de Gas del Interior –TGI– y Empresa de Energía de Bogotá –EEB–, pertenecientes ambas al Grupo de Energía de Bogotá, son los dos accionistas de esta distribuidora de gas natural.

Fuente: Contugas.

Fuente: Osinergmin.

Fuente: documento “Sistema de distribución de gas natural por red de ductos en el departamento de ICA”, Osinergmin.

EEBTGI

Participación accionaria Contugas - 2015

Red de ductos de distribución de gas natural en Ica

68 %32 %



Inversión estimada

Puesta enoperación comercial

30 DE ABRILDE 2014

Firmacontrato

Operadorescalificado


25 DE ABRILDE 2008

325,5 US$MM

7 DE MARZODE 2009

TRANSPORTE DE GAS DEL

INTERIOR S.A. ESP

30 AÑOS

Ica

Chincha

Pisco Humay

IcaNasca

Marcona

Ayacucho

Huancavelica

Lima

Arequipa



A finales de abril de 2015, Contugas alcanzó la cifra de 33.624 habilitaciones, gracias a lo cual cumplió con lo establecido en el plan mínimo de cobertura para 2015, que era de 31.625 habilitaciones.

Adicionalmente, el cumplimiento establecido para 2016 (35,825 habilitaciones acumuladas) fue alcanzado a finales de octubre de 2015, según lo manifiesta la empresa en su ‘Informe de Gestión Sostenible – 2015’.

En total, el plan mínimo de cobertura estipula que Contugas debe llegar a por lo menos a 50.000 usuarios al final de 2020 en el departamento de Ica, para cumplir con las cantidades mínimas establecidas en cada una de las localidades.

Aproximadamente, el 50 % de los usuarios conectados por Contugas en el departamento de Ica pertenecen a su capital, Ica. En segunda instancia, aparecen las localidades de Chincha y Pisco, que entre las dos alcanzan un 42 % del total de conectados y, por último, con una participación conjunta de 9 %, se encuentran Nasca y Marcona, localidades pequeñas que cuentan con menos de 50.000 habitantes, entre las dos.

A finales de 2015, al contrastar los usuarios habilitados en las cinco localidades del departamento de Ica con las cifras estipuladas para cada una de estas en el plan mínimo de cobertura, se observan cumplimientos superiores al 100 % en cada una de las localidades.

El volumen de gas facturado por Contugas en 2015 refleja un número de 34.571 clientes facturados, dentro de los que destacan los generadores eléctricos a base de gas natural, Egasa y Egesur, que hacen parte de los 52 grandes clientes que la empresa tenía habilitados a diciembre de 2015. Estos dos generadores presentaron un consumo de 20 MMpcd, es decir, el 69 % del volumen facturado en ese mismmo año.

LOCALIDADES Año 2015 Año 2016 Año 2017 Año 2018 Año 2019 Año 2020 TOTAL

Ica 14.902 1.979 1.979 1.979 1.979 740 23.558

Chincha 7.577 1.007 1.007 1.007 1.007 378 11.983

Pisco 6.493 862 862 862 862 324 10.265

Marcona 1.596 212 212 212 212 80 2.524

Nasca 1.057 140 140 140 140 53 1.670

Total 31.625 4.200 4.200 4.200 4.200 1.575 50.000

P L A N M Í N I M O D E C O B E R T U R A D E L C O N T R AT O D E C O N C E S I Ó N

LOCALIDADES 2011 2012 2013 2014 2015 TACC 2011-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Ica 0 0 0 15.718 18.194 16 % 16 %

Chincha 0 0 4.006 7.369 8.214 43 % 11 %

Pisco 4 1.600 3.659 4.937 7.245 552 % 47 %

Marcona 0 0 0 0 1.816 NA 100 %

Nasca 0 0 0 1.138 1.418 25 % 25 %

Total 4 1.600 7.665 29.162 36.887 880 % 26 %

U S U A R I O S R E S I D E N C I A L E S H A B I L I TA D O S E N E L D E PA R TA M E N T O D E I C A

Fuente: Osingergmin, Contugas.

Fuente: Osinergmin.

Fuente: Osinergmin.

IcaChinchaPiscoMarconaNasca

Usuarios habilitados en el departamento de ICA - 2015

49 %

20 %

22 %

4 %5 %

112 %122 %

134 %114 % 108 %

100 %

Pisco Ica Nasca Marcona ChinchaFuente: Contugas

Fuente: Contugas

Ejecución plan mínimo de cobertura a diciembre de 2015

Volumen facturado de gas natural de Contugas - MMpcd

5,2 6,6

28,8

2013 2014 2015



C i f ra s 2 0 1 5

Fuente: Osinergmin, Gas Natural Fenosa.

Proyecto de estación de recepción y despacho de GNL en camiones cisternas

Julio de 2016Fecha estimada para puesta enoperación comercial de estaciónde carga de GNL de Perú LNG.

Proyecto de estación de carga de GNL en camiones cisternas – Perú LNG

El titular de este proyecto, de vital importancia para continuar con la masificación del gas natural en Perú, proveniente de Camisea y con destino a otros departamentos distintos a Lima e Ica, es la empresa Perú LNG.

Este proyecto comprende la instalación de una estación de carga de gas natural licuefactado (GNL), que se ubicará en un área aledaña a la planta de licuefacción de gas natural de Perú LNG en Pampa Melchorita.

Desde esta estación partirán los camiones cisternas cargados con GNL, inicialmente, hacia los departamentos del norte y sur del Perú, a los cuales no llega aún ningún sistema de transporte de gas natural de ducto y. por lo tanto, no tienen acceso al suministro de este combustible.

Entre las características técnicas a destacar de este proyecto se tienen:

•Capacidad nominal de 240.000 galones por día.

•Bahía de carga.

•Método de carga a través de una conexión por manguera criogénica.

•Tasa de carga nominal de 60 m3/hr.

•Régimen de carga de una cisterna por hora.

Fuente: http://gasnatural.osinerg.gob.pe/contenidos/ciudadania/Estacion_Recepcion_Despacho_GNL.html.


Inicio deconstrucción

Inversión estimada

Plazo estimadopara construir

12 MESES

Empresaconstructora

Comercializadorade GNL


JULIODE 2015

15,6 US$MM

Perú LNG

SHELL LNG

JULIO DE 2016

Planta de licuefacciónPampa Melchorita

Perú LNGEstación de carga de GNL

Perú LNG

Gases del Pací�co

Concesión Norte

Concesión Suroeste

Gas Natural Fenosa



150.137Compromiso de usuarios a conectar por GDP en departamentos concesionados en cinco años

Gases del Pacífico: reto económico y de tecnología

En julio de 2013, Minem adjudicó la concesión de la distribución y comercialización de gas natural en los departamentos de Lambayeque, Libertad, Áncash y Cajamarca, ubicados al norte del país, a la empresa Gases del Pacífico –GDP–, mediante la firma de un contrato por un periodo de 21 años. Esta empresa contempla para el cumplimiento de dicha concesión, la siguiente infraestructura.

Componentes del proyecto: Transporte terrestre de GNL, desde el punto de suministro, en la estación de carga de GNL en Pampa Melchorita, hasta las localidades ubicadas en los departamentos concesionados.

Estaciones de distrito que incluyen un sistema de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL, y estaciones de regulación, medición y odorización, a ubicarse en las localidades por abastecer.

Sistema de distribución de gas natural por red de ductos para suministar a los usuarios finales.

El área de influencia inicial son siete localidades : Chimbote, Chiclayo, Trujillo, Huaraz, Cajamarca, Lambayeque y Pacasmayo, ubicadas en los departamentos de Lambayeque, Libertad, Áncash y Cajamarca.

Fuente: Elaboración propia del consultor.Fuente: documento “Masificación del uso de gas natural a nivel nacional concesión norte”, Osinergmin.

Plan de cobertura



Inversión estimada

Fecha inicialprevista de entrada en

operación comercial

15 DE FEBRERODE 2017

Firmacontrato

Operadorcalificado


25 DE JULIODE 2013

145 US$MM

31 DE OCTUBRE DE

2013

SURTIGAS S.A. ESP

21 AÑOS

Lambayeque

La Libertad

Ancash

Cajamarca



C i f ra s 2 0 1 5

GDP se comprometió a conectar un mínimo de 150.137 clientes residenciales y, asimismo, deberá concretar la existencia, como mínimo, de nueve EDS de gas natural operativas, en un plazo de cinco años, de acuerdo al ‘Primer plan de conexiones’, que se muestra a continuación, que hace parte de los anexos del contrato de concesión.

De otro lado, GDP estima que el compromiso en número de conexiones a cinco años significa solo un 30 % de los usuarios potenciales en las localidades de la concesión, razón por la cual busca ampliar el suministro de gas o ver otra alternativa para atender a más usuarios.

Gases del Pacífico es una filial de la empresa transportadora de gas colombiana, Promigas, que tiene más de cuarenta años de experiencia en el sector gas y es responsable de aproximadamente un 50 % del gas natural transportado en Colombia, directamente y a través de filiales, y, además, con una fuerte participación en el sector de distribución de gas natural.

Fuente: Osinergmin.

LOCALIDADES 2017 2018 2019 2020 2021 Total

Chimbote 5.044 7.399 6.390 6.110 380 25.323

Chiclayo 7.446 10.923 9.432 9.019 914 37.734

Trujillo 10.332 15.155 13.089 12.514 674 51.764

Huaraz 1.813 2.661 2.297 2.197 400 9.368

Cajamarca 3.420 5.016 4.332 4.142 590 17.500

Lambayeque 1.152 1.690 1.460 1.396 164 5.862

Pacasmayo 497 729 630 602 128 2.586

TOTAL 29.704 43.573 37.630 35.980 3.250 150.137

P R I M E R P L A N D E C O N E X I O N E S D E L C O N T R AT O D E C O N C E S I Ó N N O R T E

Fuente: Promigas.

Fuente: Osinergmin.

PromigasSurtigas

Participación accionaria GDP - 2015

Masificación del uso de gas natural en Perú - Concesión Norte

75 %25 %

Planta de licuefacciónPampa Melchorita

Estaciones de regasi�cación yalmacenamiento en cada ciudad

REGASIFICACIÓN

Estación de cargade GNL

Residencial y comercialResidencial y comercialResidencial y comercial

Industrial

Gas Natural Vehicular

Transportede camiones

cisternas

Red dedistribución y

comercialización

Perú LNG

Gases del Pací�co

Usuario �nal



64.000Compromiso de usuarios a conectar por Gas Fenosa Perú en Ica en siete años

Gas Natural Fenosa Perú: gasificación del suroeste del país

En julio de 2013, Minem adjudicó la concesión de la distribución y comercialización de gas natural en los departamentos de Arequipa, Moquegua y Tacna, ubicados al suroeste del país, a la empresa Gas Natural Fenosa del Perú –GNF–, mediante la firma de un contrato por un periodo de 21 años. Esta empresa contempla para el cumplimiento de dicha concesión la siguiente infraestructura.

Componentes del proyecto: Transporte terrestre de GNL, desde el punto de suministro en la estación de carga de GNL en Pampa Melchorita, hasta las cuatro localidades ubicadas en los departamentos concesionados.

Estaciones de distrito que incluyen un sistema de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL, y estaciones de regulación, medición y odorización, a ubicarse en las localidades por abastecer.

Sistema de distribución de gas natural por red de ductos para suministar a los usuarios finales.

El área de influencia son cuatro localidades: Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna, en los departamentos de Arequipa, Moquegua y Tacna. La población urbana en estas localidades es superior a 1.500.000 habitantes y 358.000 viviendas, cuenta con un parque automotor superior a 93.000 vehículos y, además, esta es una zona con importantes desarrollos industriales.


Ubicación departamentos concesionados

Ilo

Arequipa

Arequipa

Moquegua

Moquegua

Tacna

Tacna



C i f ra s 2 0 1 5

Fuente: Osinergmin.

Fuente: documento “Masificación del uso del gas natural a nivel nacional concesión Suroeste”, Osinergmin.



Inversión estimada

Fecha inicialprevista de entrada en

operación comercial

4 DE ENERODE 2017

Firmacontrato

Operadorcalificado


25 DE JULIODE 2013

60 US$MM

31 DE SEPTIEMBRE

DE 2013

GAS NATURALINTERNACIONAL

SDG S.A.

21 AÑOS

LOCALIDADES 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total

Arequipa 1.404 4.664 12.081 6.473 9.874 3.467 2.199 40.162

Moquegua 114 392 999 623 838 291 186 3.443

Tacna 557 1.856 4.773 2.585 3.905 1.371 870 15.917

Ilo 155 521 1.346 726 1.100 385 245 4.478

TOTAL 2.230 7.433 19.199 10.407 15.717 5.514 3.500 64.000

P R I M E R P L A N D E C O N E X I O N E S D E L C O N T R AT O D E C O N C E S I Ó N S U R O E S T E

Fuente: GNF

GNF

Participación accionaria GNF Perú - 2015

100 %

El esquema operativo de esta concesión es similar al ya descrito de Gases del Pacífico.

Gas Natural Fenosa de Perú se compromtió a conectar un mínimo de 64.000 clientes, entre residenciales y comerciales, y deberá concretar la existencia, como mínimo, de cuatro EDS de gas natural operativas, en un plazo de siete años, de acuerdo al ‘Primer plan de conexiones’ que se muestra a continuación, el cual hace parte de los anexos del contrato de concesión.

Gas Natural Fenosa Perú es filial de Gas Natural Fenosa, multinacional de origen español, integrada en gas y electricidad, que tiene presencia en nueve países de Latinoamérica. En Suramérica la tiene, aparte de Perú, en Brasil, Argentina y Colombia.



S/ 12,60 - MesTarifa establecida por Osinergmin a Gasnorp para usuarios residenciales de Piura.

Distribución de gas natural por red de ductos en la región de Piura

A comienzos de 2014, la Dirección General de Hidrocarburos -DGH- admitió en trámite las solicitudes de concesión presentadas por Gasnorp y por Sechura Oil & Gas para la distribución de gas natural por red de ductos en la región de Piura. Más tarde a mediados de agosto del mismo año, este órgano técnico (DGH) del MEM, remitió a Osinergmin el ‘Plan de desarrollo y propuesta tarifaria’, presentado por Gasnorp para la adjudicación de su tarifa.

Fuente: elaboración propia del consultor con datos de Osinergmin e INEI.

Concesiones y proyectos en desarrollo

A mediados de abril de 2016, Osinergmin estableció dos escenarios de tarifas para Gasnorp, en el primero consideró la ampliación de demanda de la central de Malacas; en dicho caso los usuarios residenciales pagarían mensualmente S/ 12,60, mientras que en el segundo se excluye la ampliación de demanda de la central Malacas; como resultado el pago mensual en los hogares sería de S/ 16,60. En ambos casos, los precios incluyen el IGV.

En lo que respecta al costo de la conexión que tendrían que cancelar los usuarios residenciales del servicio de gas natural por ductos en la región de Piura, Onisergmin determinó el descuento que recibirán dichos usuarios para cubrir los costos de las instalaciones internas (tuberías al interior de la vivienda que permitirán el uso del gas natural), el cual se muestra en la siguiente figura.

Piura

TalaraSullana

Piura

Sechura

I N F O R M A C I Ó N D E L A R E G I Ó N Y D E L P R O Y E C T O

Sistema de distribución:• Estación de entrega: Talara• Sigue unos 75 km al sureste entrando a la provincia de Sullana• Continúa 29,2 km al sur hasta la entrada de la ciudad de Piura• Luego cruza la ciudad de Piura y luego sigue hacia al sur en un recorrrido de 54,8 km pasando por las localidades de la provincia de Sechura.

piura:La región cuenta con 1.844.129 habitantespara unos 439.078 usuarios potenciales adiciembre 31 de 2015.

Osinergmin señaló en su comunicado, a través del cual publicó las tarifas a Gasnorp, que su función en cuanto al proceso de esta concesión está relacionada, únicamente, con fijación de tarifas de gas natural, y que con la publicación de la resolución concluía su actuación en dicho proceso.A la fecha de cierre de este informe, no se tiene una decisión definitiva acerca de la empresa adjudicataria de esta concesión, razón por la cual los agentes del sector se encuentran a la espera de las decisiones finales que se tomen al respecto por parte de los entes estatales a cargo.



C i f ra s 2 0 1 5

Fuente: MEM.

Fuente: Osinergmin, Gobierno Regional Piura Consejo Regional. Fuente: Osinergmin.

Aspectos relevantes de la concesión Costos de conexión

Empresapostulante

Inversión estimada

Fecha de fijación detarifa de distribución

21 DE ABRILDE 2016

Tarifa fija dedistribución

incluye ampliaciónMalacas

Entidades supervisoras

Tarifa fija dedistribución excluyeampliación Malacas

GASES DEL NORTE DE PERú

(GASNORP)

300 US$MM

Residencial:S/ 12.60 mensuales

MEM - DGH(CONCESIÓN GENERAL)

OSINERGMIN(TARIFAS)

COSTO REAL DE CONEXIÓN:US$ 496

FONDO DE PROMOCIÓN:ASUME 50 %(CONEXIÓN INTERNA)

COSTO DEFINITIVO DECONEXIÓN PARAUSUARIO FINAL:US$ 232

Residencial:S/ 16.60

mensuales

CONCEPTO 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Volúmenes de gas natural contratadoMMpcd 2,00 2,00 2,00 1,00 1,00 -

m3/día 56.633 56.633 56.633 28.317 28.317 -

Demanda de gas naturalMMpcd 1,22 22,19 28,44 31,36 31,53 32,40

m3/día 34.547 628.351 805.331 888.016 892.830 917.466

P R O Y E C C I Ó N D E G A S N AT U R A L E N P I U R A

Este pago podrá hacerse de inmediato al inicio del servicio y por única vez o podrá ser financiado hasta en diez años. El costo corresponde a la tubería de conexión a la red de gas natural externa y al medidor.



300 US$MMInversión estimada para llevar gas a centro sur del país (siete departamentos).

Masificación del uso del gas natural en la región Centro Sur

El Ministerio de Energía y Minas aprobó, a comienzos de junio de 2016, el D.S. N° 011-2016-EM, una norma para viabilizar el proyecto que permitirá llevar gas natural por ductos a las regiones de Apurímac, Ayacucho, Huancavelica, Junín, Cusco, Puno y Ucayali. Este proyecto se encuentra en proceso de licitación en Proinversión por encargo del MEM y será financiado con los recursos del Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos (Sise).

El proyecto ‘Masificación del uso del gas natural distribución de gas natural por red de ductos en las regiones de Apurímac, Ayacucho, Huancavelica, Junín, Cusco, Puno y Ucayali’ forma parte de los lineamientos del Estado peruano y de la Política Energética Nacional del Perú 2010-2040, mediante la cual se propende por el fomento y desarrollo de la industria del gas natural y su uso en las distintas actividades del país, con énfasis en la población menos favorecida, como es el caso de la beneficiada con este proyecto.

Fuente: Elaboración propia del consultor.Fuente: Proinversion, Elcomercio.pe.

Ciudades por abastecer

Aspectos relevantes de la concesión

Fecha prevista parala adjudicación de

la Buena Pro

Inversión estimada

Fecha prevista para la puesta

en marcha del proyecto

DOS AÑOS DESPUES DE LA FECHA DE

ADJUDICACIÓN

Fecha para elanuncio de la

calificación

Entidadsupervisora


CUARTO TRIMESTRE DE

2016

300 US$MM

2 DE OCTUBRE DE 2015

OSINERGMIN

32 AÑOS

Ucayali

Pucallpa

Junín

Huancayo

HuancavelicaHuancavelica

Huanta

Huamanga

Ayacucho

Apurímac

AbancayCusco

Quillambamba

Puno

Puno

Juliaca

Jauja



C i f ra s 2 0 1 5

Siete Estaciones GNVEstaciones operativas que debeentregar el concesionario en losdepartamentos alto andinos

Masificación del uso del gas natural en las ciudades alto andinas

En julio de 2013, Minem adjudicó la concesión del diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento del sistema de abastecimiento de gas natural comprimido (GNC) en las ciudades alto andinas a la empresa Transportadora de Gas Natural Comprimido S. A. C., mediante la firma de un contrato por un periodo de diez años.

Esta empresa contempla para el cumplimiento de dicha concesión la siguiente infraestructura:•Estación de Compresión de Huamanga, que parte de la derivación principal de Ayacucho (TGP).•Sistema de transporte y almacenamiento de GNC a través de camiones cisternas.•Estaciones de GNV.

El área de influencia son las ciudades de Abancay, Andahuaylas, Huamanga, Huanta, Huancavelica, Huancayo, Jauja, Cusco, Juliaca y Puno, en los departamentos de Junín, Huancavelica, Ayacucho, Cusco, Apurímac y Puno.

Fuente: Elaboración propia del consultor.Fuente: documento “Masificación del uso del gas natural en las ciudades alto andinas”, Osinergmin.

Plan de cobertura


Fecha de adjudicación

Inversión estimada


25 DE OCTUBRE DE 2015

Firma contrato

Operadorcalificado

Plazo de contrato

16 DE JULIO DE 2013

14,6 US$MM

17 DE SEPTIEMBRE

DE 2013

GRAÑA Y MONTERO PETROLERA S.A.

10 AÑOS MÁS 8 MESES DE

CONSTRUCCIÓN Junín

Huancavelica

Ayacucho

Apurímac

Cusco

Puno

Fuente: Os inergmin.

CONCEPTO Capacidad mínimaEstación (m3/h) Ciudad

Estación de compresión (1) 6.000 Huamanga

Estaciones GNV (7) 600Jauja, Huancayo, Huancavelica, Andahuaylas, Abancay, Juliaca y Puno

C O M P R O M I S O S D E L A S O C I E D A D O P E R A D O R A



Cuatro ProyectosEn el sector petroquímico a la espera del gasoducto Sur Peruano para su viabilización.

En esta sección se pretende identificar el estado actual de los proyectos de la industria petroquímica del perú, clasificándolos según su localización geográfica, presentando un breve recuento de cada uno de estos y la visualización de su futuro. para ello se ha tomado como fuente principal el ‘Boletín Informativo de Gas Natural’ del segundo semestre de 2015, publicado por la gerencia de Fiscalización de gas natural de Osinergmin.

Fuente: Osinergmin.

Proyectos petroquímicos en Perú

D E SA R RO L LO D E L A I N D U S T R I A P E T RO Q U í M I C A E N E L P E R ú

DEpaRTaMEnTO DE iCa

Nitratos del Perú en Pisco: ante la falta de disponibilidad de gas natural en el área de su proyecto, esta empresa ha manifestado la posibilidad de importar amoniaco para producir ácido nítrico y nitrato de amonio. Este proyecto cuenta con licencia ambiental y en la actualidad se encuentra suspendido.

CFI Industries en Marcona: Planta de amoníaco–urea en San Juan de Marcona. CFI proyectaba producir 750.000 TM/año de amoníaco y 1.300.000 de TM/año de urea. La inversión anunciada rondaría entre 1.500 y 2.000 millones de dólares. CFI necesita 99 MMpcd mínimos para su funcionamiento: Este proyecto cuenta con licencia ambiental, pero por falta de gas se encuentra suspendido.

DEpaRTaMEnTO DE aREQUipa

Odebrecht en Matarani: este proyecto, transferido por Barskem, consiste en la instalación de una planta de etilenos y polietilenos con capacidad de 1.200.000 TM/año en etileno. La ubicación de la planta será en el Polo Petroquímico Peruano, y la abastecerá el gasoducto Sur Peruano. En la actualidad el proyecto está suspendido y de retomarse sería a partir de 2018, cuando se tendría el etano suficiente.

DEpaRTaMEnTO DE MOQUEgUa

Orica en Ilo: consiste en la instalación de una planta de nitrato de amonio con una capacidad de 400.000 TM/año a partir de amoniaco importado. Este proyecto, que cuenta con un Estudio de Impacto Ambiental -EIA-, se encuentra paralizado.

DEpaRTaMEnTO DE piURa

Olimpic en Piura: este proyecto está en trámite de aprobación de EIA y se abastecerá de gas natural del Lote xIIIB (Piura). Este es el proyecto petroquímico más cercano a su realización según el “Boletín Informativo de Gas Natural” del primer semestre de 2015, Osinergmin.

Ica

Pisco

Marcona

Lomas del TurpuyMatarani

Ilo

Piura

Arequipa

Moquegua

Nitratos del PerúUS$MM 850 (amoníaco)

OlimpicUS$MM 45 (amoníaco y úrea)

CFI IndustriesUS$MM 2.000 (amoníaco y urea)

Licitación a cargo del EstadoMonto sin con�rmar (amoníaco y urea)

BraskemUS$MM 4.000 (polietileno) Orica

US$MM 500 (amoníaco y urea)

p á g i n a 8 3


C i f ra s 2 0 1 5

382.288Usuarios de gas natural conectados en Perú a diciembre de 2015

Cobertura

Después de un comienzo lento en los primeros cinco años, 2005–2010, en los cuales las conexiones de clientes residenciales y comerciales no despegaban, en el último lustro se consiguió conectar una cifra superiora los 345.000 clientes en Lima y Callao (Cálidda) e Ica (Contugas).

A diferencia del sector residencial y comercial, el crecimiento de los clientes industriales conectados a gas natural en el país ha mantenido

Fuente: Osinergmin.

Usuarios industriales de gas natural

Cifras consolidadas del sector

una tendencia similar desde un comienzo hace diez años, con un promedio cercano a las cincuenta conexiones promedio por año.

La puesta en marcha del proyecto Camisea tuvo como principal elemento soporte a los clientes geneadores eléctricos a base de gas natural, quienes, con un importante incentivo otorgado por el Estado peruano, se conviriteron en los principales clientes iniciales.

TIPO DE CLIENTES 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2010 VARIACIÓN 2014-2015

Residenciales y comerciales 1.717 34.619 283.452 381.448 72 % 35 %

Industriales 71 360 499 549 23 % 10 %

GNV 2 138 248 270 63 % 9 %

Generadores de energia eléctrica 5 13 21 21 15 % 0 %

Total 1.795 35.130 284.220 382.288 71 % 35 %

U S U A R I O S D E G A S N AT U R A L

Fuente: Boletín Informativo de Gas Natural, Osinergmin, Calidda, Infogas.

71

155218

268321

360394

429466

499549

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20152005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

5 6 6 69

1316 16

1921 21

TACC 2005-201515 %

Fuente: Osinergmin.

Generadores de energía eléctrica

Fuente: Osinergmin, Calidda. Fuente: Osinergmin.

Lima y CallaoIca

Polietileno Acero

Usuarios residenciales y comerciales2015

Redes de gas natural - km

10 % 90 % TACC 2005-201539 %

78 275 357 451 639963 1.354

2.109

2.982

4.217

5.546

142 158 184 209 267310 338

359

422

442

456

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

433 541660 906 1.273

1.6922.468

3.404

4.659

6.002

220

g a S n a T U R a L E n p E R ÚCobertura


Fuente: elaboración propia del consultor.

Cobertura residencial país

2012

Cobertura residencial de gas natural en Perú

CáliddaContugasGases del Pacífico Gas Natural Fenosa PerúDepartamentos pendientes para concesiónDepartamentos sin proyectos de masificación de gas natural

Sin concesiónCon concesión sin coberturaCon concesión con cobertura

Ica

Lima

Ica

Lima

Piura

Lambayeque

Libertad

Áncash

Arequipa

Moquegua Tacna

Cajamarca

Ucayali

Junín

CuscoHuancavelica

ApurimacPunoAyacucho

De un total de 24 departamentos que tiene Perú, en la actualidad dos cuentan con cobertura residencial del servicio de gas natural por ductos, y siete más se encuentran concesionados y a la espera de conectar sus primeros usuarios en 2017. Lo anterior conlleva que aún queden 15 departamentos en los que se podría iniciar proyectos de masificación de gas.

Asumiendo el supuesto de 4,2 habitantes por vivienda en promedio en el país, solo en el departamento de Lima y en la provincia de Callao habría, aproximadamente, 2,6 millones de usuarios potenciales, de los cuales, a la fecha, se han conectado, 0,4 millones, aproximadamente.

Fuente: INEI, Osinergmin.

# Departamento Población Usuarios potencialesSin concesión

1 Loreto 1.039.372 247.470 2 Amazonas 422.629 100.6263 San Martín 840.790 200.1884 Huánuco 860.548 204.8925 Ucayali 495.511 117.9796 Pasco 304.158 72.4197 Madre de Dios 137.316 32.6948 Piura 1.844.129 439.0789 Tumbes 237.685 56.592

10 Puno 1.415.608 337.05011 Ayacucho 688.657 163.96612 Apurímac 458.830 109.24513 Cusco 1.316.729 313.50714 Junín 1.350.783 321.61515 Huancavelica 494.963 117.848

Subtotal 11.907.708 2.835.169Con concesión

16 Lambayeque 1.260.650 300.15517 Cajamarca 1.529.755 364.22718 La Libertad 1.859.640 442.77119 Áncash 1.148.634 273.48420 Tacna 341.838 81.39021 Santa Anita 180.477 42.97122 Arequipa 1.287.205 306.477

Subtotal 7.608.199 1.811.476Sin cobertura a diciembre de 2015 19.515.907 4.646.645

23 Lima y Callao 10.848.566 2.582.99224 Ica 787.170 187.421

Con cobertura a diciembre de 2015 11.635.736 2.770.413Total país 31.151.643 7.417.058

Estimado habitantes por viviendas en Perú 4,2

G A S N AT U R A L E N P E R ú - 2 0 1 5

1

2

3

4 56

8

16 17

18

19

23

24

9

14

1513

10

7

12

22

2120

11

g a S n a T U R a L E n p E R ÚCobertura

Proyectada

p á g i n a 8 5


C i f ra s 2 0 1 5

Demanda interna de gas natural

Demanda interna de gas natural

Demanda - MMpcd Variación anual

Fuente: Cálidda, Osinergmin, Ministerio de Energía y Minas, Contugas y cálculos propios del consultor.

Fuente: Osinergmin.

11 %Crecimiento promedio anual de lademanda de gas natural en el mercado interno entre 2010 y 2015

En el mercado interno, la demanda de gas natural del sector generación eléctrica fue el de mayor crecimiento en términos absolutos en el último quinquenio (2010–2015), con un incremento de 171 MMpcd en este periodo.

Durante el último año, del total de la demanda de gas natural en el país un 54 % fue para el mercado interno, y el restante 46 % con destino a las exportaciones de GNL.

Demanda

En los últimos cinco años, se mantuvo la partipación mayoritaria de la demanda de gas natural para la generación eléctrica; dos terceras partes del gas demandado en el país es con destino a este sector.

En este mismo periodo, el GNV ganó dos puntos porcentuales en la estructura de la demanda del mercado interno de gas natural del país; al pasar de 9 % a 11 %.

TIPO DE CLIENTES 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Generación eléctrica 60 241 361 412 11 % 14 %

Industrial 20 93 131 127 7 % (3 %)

GNV 0 34 66 70 16 % 6 %

Residencial y comercial 0 1 5 8 44 % 71 %

Mercado interno 80 368 563 617 11 % 10 %

Gas natural para exportación 0 258 594 524 15 % (12 %)

TOTAL 80 626 1,157 1,141 13 % (1 %)

D E M A N D A D E G A S N AT U R A L - MMpcd

Fuente: Cálidda, Osinergmin, Ministerio de Energía y Minas, Contugas y cálculos propios del consultor.

80 106192

259 279368

436371

490563

617

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0100200300400500600700

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Generación eléctricaIndustrialGNVResidencial y comercial

9 %

0,4 % 1 %2010 2015

65 %25 %

67 %

21 %

11 %

g a S n a T U R a L E n p E R ÚDemanda


Vehículos activos - AcumuladoVehículos convertidos a GNV- 2015

Fuente: La Revista de la Cámara Peruana del Gas Natural Vehicular-Abril de 2016.

217.022Vehículos activos que usan GNV como combustible en Perú a cierre de 2015

En vista de la disminución en el número de vehículos convertidos a GNV en el país en el último año, Osinergmin, en su función de administrador temporal del Fondo de Inclusión Energética –FISE–, puso en marcha, a comienzos de 2016, el ‘Programa de conversión vehicular a GNV’. Este programa permitirá que conductores que presten el servicio de transporte público accedan a un crédito de financiación para convertir su vehículo a GNV.

GNV

DEPARTAMENTO 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Lima 62 13.350 19.471 14.651 143 % (25 %)

Ica 0 0 841 566 26 % (33 %)

La Libertad 0 0 2 109 NA 5.350 %

Lambayeque 0 319 759 95 (26 %) (87 %)

Piura 0 320 181 33 (43 %) (82 %)

Áncash 0 0 50 1 (55 %) (98 %)

TOTAL 62 13.989 21.304 15.455 74 % (27 %)

VEHÍCULOS 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Nuevos 0 8.947 4.771 4.803 84 % 1 %

Convertidos 62 13.989 21.304 15.455 74 % (27 %)

Vehículos activados en el año 62 22.936 26.075 20.258 78 % (22 %)

Dados de baja en el año 0 183 465 387 23 % (17 %)

Vehículos activos acumulados 62 104.243 197.151 217.022 126 % 10 %

V E H Í C U L O S C O N V E R T I D O S A G N V P O R A Ñ O

V E H I C U L O S C O N V E R T I D O S A G N V

Fuente: La revista de la Cámara Peruana del Gas Natural Vehicular-Abril de 2016.

Fuente: Revista de la Cámara Peruana del Gas Natural Vehicular-Abril de 2016.

Fuente: Revista de la Cámara Peruana del Gas Natural Vehicular-Abril de 2016.

LimaOtros departamentos 5 %

95 %

62 5.43323.182

57.56281.490

104.243127.265

152.624171.541

197.151217.022

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TACC 2005 - 2015126 %

g a S n a T U R a L E n p E R ÚgnV

p á g i n a 8 7


C i f ra s 2 0 1 5

Estaciones de GNV y ratio vehículos / estaciones de servicio

Fuente: Infogas.

CONCEPTO 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015

VARIACIÓN 2014-2015

Lima 2 347.409 646.429 685.426 258 % 6 %

Regiones 0 216 32.794 37.876 181 % 15 %

Total 2 347.625 679.223 723.302 260 % 6 %

C O N S U M O G N V - miles de m3

Fuente: Osinergmin. Nota: Regiones: Ica, Piura, Lima Región, Lambayeque, Áncash y La Libertad. Lima: Provincia de Lima y región de Callao.

Estaciones de GNV Ratio vehículos / estaciones Estándar internacional para ratio vehículos/EDS

Hasta 2015, el ratio de vehículos atendidos por estación de GNV operativa, era de 804. Si se compara con el ratio de cinco años atrás, 755, se nota cierta estabilidad entre la oferta de nuevas EDS y las conversiones a GNV. A nivel internacional, el estándar más utilizado es 1.000 vehículos por EDS.

Desde 2011, cuando se alcanzó un máximo histórico de 216 talleres de conversión en el país, esta cifra ha venido en continuo descenso hasta alcanzar 167 en el 2015. Lo anterior en parte por

la propuesta de nuevas marcas que ofrecen la implementación de este combustible de fábrica.

Agentes del sector vienen solicitando un mayor estímulo por parte del Gobierno para conseguir un mayor desarrollo del mercado de GNV, aplicando incentivos tributarios, como quitar el IGV a la importación de autos a GNV, y promover el bono del chatarreo que saque de circulación los carros antiguos, entre otros.

2 422

57

94

138176

204227

248270

31

1.358

1.054 1.010

867 755 723 748 756 795 804

1.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Consumo de GNV - 2015

Fuente: Osinergmin.

Fuente: Osinergmin. Fuente: Osinergmin.

LimaRegiones

5 %95 %

215 11 2 8

227

3 2

Áncash Callao Ica La Libertad Lima región

Lima provincia

Piura Lambayeque

2

73

109

156180

210 216203 192

177 167

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Estaciones de servicio - 2015 Talleres de conversión

g a S n a T U R a L E n p E R ÚgnV


8,22 US$/MMbtuTarifa de gas natural de Cálidda a usuario final del sector residencial en 2015

El precio del gas en boca de pozo es libre. Se estableció en el contrato BOOT de Camisea un tope máximo inicial (año 2004) de 1,0 US$/MMbtu para generadores eléctricos y de 1,80 US$/MMbtu para otros consumidores. Estos valores se modifican anualmente mediante un factor de ajuste.

El crecimiento promedio anual (TACC) de las tarifas a usuario final para el consumo nacional entre 2005 y 2015 fue de (+4 %), mientras que el precio promedio de las exportaciones muestra un decrecimiento de (-3 %) para el mismo periodo.

Los precios de 2015, si se comparan con los de 2014, reflejan en términos generales el decrecimiento de los factores de ajuste internacionales que se aplican de acuerdo con la regulación tarifaria emitida por Osinergmin.

Precios y tarifas

Tarifas en Lima y Callao (Cálidda)

CONSUMIDOR 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Consumo nacional (*)Generación eléctrica 2,42 2,55 3,64 3,54 4 % (3 %)GNV 2,49 2,72 5,30 5,19 8 % (2 %)Industrial 3,76 4,85 5,48 5,31 4 % (3 %)Comercial 5,12 6,60 7,84 7,34 4 % (6 %)Residencial 6,69 7,06 9,98 9,14 3 % (8 %)ExportaciónGNL FOB 3,38 6,14 3,67 2,39 (3 %) (35 %)

TIPO DE CLIENTE 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Generación eléctrica 1,38 1,57 1,84 1,85 3 % 1 %Residencial 1,95 1,00 3,30 3,34 3 % 1 %GNV 0,80 0,80 3.30 3,34 15 % 1 %Otros consumidores 1,95 2,69 3,30 3,34 6 % 1 %

TA R I FA S A U S U A R I O F I N A L - US$/MMbtu

C Á L I D D A - P R E C I O D E L S U M I N I S T R O D E G A S N AT U R A L - US$/MMbtu

Fuente: Generación eléctrica (Osinergmin); GNL (SUNAT y Peru LNG); Otros (Osinergmin).(*) Por su representatividad en consumo se presenta la información de Lima y Callao.

Fuente: 2005 y 2010: Cepal - Osinergmin, 2014 y 2015: Pliegos tarifarios Cálidda.

0

1

2

3

4

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Precio gas en boca de pozo - US$/MMbtu

Fuente: Osinergmin.

Generadores Otros consumidores

Las tarifas a usuario final se consolidan en la factura de los clientes teniendo en cuenta los siguientes componentes: precio del suministro del gas natural o precio en boca de pozo más el costo del transporte de la red principal más el costo del servicio de distribución, que incluye el costo de la red de distribución y el margen de comercialización. Seguidamente, se presentan las tarifas de acuerdo con el pliego tarifario de Cálidda para Lima y Callao, teniendo en cuenta las diferentes categorías tarifarias en cada uno de los componentes

g a S n a T U R a L E n p E R Úprecios y tarifas

p á g i n a 8 9


C i f ra s 2 0 1 5


Categoría A1 6,69 7,06 9,98 9,14 3 % (8 %)

Categoría B 5,12 6,60 7,84 7,34 4 % (6 %)

Categoría C 3,76 4,85 5,48 5,31 4 % (3 %)

Categoría D 3,55 4,57 5,17 5,08 4 % (2 %)

Categoría D-GNV 2,49 2,72 5,30 5,19 8 % (2 %)

Categoría E 3,32 4,03 5,28 5,17 5 % (2 %)

Categoría GG-EE 2,42 2,55 3,64 3,54 4 % (3 %)

categoría TIPO DE CLIENTE m3 MMbtu

Categoría A1 Residencial 16 0,6

Categoría B Comercial 450 17

Categoría C Industrial menor 125.000 4.727

Categoría D Industrial mayor 600.000 22.688

Categoría D-GNV EDS GNV 300.000 11.344

Categoría E Consumo >900.000 2.000.000 75.626

Categoría GG-EE Generador eléctrico 23.000.000 869.696

C Á L I D D A - P R E C I O U S U A R I O F I N A L (antes de IGV) US$/MMbtu

CÁLIDDA - CONSUMO ESTIMADO PARA CÁLCULO TARIFA USUARIO FINAL


Fuente: Cálculos propios del consultor.

Las tarifas de transporte y de distribución, que también incluyen el componente de comercialización, son fijadas por Osinergmin. Para efectos del cálculo de la tarifa a usuario final, se presenta a continuación el consumo de referencia utilizado para obtener una tarifa comparativa en US$/MMbtu.


TIPO DE CLIENTE 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015

VARIACIÓN2014-2015

Transporte 1,04 0,98 0,98 1,00 (0,5 %) 1 %Distribución

Categoría A1 3,70 5,08 5,69 4,80 3 % (16 %)Categoría B 2,13 2,92 3,56 3,00 4 % (16 %)Categoría C 0,77 1,18 1,20 0,98 2 % (18 %)Categoría D 0,56 0,90 0,89 0,75 3 % (16 %)Categoría D-GNV 0,65 0,94 1,01 0,85 3 % (16 %)Categoría E 0,33 0,35 0,99 0,84 10% (16 %)Categoría GG-EE 0,00 0,00 0,82 0,69 N.A. (16 %)

CÁLIDDA - TARIFA DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN - US$/MMbtu





Categoría A1 6,69 7,06 9,98 9,14 3, % (8 %)

Gas 1,95 1,00 3,30 3,34 6 % 1 %

Transporte 1,04 0,98 0,98 1,00 (0 %) 1 %

Distribución 3,70 5,08 5,69 4,80 3 % (16 %)

Categoría B 5,12 6,60 7,84 7,34 4 % (6 %)

Gas 1,95 2,69 3,30 3,34 6 % 1 %

Transporte 1,04 0,98 0,98 1,00 (0 %) 1 %

Distribución 2,13 2,92 3,56 3,00 4 % (16 %)

Categoría C 3,76 4,85 5,48 5,31 4 % (3 %)

Gas 1,95 2,69 3,30 3,34 6 % 1 %

Transporte 1,04 0,98 0,98 1,00 (0 %) 1 %

Distribución 0,77 1,18 1,20 0,98 2 % (18 %)

Categoría D 3,55 4,57 5,17 5,08 4 % (2 %)

Gas 1,95 2,69 3,30 3,34 6 % 1 %

Transporte 1,04 0,98 0,98 1,00 (0 %) 1 %

Distribución 0,56 0,90 0,89 0,75 3 % (16 %)

Categoría D-GNV 2,49 2,72 5,30 5,19 8 % (2 %)

Gas 0,80 0,80 3,30 3,34 15 % 1 %

Transporte 1,04 0,98 0,98 1,00 (0 %) 1 %

Distribución 0,65 0,94 1,01 0,85 3 % (16 %)

Categoría E 3,32 4,03 5,28 5,17 5 % (2 %)

Gas 1,95 2,69 3,30 3,34 6 % 1 %

Transporte 1,04 0,98 0,98 1,00 (0 %) 1 %

Distribución 0,33 0,35 0,99 0,84 10 % (16 %)

Categoría GG-EE 2,42 2,55 3,64 3,54 4 % (3 %)

Gas 1,38 1,57 1,84 1,85 3 % 1 %

Transporte 1,04 0,98 0,98 1,00 (0 %) 1 %

Distribución 0,00 0,00 0,82 0,69 N.A. (16 %)

C Á L I D D A - P R E C I O U S U A R I O F I N A L (antes de IGV) US$/MMbtu


p á g i n a 9 1


C i f ra s 2 0 1 5g a S n a T U R a L E n p E R Úprecios y tarifas

GasTransporteDistribución

Cálidda - Participación por componente tarifario

Categoría A1

36 %

14 %

29 % 14 %

16 %

72 %

53 %

55 %

11 %

2015

2014

2005

45 %

41 %

15 %

20 %

38 %

44 %

42 %

41 %

14 %

Categoría B

63 %

56 %

52 %20 %

24 %

18 %

28 %20 %

19 %

Categoría C

29 %21 %

Categoría D

66 %

59 %

55 %

19 %

16 %

20 %

15 % 64 %

29 %

36 %

42 %

32 %

35 %

26 %

17 %

19 %

Categoría D - GNV

65 %

67 %

59 %10 %

9 %

16 %

31 %24 %

19 %

Categoría E


Categoría GG - EE

52 %

62 %

57 %0 %

0 %

20 %

43 %

38 %

28 %

El precio del gas en boca de pozo para los usuarios residenciales y comerciales, categorías A – B, y para el GNV, ha adquirido una mayor participación en la tarifa a usuario final si se comparan los años 2005, 2010 y 2015. En contraste, en las tarifas a usuario final de industriales y generadores eléctricos esta participación a 2015 es menor que la de 2005.


Fuente: Osinergmin.

Las tarifas iniciales de distribución para los usuarios de Contugas, se fijaron en su contrato de concesión por un periodo de ocho años a partir de la puesta en operación comercial.

Se presenta en el cuadro un comparativo de las tarifas resultado de aplicar el pliego tarifario con inicio de vigencia de diciembre 1 de 2014 y el precio de los sustitutos presentados por Osinerming

TipO DE CLiEnTESUSTiTUTO gaS naTURaL

US$/MMbtu

aHORRO RESpECTO aL SUSTiTUTO

COMBUSTiBLE US$/MMbtu US$/MMbtu %

Categoría A1 GLP 22,58 9,98 12,60 56

Categoría B GLP granel 17,83 7,84 9,98 56

Categoría C Residual 17,20 5,48 11,71 68

Categoría D Residual 17,94 5,17 12,76 71

Categoría D-GNV Residual 17,20 5,30 11,90 69

Categoría E Residual 16,77 5,28 11,50 69

Categoría GG-EE Residual 12,87 3,64 9,23 72

COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL EN LIMA Y CALLAO VS SUSTITUTO - 2014

Tarifas en Ica (Contugas)


Tipo de cliente 2014 2015 VARIACIÓN 2014-2015

Generación eléctrica 1,83 1,66 (9 %)

Residencial 0,93 1,02 10 %

GNV 1,16 1,28 10 %

Otros consumidores 2,32 2,55 10 %

Tipo de cliente 2014 2015 VARIACIÓN2014-2015

Transporte 0,98 1,01 3 %

Distribución

Categoría A - Residencial 2,25 2,04 (9 %)

Categoría B - Comercio y pequeña industria 5,66 4,88 (14 %)

Categoría C - GNV 1,06 0,93 (13 %)

Categoría D - Gran industria 0,75 0,66 (12 %)

Categoría E - Generadores eléctricos 0,56 0,49 (12 %)

C O N T U G A S - P R E C I O G A S E N B O C A D E P O Z O - US$/MMbtu

CONTUGAS - TARIFA DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN - US$/MMbtu

Fuente: Osinergmin, 2014 y 2015: Pliegos tarifarios Contugas.


(GART) en documento de 2014, donde se destaca una diferencia de, aproximadamente, 12 US$/MMbtu entre el gas natural y los respectivos sustitutos.

p á g i n a 9 3


C i f ra s 2 0 1 5



Gas 0,93 1,02 10 %

Transporte 0,98 1,01 3 %Distribución 2,25 2,04 (9 %)


Gas 1,16 1,28 10 %


Distribución 5,66 4,88 (14 %)

Categoría C - GNV 3,20 3,22 0,5 %

Gas 1,16 1,28 10 %



Categoría D - Gran industria 2,89 2,95 2 %

Gas 1,16 1,28 10 %




Gas 1,83 1,66 (9 %)



C O N T U G A S - P R E C I O U S U A R I O F I N A L ( A N T E S D E I G V ) - US$/MMbtu

Fuente: Osinergmin, 2014 y 2015: Pliegos yarifarios Contugas.





Categoría C - GNV 3,20 3,22 0,5 %

Categoría D - Gran industria 2,89 2,95 2 %


C O N T U G A S - P R E C I O U S U A R I O F I N A L - US$/MMbtu


Contugas - Participación por componente tarifario 2015

2014

Gas Transporte Distribución

25 %

25 %

22 %

24 %

54 %

50 %

Categoría A

18 %

15 %

13 %

72 %

68 %

Categoría B

40 %

31 %

36 %

31 %

33 %

29 %

Categoría C - GNV

43 %

35 %

40 %

34 %

26 %

22 %

Categoría D

53 %

32 % 54 %

29 %

17 %

15 %

Categoría E - GG EE


14 %

Para efectos del cálculo de la tarifa a usuario final de Contugas, se tomaron los mismos consumos de referencia por categoría aplicados en el ejercicio llevado a cabo para la tarifas de Cálidda, con el fin de obtener una tarifa comparativa en US$/MMbtu.


Activos Ingresos Indicadores financieros Año 2015

DistribuidorasTransportadorasComercializadora de GNL

Distribuidoras Transportadoras Comercializadora de GNL

C I F R AS F I N A N C I E R AS D E L AS E M P R E SAS

ESTADO DE RESULTADOS 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Total ingresos operacionales del sector 204 830 1.948 1.682 24 % (14 %)

Distribuidoras 24 188 622 622 39 % 0 %

Transportadora 180 354 538 544 12 % 1 %

Comercializadora de GNL NA 288 789 516 NA (35 %)

Total utilidad y/o pérdida operacional del sector 98 107 408 298 12 % (27 %)

Distribuidoras 3 21 46 85 42 % 84 %

Transportadora 95 175 222 221 9 % (1 %)

Comercializadora de GNL NA (88) 140 (7) NA (105 %)

Total utilidad y/o pérdida neta del sector 22 (50) 145 64 11 % (55 %)

Distribuidoras (2) 10 (5) 18 48 % (439 %)

Transportadora 24 75 107 108 16 % 1 %

Comercializadora de GNL NA (135) 43 (62) NA (245 %)

20 % 37 %31 %

32 %

29 %

51 %

Fuente: Empresas del sector. Fuente: Empresas del sector.

Fuente: Empresas del sector.

14 % 3 %

71 %

41 %20 %

75 %

(1 %) (12 %)

55 %

Margen operacional Margen neto Endeudamiento

BALANCE GENERAL 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Total activos del sector 1.021 5.797 6.088 5.883 19 % (3 %)

Distribuidoras 100 289 1.130 1.183 28 % 5 %

Transportadora 921 1.749 1.767 1.693 6 % (4 %)

Comercializadora de GNL NA 3.758 3.190 3.008 NA (6 %)

Total pasivos del sector 779 4.010 3.901 3.779 17 % (3 %)

Distribuidoras 74 174 790 845 28 % 7 %

Transportadora 705 1.372 1.314 1.266 6 % (4 %)


Total patrimonio del sector 242 1.787 2.187 2.104 24 % (4 %)

Distribuidoras 26 115 340 338 29 % (1 %)

Transportadora 216 377 453 427 7 % (6 %)


C O N S O L I D A D O S E C T O R G A S N AT U R A L - CIFRAS EN US$MM

g a S n a T U R a L E n p E R ÚCifras financieras

p á g i n a 9 5


C i f ra s 2 0 1 5

BALANCE GENERAL 2005 2010 2014 2015 Análisis vertical

ESTADO DE RESULTADOS 2005 2010 2014 2015 Análisis

vertical

Activo 100 289 1,130 1,183 100 % Ingreso operacional 24 188 622 622 100 %

Pasivo 74 174 790 845 71 % Utilidad y/o pérdida operacional 3 21 46 85 14 %

Patrimonio 26 115 340 338 29 % Utilidad y/o pérdida neta (2) 10 (5) 18 3 %



vertical

Activo 100 289 696 735 100 % Ingreso operacional 24 188 512 541 100 %

Pasivo 74 174 416 458 62 % Utilidad y/o pérdida operacional 3 21 70 79 15 %

Patrimonio 26 115 280 276 38 % Utilidad y/o pérdida neta (2) 10 35 34 6 %

C O N S O L I D A D O D I S T R I B U I D O R A S - CIFRAS EN US$MM

C Á L I D D A - CIFRAS EN US$MM

Fuente: Empresas del sector.

Fuente: Cálidda.

EBITDA - US$MM

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Activo

22 %

6 %10 %

(1 %)

20 %26 %

Pasivo Patrimonio

INDICADORES FINANCIEROS 2005 2010 2014 2015

Margen operacional 11 % 11 % 14 % 15 %

Margen neto (7 %) 5 % 7 % 6 %

Endeudamiento 74 % 60 % 60 % 62 %

2015

2014

37 %

6 % 14 %

41 %56 %

(4 %)

Utilidad y/o pérdida operacional

0 20 40 60 80 100 120

Utilidad y/o pérdida neta

106

92

EBITDA - US$MM

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Activo

28 %

5 %7 %

(1 %)

28 % 29 %

Pasivo Patrimonio



Margen neto (7 %) 5 % (1 %) 3 %

Endeudamiento 74 % 60 % 70 % 71 %

2015

2014

39 %0 %

84 %42 %

48 %

439 %


0 20 40 60 80 100 120


113

70

Ingreso operacional

Ingreso operacional





vertical

Activo NA NA 411 406 100 % Ingreso operacional NA NA 99 67 100 %

Pasivo NA NA 360 353 87 % Utilidad y/o pérdida operacional NA NA (21) 10 15 %

Patrimonio NA NA 51 53 13 % Utilidad y/o pérdida neta NA NA (39) (12) (18 %)



vertical

Activo NA NA 24 42 100 % Ingreso operacional NA NA 11 14 100 %

Pasivo NA NA 14 33 80 % Utilidad y/o pérdida operacional NA NA (2) (4) (30 %)

Patrimonio NA NA 10 9 20 % Utilidad y/o pérdida neta NA NA (2) (3) (24 %)

C O N T U G A S - CIFRAS EN US$MM

G A S E S D E L PA C Í F I C O - CIFRAS EN US$MM

EBITDA - US$MM

Activo

77 %

136 %

(10 %)

Pasivo Patrimonio


Margen operacional NA NA (21 %) (30 %)

Margen neto NA NA (15 %) (24 %)

Endeudamiento NA NA 60 % 80 %

34 %

(91 %)

(113 %)Utilidad y/o pérdida operacional


EBITDA - US$MM

Variación 2014 - 2015

Activo

(1 %)(2 %)

4 %

Pasivo Patrimonio


Margen operacional NA NA (21 %) 15 %

Margen neto NA NA (40 %) (18 %)

Endeudamiento NA NA 88 % 87 %

2015

2014

(32 %)

148 %

69 %


Ingreso operacional

(30) (20) (10) 0 10 20 30


(20)

11

Ingreso operacional

2015

2014

(5) (4) (3) (2) (1) 0 1 2 3 4 5

(2)

(4)

Fuente: Contugas.

Fuente: Gases del Pacífico.

Variación 2014 - 2015


p á g i n a 9 7


C i f ra s 2 0 1 5



vertical

Activo 921 1.749 1.767 1.693 100 % Ingreso operacional 180 354 538 544 100 %

Pasivo 705 1.372 1.314 1.266 75 % Utilidad y/o pérdida operacional 95 175 222 221 41 %

Patrimonio 216 377 453 427 25 % Utilidad y/o pérdida neta 24 75 107 108 20 %

BALANCE GENERAL 2010 2014 2015 Análisis vertical

ESTADO DE RESULTADOS 2010 2014 2015 Análisis

vertical

Activo 3.758 3.190 3.008 100 % Ingreso operacional 288 789 516 100 %

Pasivo 2.464 1.797 1.669 55 % Utilidad y/o pérdida operacional (88) 140 (7) (1 %)

Patrimonio 1.294 1.393 1.339 45 % Utilidad y/o pérdida neta (135) 43 (62) (12 %)

T G P - CIFRAS EN US$MM

P E R ú L N G - C I F R A S E N U S $ M M

EBITDA - US$MM

TACC 2010 - 2015Variación 2014 - 2015

Activo

(4 %) (4 %)

(6 %)(7 %) (7 %)

10 %

0,7 %

Pasivo Patrimonio

INDICADORES FINANCIEROS 2010 2014 2015

Margen operacional (31 %) 18 % (1 %)

Margen neto (47 %) 5 % (12 %)

Endeudamiento 66 % 56 % 55 %

2015

2014

12 %

(35 %)

14 %39 %

(245 %)

(105 %)


0 100 200 300


136

281

EBITDA - US$MM

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Activo

6 % 6 %

5 %

7 %

(6 %)(4 %)(4 %)

Pasivo Patrimonio



Margen neto 13 % 21 % 20 % 20 %

Endeudamiento 77 % 78 % 74 % 75 %

2015

2014

12 %

1 % 1 %(1 %)

9 %

16 %


50 150 250 350 450


360

371

Ingreso operacional

Ingreso operacional

Fuente: Perú LNG, Superintendencia del Mercado de Valores.

Fuente: TGP, Bolsa de Valores.


p R O M i g a S p á g i n a 1 0 0

T E M á T i C a S R E L E V a n T E SY D E a C T U a L i D a D p a R a E L S E C T O R

i n F O R M E D E L S E C T O R g a S n a T U R a L E n p E R Ú 2 0 1 6C i f ra s 2 0 1 5

Las principales centrales térmicas del país a base de gas natural son Kallpa (Kallpa) con potencia instalada de 952 MW y Chilca 1 (Enersur) con potencia instalada de 734 MW.

Chilca 1, ubicada en la ciudad de Chilca, provincia de Cañete, sobre la costa del océano Pacífico, a 63 km de Lima, en 2012 incorporó una turbina de vapor de 270 MW a las tres turbinas de gas existentes del ciclo simple, lo que la convirtió en una central de ciclo combinado. Actualmente, desarrolla un proyecto que contará con una turbina a gas en ciclo abierto y una de vapor en ciclo combinado, con una capacidad de 113 MW.

EnersurKallpaEdegelOtras empresas generadoras

Potencia instalada

Empresas generadoras Central térmica Potencia instalada Producción de energía

MW % P.I. GWH % P.R.

para el mercado eléctricoarequipa Egasa Chilina* 20,4 0,2 % 0 0 %

Lima

Edegel Ventanilla 524 4 % 2.890 6 %Edegel Santa Rosa 491 4 % 754 2 %Enersur Chilca 1 734 6 % 5.838 12 %Fénix Power Fénix 579 5 % 3.621 8 %Kallpa Kallpa 952 8 % 5.057 10 %Kallpa Las Flores 193 2 % 117 0,2 %SDF Energía Oquendo 39 0,3 % 260 1 %Termochilca Santo Domingo de los Olleros 210 2 % 380 1 %

LambayequeCerro Verde Recka* 181 2 % 0 0 %RF Etén RF Etén* 181 2 % 0 0 %

piuraEppsa Malacas 279 2 % 585 1 %SDE Piura Tablazo Colan 31 0,3 % 143 0,3 %

Ucayali Termoselva Aguaytía 203 2 % 441 1 %

icaEgasa Pisco 75 1 % 524 1 %Egesur Independencia 24 0,2 % 143 0,3 %

Tacna Enersur Reserva Fría Ilo* 569 5 % 0 0 %Total mercado eléctrico 5.286 45,1 % 20.753 43 %

para uso propio

Aguaytía Aguaytía 1 0,01 % 2 0,005 %Illapu Huachipa 14 0,1 % 96 0,2 %Perú LNG Perú LNG 105 1 % 193 0,4 %Pluspetrol Pluspetrol 268 2 % 721 1 %Relapasa Relapasa 11 0,1 % 48 0,1 %Unacem Unacem 3 0 % 41 0,1 %

Total uso propio 402 3 % 1.101 2 %Generación térmicas a base de gas natural 5.687 49 % 21.854 45 %Generación de energía eléctrica país 11.720 100 % 48.278 100 %

C A R A C T E R I Z A C I Ó N D E L S E C T O R T É R M I C O A B A S E D E G A S N AT U R A L - 2 0 1 5

Fuente: DGE.

Fuente: Dirección General de Electricidad - DGE. * Centales térmicas con capacidad para generar con gas natural, pero que actualmente generan con Diesel.% P.I.: es el porcentaje respecto a la potencia instalada total 2015.% P.B.: es el porcentaje respecto a la producción de energía total 2015.

45 %Participación de la energía eléctrica producida con gas natural del total de energía eléctrica producida

Mercado eléctrico y uso propio a base de gas natural - 2015

L A G E N E R AC I ó N D E E N E RG í A E L é C T R I C A A B AS E D E G AS N AT U R A L

13 % 27 %

24 %

16 %

33 %

20 %

18 %

49 %

Producción de energía

p á g i n a 1 0 1T E M á T i C a S R E L E V a n T E SY D E a C T U a L i D a D p a R a E L S E C T O R


C i f ra s 2 0 1 5

Fuente: Coes, DGE.

Fuente: COES, DGE.

Fuente: Elaboración propia del consultor.Nota: las centrales térmicas de Chilina, Reserva Fría Ilo, Recka y Etén tienen capacidad para generarcon gas natural, pero actualmente generan con Diesel.

Ubicación geográfica centrales térmicas a gas natural mercado eléctrico - 2015 Potencia instalada a nivel nacionalMW

Malacas 2 y 3

Fénix,Kallpa, Chilca 1, Santo Domingo de los Olleros y Las Flores

Ventanilla, Santa Rosa y Oquendo

Aguaytía

Pisco

Tablazo

Independencia

Tumbes Loreto

Madre de Dios

Puno

Tacna

Moquegua

Arequipa

AIca yacucho Apurímac

Cusco Huancavelica

Lima Junín

Pasco Ucayali

Huánuco Áncash

La Libertad

San Martín

Amazonas

Cajamarca

Piura

Lambayeque Recka

Etén

Reserva Fría Ilo

Chilina

TIPO DE GENERACIÓN 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Mercado eléctrico 5.221 7.309 9.739 10.163 7 % 4 %

Hidráulica 3.119 3.345 3.558 4.026 3 % 13 %

Térmicas a gas natural 1.014 2.582 4.188 5.286 18 % 26 %

Camisea 849 2.406 4.016 4.410 18 % 10 %

Otros 165 176 173 875 18 % 407 %

Eólica y otros 1.087 1.383 1.993 851 (2 %) (57 %)

Uso propio 980 1.303 1.463 1.557 5 % 6 %

Hidráulica 88 93 104 103 2 % (1 %)

Térmicas a gas natural 0 335 376 402 4 % 7 %

Eólica y otros 892 876 984 1.052 2 % 7 %

TOTAL 6.201 8.613 11.203 11.720 7 % 5 %

G E N E R A C I Ó N D E E N E R G Í A E L É C T R I C AP O T E N C I A I N S TA L A D A A N I V E L N A C I O N A L - MW

Térmicas a gas naturalHidráulicaOtros

49 %16 %

16 %

52 %35 %

32 %

2015

2005

En la última década, el TACC de la potencia instalada para generación eléctrica a base de gas natural (+16 %) fue el mayor entre todos los tipos de generación del país. Lo anterior llevó a un cambio en la estructura de potencia instalada del Perú, en la cual se pasó de un parque generador predominantemente hidráulico (52 %) en 2005 a uno soportado a base de gas natural en 2015 con 51 %.




Fuente: Coes, DGE

Fuente: Coes, DGE

Fuente: Coes.

Fuente: Coes.

Participación de los recursos energéticos en la producción de energía

Centrales térmicas a gas natural - Día de máxima demanda - 20153.015 MW

TIPO DE GENERACIÓN 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Mercado eléctrico 23.811 33.546 42.846 45.719 7 % 7 %

Hidráulica 17.567 19.567 21.611 23.127 3 % 7 %

Térmicas a gas natural 4.072 11.447 19.910 20.753 18 % 4 %

Camisea 2.265 9.998 19.013 19.584 24 % 3 %

Otros 1.807 1.449 897 1.170 (4 %) 30 %

Eólica y otros 2.172 2.532 1.325 1.838 (2 %) 39 %

Uso propio 1.699 2.362 2.704 2.559 4 % (5 %)

Hidráulica 410 485 600 595 4 % (1 %)

Térmicas a gas natural 723 1.053 1.180 1.101 4 % (7 %)

Eólica y otros 566 824 923 863 4 % (7 %)

TOTAL 25.510 35.908 45.550 48.278 7 % 6 %

TIPO DE GENERACIÓN MW %

Hidroeléctricas 3.039 48 %

Térmicas a gas natural 3.015 48 %

Térmicas a carbón 133 2 %

Eólico y otros 145 2 %

Total 6.331 100 %

G E N E R AC I Ó N D E E N E RG Í A E L É C T R I C AP RO D U CC I Ó N D E E N E RG Í A E L É C T R I C A A N I V E L N AC I O N A L - GWh

D Í A D E M Á X I M A D E M A N DA - (25 de noviembre de 2015)

HidráulicaTérmicas a gas natural Otros

Centrales térmicas CamiseaTermoselvaEEPSASDE Piura

49 %6 %

70 %

11 %

45 %

19 %

2015

2005

Aun cuando a 2015 la generación hidráulica continúa siendo la de mayor participación en la producción de energía en el país (49 %), es incuestionable el crecimiento en los últimos diez años de la producción a base de gas natural, que ha alcanzado una participación de 45 %.

Se nota que el sector eléctrico peruano inició acciones de adaptación para asegurar el suministro en un escenario de demanda eléctrica creciente, que coincidirá con amenazas climáticas (fenómeno del Niño y desglaciación de recursos hídricos de montaña) sobre los sistemas de generación hidráulica.

Según el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional –Coes Sinac–, la máxima demanda del sistema eléctrico peruano en 2015 fue de 6.331 MW, obtenida el 25 de noviembre a las 7:45 p. m. En 2014, esta cifra fue 5.737 MW, el 12 de noviembre, mientras que en el 2013, fue 5.575 MW, el 11 de diciembre. Con respecto al año anterior, la máxima demanda de 2015, alcanzó un crecimiento de 10 %. Este crecimiento en el último año se sustenta, principalmente, en la mayor demanda del área Sur debido al ingreso del proyecto minero Las Bambas, ubicado en la región Apurímac y la ampliación de la minera Cerro Verde en la región de Arequipa.

95 %2 % 3 % 0,6 %



C i f ra s 2 0 1 5

Fuente: Coes.

Fuente: Coes.

Fuente: Coes.

Factores de planta de las termoeléctricas a gas natural - 2015

COMBUSTIBLE 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Gas natural 49.483 121.530 167.422 172.237 13 % 3 %

Carbón 9.636 12.025 1.845 2.647 (12 %) 43 %

Bagazo 0 1.199 3.365 2.357 14 % (30 %)

Diesel 2 564 1.832 530 1.466 10 % 177 %

R500 4.069 4.253 201 203 (26 %) 1 %

Residual 6 1.662 385 11 6 (43 %) (44 %)

Total 65.413 141.224 173.374 178.917 11 % 3 %

CO N S U M O D E CO M B U S T I B L E PA R A G E N E R AC I Ó N E L É C T R I C A - TJ

El factor de planta (también llamado factor de capacidad neto o factor de carga) de una central eléctrica es el cociente entre la energía real generada por la central durante un periodo (generalmente anual) y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período.Las centrales de Oquendo (95 %), Pisco (85 %) y Chilca 1 (83 %) fueron, entre las termoeléctricas a base de gas natural del país, las de mayor factor de planta durante 2015. En contraste, las centrales de Las Flores (6 %), Santa Rosa 1 (5 %) y Santa Rosa 2 (7 %), con factores de carga menores a 10 %, trabajaron solo en ocasiones esporádicas.

En el transcurso de la última década, el gas natural se consolidó como el combustible de mayor consumo para la generación eléctrica en Perú, al alcanzar a 2015 un 98 % de participación. Para ello, el gas de Camisea resulta trascendental, pues permite un crecimiento promedio anual en el consumo de gas natural para las térmicas en estos diez años de 13 %. Por su parte, el carbón y los combustibles líquidos (derivados del petróleo) perdieron su participación de 15 % y 10 %, que tenían en 2005, y ambos terminaron en un mínimo de 1 %. Lo anterior, con el beneficio de disminuir la contaminación ambiental por la menor emisión de carbono (C), dióxido de Nitrógeno (NO2) y otros contaminantes que resultan del uso de este tipo de combustible.

29%

62%68%

5% 7%

83%67%

6%

95%

71%85%

62%73%

22%

Aguaytía Malacas Ventanilla Santa Rosa Santa Rosa 2 Chilca 1 Kallpa Las Flores Pisco Tablazo Colan Fénix OllerosIndependenciaOquendo

Participación del gas natural como combustible de generación eléctrica

Participación gas natural Combustibles líquidos Carbón

76%87%

98% 98%

10%5%

0,4% 1%15% 9%1% 1%

2005 2010 2014 2015




Humay

Camisea

Chiquintirca

Lurín

PampaMelchorita


Fuente: Equilibrium Calificadora de Riesgo S.A.

450 US$MMValor de las exportaciones de GNL de Perú en el 2015

G N L E N P E R ú

Ducto de TGPDucto de PLGN

Exportación de GNLSe muestra en esta sección un resumen de los aspectos más relevantes del GNL en Perú, desde sus inicios con el costo de la infraestuctura de Perú LNG, las cifras de exportaciónes con sus volúmenes, precios y países de destino; y para finalizar se toca el proyecto que utilizara el GNL de Pampa Melchorita con el que se espera entregar confiabilidad al sistema de distribución de Lima y Callao.

Según reporte de la firma Equilibrium Calificadora de Riesgo S. A. sobre Perú LNG SRL, de abril de 2016, el costo total de la infraestructura de Perú LNG, 3.833 US$MM, se financió con recursos de organismos multilaterales, bonos y recursos aportados por los accionistas, lo cual se resume en una estructura financiera del proyecto de 59 % de deuda y 41 % de patrimonio.

Fuente: Equilibrium Calificadora de Riesgo S.A

USO miles de US$ PARTICIPACIÓN %

Contratos de construcción EPC 2.333.912 61 %

Costos del ducto 824.294 22 %

Otros costos 674.354 18 %

Total 3.832.560 100 %

CO S TO TOTA L I N F R A E S T RU C T U R A P E Rú L N G

G AS O D U C TO P L N G

Longitud: ducto de 408 km y 34 pulgadas de diámetro.

Trayectoria: de Chiquintirca a la planta de licuefacción en pampa Melchorita.

Transporte: capacidad de transporte de 677 MMpcd.

P L A N TA D E L I C U E FACC I Ó N

pampa Melchorita- Ubicación: entre la ciudad de San Vicente de Cañete y Chincha, a 167 km al sur de Lima.- Capacidad de procesamiento: 4.45 MMtpa.- proceso: transformación del gas natural a estado líquido mediante proceso de purificación y enfriamiento a -163ºCelsius que reduce su volumen 600 veces.

I N S TA L AC I O N E S M A R Í T I M AS

Composición:

Muelle y plataforma de 1,4 km de extensión.

Canal de navegación, dragado para el ingreso y salida de buques, remolcadores y rompeolas de 800 m de largo, el cual se encuentra alineado paralelo a la línea costera.

I N F R A E S T RU C T U R A D E L I C U E FACC I Ó N D E P E Rú L N G



C i f ra s 2 0 1 5

Las exportaciones de GNL en Perú alcanzaron un máximo de 9,5 MMm3 en 2013, tercer año completo de operación de la planta de GNL de Pampa Melchorita. Sin embargo, en los dos últimos años se presentaron decrecimientos sucesivos en los volúmenes de dichas exportaciones de (–3,4 %) y (-12 %). Disminuciones en los volúmenes exportados de GNL hacia México, Japón y España, son la principal causa de esta declinación.

Mientras que en 2010 se observaban unas exportaciones de GNL diversificadas en cuanto al país de destino, en 2015 se observa una altísima concentración en ellas, al presentarse un 86 % de estas en solo dos países: México (68 %) y España (18 %).

DESTINO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

España 1.126.128 3.673.993 3.762.113 2.764.380 1.954.915 1.435.808 5 % (27 %)

Francia - - - - 134.510 468.831 NA 249 %

India 162.360 321.421 172.704 - - 145.059 (2 %) NA

Japón - 1.139.359 1.929.862 1.372.037 170.067 341.859 (26 %) 101 %

México 394.956 1.262.429 2.021.163 4.190.726 6.771.768 5.463.016 69 % (19 %)

Otros países 1.910.458 2.567.055 842.832 1.225.168 190.504 230.681 (34 %) 21 %

Total exportaciones 3.593.903 8.964.257 8.728.675 9.552.311 9.221.763 8.085.253 18 % (12 %)

E X P O RTAC I Ó N D E G N L - m3

Fuente: Perupetro.

Fuente: Perupetro.

Fuente: Perupetro.Nota: inicio de operaciones el 22 de junio de 2010.

Destinos exportación de GNL

Cantidad embarcada de GNL - m3

EspañaCorea del SurBrasilMéxicoReino UnidoOtros países

Valor de referencia Venta FOB Base para regalíasRegalías

Henry Hub National Balancing Point - NBP Japan/Korea - JKM

Variación GNL

2010 2015

MéxicoEspañaFranciaJapónIndiaOtros países

31 %

18 %

68 %

18 %

6 %

12 %

11 %

19 %

9 %

4 %2 % 3 %

160 %140 %120 %100 %

80 %60 %40 %20 %

0 %-20 %-40 %0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

2010 2011 2012 2013 2014 201502468

1012141618

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Fuente: Perupetro.

Exportación de GNL en Perú - Precio promedio anual - US$/MMbtu


Precios promedio de gas natural - US$/MMbtu




CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

GNL 284 1.284 1.331 1.373 787 450 10 % (43 %)

Otras exportaciones 35.524 45.102 45.036 41.196 37.859 32.926 (2 %) (13 %)

Total exportaciones Perú 35.807 46.386 46.367 42.569 38.646 33.376 (1 %) (14 %)

Ranking GNL 22 8 8 8 10 15 NA NA

% GNL en Total exportación 1 % 3 % 3 % 3 % 2 % 1 % 11 % (34 %)

E X P O RTAC I Ó N D E G N L E N P E Rú - FOB EN US$MM

Fuente: Sunat.

Fuente: Perupetro.

Volúmenes vendidos según marcador para precio de exportación de GNL

Henry HubNational Balancing Point - NBPJapan/Korea - JKMOtros

2010 2015

US$MM m3

GNLPetróleo crudo y derivados

40 %

68 %6 %11 %9 %

39 %9 %

Fuente: Perupetro.

Exportaciones de GNL en Perú

18 %

El crecimiento en la porción de volúmenes vendidos de GNL con el marcador Henry Hub (HH), que pasó de 11 % en 2010 a 68 % en 2015, tiene su fundamento en el compromiso de destinar, aproximadamente, un 70 % de la producción anual de GNL a la Comisión Federal de Electricidad de México (CFE), para ser entregado en su planta de regasificación ubicada en México según contrato take or pay de suministro de gas firmado por quince años.

La disminución en los volúmenes de exportación de GNL en los últimos dos años, aunado a una fuerte baja en los precios de este combustible en el mismo periodo, conllevó a un deterioro significativo en los valores recibidos por este concepto en Perú. Entre 2013 y 2015, la disminución en el monto de las exportaciones de GNL fue de 923 US$MM.

En sus años de bonanza, 2011–2013, el GNL alcanzó a ocupar el octavo puesto entre los productos de mayor generación de divisas por exportación en el país, y una participación de 3 % del total del monto de las exportaciones. En 2015, el GNL ocupó el puesto quince y su participación del total de las exportaciones descendió a 1 %.

2010 2011 2012 2013 2014 2015

12.000.000

10.000.000

8.000.000

6.000.000

4.000.000

2.000.000

0

1.500

1.000

500

0

Fuente: Sunat.

Exportación sector hidrocarburos - US$MM

9 %284

20 %450

91 %3.088

80 %2.302

2010 2015



C i f ra s 2 0 1 5

P L A N D E A C C I Ó N

Construir un tanque dealmacenamiento con capacidadde 130.000 m3.

Conectar válvulas y ductos atransporte de gas ya existente.

Recibir en fase líquida el gasnatural de la planta de PerúLNG y almacenarlo como GNL a una temperatura de -160ºC.

C O N T E X T O

Ubicaciónen la planta de licuefacción de gas natural de Melchorita (Perú LNG).

Plazo de la concesión: 20 años.

Experiencia exigida: empresas deberán haber construído plantas de licuefacción o regasificación con capacidad nominal de 300 MMpcd de gas natural.

Inversión: aproximadamenteUS$ 250 millones.

Fuente: Proinversión.

Fuente: Equilibrium Calificadora de Riesgo S.A.

Proyecto ‘Sistema de abastecimiento de GNL para mercado nacional’

El Gobierno peruano, tendiente a garantizar el suministro de los sistemas de distribución de Lima y Callao e Ica, mediante Resolución Suprema N° 028–2012–EF, publicada el 26 de abril de 2012, ratificó el acuerdo adoptado por el Consejo Directivo de Proinversión, en el cual se acordó aprobar el plan de ‘Promoción de la inversión privada’ para la entrega en concesión del proyecto ‘Sistema de abastecimiento de LNG para el mercado nacional’.

El concurso público internacional para otorgar en concesión este proyecto, actualmente sigue abierto y a la espera de concreción de las propuestas de los oferentes interesados.

Humay

Camisea

Planta Malvinas

City Gate Lurín

PampaMelchorita

Planta PLNG

Tanques de almacenamientode 130.000 m3

A S P E C T O S R E L E VA N T E S D E L P R O Y E C T O :

O B J E T I V O

Abastecer por aproximadamente siete días en caso de emergencia en el sistema de transporte de gas natural en la costa.

Suministro de gas para:• Plantas térmicas• Industrias• Vehicular• Consumo doméstico


p R O S p E C T i V a D E L S E C T O Rg a S n a T U R a L


SolarBosta, yareta y bagazoLeñaCarbónPetróleo industrialTurboGasolina motorGLPGas naturalElectricidadDiesel

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

49,8 % 52,8 %

12,8 %12,9 %

14,6 % 13,8 %

16,4 % 17,4 %6,0 % 2,6 %0,5 % 0,5 %

2016 2018 2020 2022 2024 2025

50,3 % 52,5 %

12,9 %13,9 %

14,7 % 14,8 %

15,5 % 15,4 %6,1 % 2,9 %0,5 % 0,5 %

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

2016 2018 2020 2022 2024 2025

35,5 %44,0 %

13,4 %13,3 %

24,5 %19,6 %

17,3 %18,0 %

6,3 % 2,6 %3,0 % 2,5 %

2016 2018 2020 2022 2024 2025

35,9 %43,0 %

13,6 %14,3 %

24,8 %21,0 %

6,5 % 3,0 %3,0 % 2,7 %

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

2016 2018 2020 2022 2024 2025

Carbón mineralEólico, solar y biomasaHidroenergíaPetróleo crudoLíquidos de GNGas natural

Carbón mineralEólico, solar y biomasaPetróleo crudoLíquidos de GNGas natural

52,5 %Participación proyectada del gas natural en la estructura de la producción de energía a 2025

Con el propósito de enfocar hacia dónde se dirige el sector de hidrocarburos del Perú, en esta sección se presentan las cifras proyectadas más relevantes de este sector, extraídas del documento ‘Plan energético nacional 2014–2025’, elaborado por el Ministerio de Energía y Minas –Minem–, y se pone mayor énfasis en las cifras particulares de gas natural a partir de 2016.

El plan energético basa sus cifras en crecimientos del consumo final de energía en escenarios de crecimientos del 4,5 % y 6,5 % que, a su vez, corresponden a crecimientos esperados del PBI. En los dos escenarios se

Escenario 4,5 % - pJ

Fuente: PEN 2014-2025, Minem.

Escenario 6,5 % - pJ

ESTRUCTURA DEL CONSUMO POR FUENTES 2014 - 2025

Escenario pBi 4,5 % Escenario pBi 6,5 %

PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PRIMARIA (%)

Escenario pBi 4,5 % Escenario pBi 6,5 %

PROYECCIÓN OFERTA INTERNA BRUTA DE ENERGÍA PRIMARIA (%)



puede observar que el gas natural incrementa su representatividad en el consumo total dado que el crecimiento anual esperado del consumo interno de este combustible es mayor que los mencionados escenarios de crecimiento de consumo total.

La mayor participación en la producción de energía primaria para el año 2025 es el gas natural, con una participación de 52,5 % y 52,8 % para un crecimiento del PBI del 4,5 % y 6,5 %, respectivamente, seguido por la hidroenergía con una participación de 15,4 % y 17,4 %, y el petróleo crudo con una de 14,8 % y 13,8 % .

La mayor participación en la oferta interna bruta se encuentra en el gas natural con un 43 % y 44 % de la oferta bruta de energía primaria al 2025, seguido por el petróleo con el 21 % y 19,6 %, y la hidroenergía con una participación de 15,9 % y 18,0 % para un crecimiento del PBI del 4,5 % y 6,5 % respectivamente.

P L A N E N E RG é T I CO N AC I O N A L 2014 - 2025

p á g i n a 1 1 1p R O S p E C T i V a D E L S E C T O Rg a S n a T U R a L


C i f ra s 2 0 1 5

48 39 28160

240 240

913 927

1.196

650 650

378

0151

1.120

2016 2020 2025

48 39 28160

240 240

913 927

1.196

650 650

378

0130

900

2016 2020 2025

HIDROCARBURO 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Petróleo 103 135 158 169 162 166 160 163 160 153

Líquidos de gas natural 113 109 110 111 113 111 122 121 143 180

Gas natural (Mbepd) 350 352 358 383 392 415 479 499 522 541

Total 565 596 626 663 668 693 762 783 826 874

HIDROCARBURO 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Petróleo 103 135 158 169 162 166 160 163 160 153

Líquidos de gas natural 113 109 110 113 115 114 130 142 139 180

Gas natural (Mbepd) 350 352 358 383 396 429 501 528 557 585

Total 565 596 626 665 674 709 792 833 856 917

P R O D U C C I Ó N D E P E T R Ó L E O Y G A S N AT U R A L - E S C E N A R I O P B I 4 , 5 % - Cifras en Mbpd

P R O D U C C I Ó N D E P E T R Ó L E O Y G A S N AT U R A L - E S C E N A R I O P B I 6 , 5 % - Cifras en Mbpd

Fuente: PEN 2014-2025, Minem.Nota: (Mbpd) Miles de barriles de petróleo por día. (Mbepd) Miles de barriles equivalentes de petróleo por día.

Fuente: PEN 2014-2025, Minem.Nota: (Mbpd) Miles de barriles de petróleo por día. (Mbepd) Miles de barriles equivalentes de petróleo por día.

Fuente: PEN 2014-2015. Minem.

Gas natural LGNPetróleo

Proyección de producción de gas natural - Cifras en MMpcd

Cifras en Mbpd - Escenario pBi 4,5 %


Cifras en Mbpd - Escenario pBi 6,5 %

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL

Las estimaciones de crecimiento en la producción del gas natural se basan en la expectativa de ejecutar siete proyectos de transporte con una inversión total estimada de 9.700 millones de dólares, que se espera realizar en el período de 2018 a 2023.

103 153113

180

350

541

0

200

400

600

800

1000

2016 2018 2020 2022 2024 2025103 153113

180

350

585

0

200

400

600

800

1000

2016 2018 2020 2022 2024 2025

1.771 1.811 1.986 2.427 2.646 2.742

1.771 1.811 2.0072.537

2.821 2.962

2016 2018 2020 2022 2024 2025

Escenario PBI 4,5 % Escenario PBI 6,5 %

Escenario pBi 4,5%


Escenario pBi 6,5 %

PROYECCIÓN PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL - Cifras en MMpcd

Costa y Zócalo NorteLote 57Lote 88Lote 56yacimientos nuevos


p R O S p E C T i V a D E L S E C T O Rg a S n a T U R a L


CONCEPTO 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Producción 1,771 1,783 1,811 1,938 1,986 2,104 2,427 2,529 2,646 2,742

Demanda interna 782 827 927 1,174 1,235 1,212 1,476 1,561 1,653 1,728

Petroquímica 120 140 150 160 170

Exportación 570 568 568 568 570 568 568 568 570 568

Balance 419 388 316 196 181 204 243 250 263 276

CONCEPTO 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Producción 1.771 1.783 1.811 1.938 2.007 2.172 2.537 2.674 2.821 2.962

Demanda interna 924 1.035 1.136 1.346 1.437 1.484 1.829 1.954 2.090 2.223

Petroquímica 120 140 150 160 170

Exportación 570 568 568 568 570 568 568 568 570 568

Balance 277 180 107 24 0 0 0 2 1 1

B A L A N C E D E L G A S N AT U R A L - E S C E N A R I O P B I 4 , 5 % - Cifras en MMpcd

B A L A N C E D E L G A S N AT U R A L - E S C E N A R I O P B I 6 , 5 % - Cifras en MMpcd

Fuente: PEN 2014-2025, Minem.Nota: (Mbpd) Miles de barriles equivalentes de petróleo por día.

Fuente: PEN 2014-2025, Minem.Nota: (Mbpd) Miles de barriles equivalentes de petróleo por día.

Fuente: PEN 2014-2025, Minem. Fuente: PEN 2014-2025, Minem.

Escenario 4,5 % Escenario 6,5 %

El PEN 2014–2015 proyecta un plan de masificación de gas natural que alcanzará 1.800.000 conexiones al finalizar 2025. Los crecimientos previstos para el periodo 2016–2025 de la demanda de gas natural para consumo interno son de 9 % y 10 % para los escenarios de 4,5 % y 6,5 %,

Fuente: PEN 2014-2025, Minem.Usos producción estimada de gas natural - Año 2025 - Cifras porcentuales

Demanda interna - Escenario 4,5 %Cifras en MMpcd

Demanda interna - Escenario 6,5 %Cifras en MMpcd

782 827927

1.174 1.235 1.212

1.476 1.5611.653 1.728

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

TACC2016 - 2025

9 % 924 1.035 1.1361.346 1.437 1.484

1.8291.954

2.0902.223

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

TACC2016 - 2025

10 %

respectivamente. Por otra parte, se destaca un comportamiento estable para el uso de la producción esperada del gas natural con destino a las exportaciones de GNL.

Demanda internaOtros destinos

75 %25 %63 %37 %

p á g i n a 1 1 3p R O S p E C T i V a D E L S E C T O Rg a S n a T U R a L


C i f ra s 2 0 1 5

PROYECTO AL 2020 2020 - 2025 ACUMULADO

Exploración / explotación 11.200 10.000 21.200

Modernización de la refinería Talara 3.500 24.700

Gasoducto Sur Peruano (GSP) 4.000 900 29.600

Gasoductos regionales (Apurímac, Puno, Arequipa, Tacna) y loop Marcona - Mollendo 1.500 31.100

Gasoductos a la costa norte y Cajamarca 3.300 34.400

Distribución en Lima 489 300 35.189

Distribución de gas natural en región Ica 110 50 35.349

Masificación con GNC en el centro y sur del país 350 50 35.749

Masificación con GNL en el norte y suroeste del país 250 50 36.049

Abastecimiento de GNL al mercado interno 200 36.249

Petroquímica 5.000 41.249

Total 21.599 19.650

GASODUCTO Año deentrada en operación

Cifras en US$MMInversión Inversión acumulada

Gasoducto Sur Peruano (GSP) sin ramales 2018 4.000 4.000

Ramales del GSP 2019 1.000 5.000

Loop Marcona - Mollendo 2020 500 5.500

Sierra Central - Paramonga 2021 1.750 7.250

Paramonga - Trujillo 2021 400 7.650

Ampliación del GSP 2021 900 8.550

Piura - Tumbes 2022 400 8.950

Trujillo - Piura- Cajamarca 2023 750 9.700

GASODUCTO 2017 2019 2021 2025

Camisea para el mercado interno

TGP 920 920 920 920

GSP 500 500 500

Costa Norte 500 500

Perú LNG 677 677 677 677

Aguaytía 55 55 55 55Total 1.652 2.152 2.652 2.652

I N V E R S I O N E S E N E L S E C T O R D E H I D R O C A R B U R O S - E S C E N A R I O P B I 4 , 5 % - CIFRAS EN US$MM

I N V E R S I O N E S D E N U E V O S G A S O D U C T O S

C A PA C I D A D D E T R A N S P O R T E D E G A S O D U C T O S - CIFRAS EN MMpcd




Inversión estimada en petróleo y gas - 2014-2025Escenario PBI 4,5 % - Cifras en US$MM

Del total de la inversión estimada a realizar de US$41.249 millones de dólares, el 28 % corresponde a inversiones de transporte, distribución y masificación del gas natural. Se incluye en el total de inversiones proyectos de la industria Petroquímica de los que se espera que una parte requiera unos 170 MMpcd de la producción proyectada para 2025.

La demanda de gas natural para el mercado interno tendrá un crecimiento importante en los cuatro segmentos de consumo: generación eléctrica, consumo industrial, transporte (GNV) y residencial - comercial. Este crecimiento requerirá mayor producción de los lotes de gas natural y una mayor infraestructura de transporte, para poder satisfacer la demanda interna de gas natural del país.

Transporte de gas natural

Petroquímica

Distribución y masificación consumo de gas natural

Otras inversiones en sector hidrocarburos

9.70024.900

5.000

1.649

p R O M i g a S p á g i n a 1 1 6p R O M i g a S p á g i n a 1 1 6 a n E X O S


g lo sA r I o d e t é r m I n o s

COnCEpTO DESCRipCiÓn

C

Cobertura efectiva

Cálculo porcentual determinado por los usuarios residenciales conectados dividido entre la población potencial que puede atender una empresa prestadora de servicios públicos.

Cobertura potencial

Cálculo porcentual determinado por los usuarios anillados, dividido entre la población potencial que puede atender una empresa prestadora de servicios públicos.

Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles a los procesos industriales, normalmente energía eléctrica y energía térmica.

D

Distribución - comercialización de gas

Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación, expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un sistema de distribución de gas. Es el agente encargado del transporte de gas combustible a través de redes de tubería, desde las estaciones reguladoras de puerta de ciudad, o desde un sistema de distribución, hasta la conexión de un usuario. Además, estas empresas son comercializadoras cuya actividad es el suministro de gas combustible a título oneroso.

Distribución - comercialización de energía eléctrica

Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación, expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un sistema de distribución de energía eléctrica. Los distribuidores ejercen simultáneamente las actividades de comercialización.

E EMBi +Cálculo porcentual determinado por los usuarios anillados, dividido entre la población potencial que puede atender una empresa prestadora de servicios públicos.

G

gas asociadoGas natural que se encuentra en contacto o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser calificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

gas combustible

Cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo), cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC - 3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen.

gas licuado de petróleo

Hidrocarburo derivado del petróleo compuesto principalmente por propano y butano, extraído del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseoso en condiciones atmosféricas, que se licúa fácilmente. Es combustible y se distribuye principalmente en cilindros y redes urbanas.

gas natural

Mezcla de gases de composición variable que se encuentra en función del yacimiento del que se extrae. Está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar 90 % o 95 %, puede contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2, H2S, butano y propano, mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados.

gas natural licuefactadognL

Es gas en estado líquido, cuando el gas natural se enfría a -161 grados centígrados aproximadamente a presión atmosférica, el gas natural se convierte en un líquido transparente como el agua, inodoro, incoloro, y no es ni corrosivo ni tóxico. El GNL pesa un poco menos de la mitad del agua por lo que si el GNL cayera sobre el agua flotaría.

gas natural vehicular - gnV

Gas natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

gas no asociado Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

H

Henry HubPunto de confluencia de ductos localizado en Luisiana, EUA. Se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el New york Mercantile Exchange - NyMEx -.

Hidratosde metano

Mezcla de dos componentes: el hidrato de gas y el metano, que son los que más abundan en estado natural. Los hidratos de metano constituyen una fuente energética alternativa de gran proyección mundial, con reservas estimadas que prácticamente duplican las reservas convencionales actualmente reconocidas para los recursos energéticos fósiles.

I interconexión internacional

Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusiva a la importación o exportación de gas natural.

G LO SA R I O D E T é R M I N O S , S I G L AS y FAC TO R E S D E CO N V E R S I ó N

p á g i n a 1 1 7a n E X O Si n F O R M E D E L S E C T O R

g a S n a T U R a L E n p E R Ú 2 0 1 6C i f ra s 2 0 1 5



L Licencia ambiental

Es un proceso utilizado para la planeación y administración de proyectos que asegura que las actividades humanas y económicas se ajusten a las restricciones ecológicas y de recursos y de esta forma se constituye en un mecanismo clave para promover el desarrollo sostenible.

O Off shore Fuera o más allá de la costa marítima.

On shore Situado o con ocurrencia en tierra.

Ppie cúbico

Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual a 1.000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.

pozos a3 En el lenguaje petrolero se denomina así al primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada.

R

Ratio R/p Es el resultado de dividir las reservas de gas natural a una fecha determinada, entre la producción de gas natural de ese último año.

Recursos

Los recursos minerales son una concentración u ocurrencia de material de interés económico intrínseco en o sobre la corteza de la Tierra en forma y cantidad en que haya probabilidades razonables de una eventual extracción económica.

Recursos contingentes

Aquellas cantidades de hidrocarburos estimadas, de una fecha dada, a ser recuperadas potencialmente de las acumulaciones conocidas por la aplicación de proyectos de desarrollo, pero no son consideradas actualmente como comercialmente recuperables debido a una o más contingencias.

Recursos prospectivos

Aquellas cantidades de hidrocarburos que son estimadas, en una fecha determinada, a ser potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas.

Reservas Aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada.

Reservas probadas

Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estima con razonable certeza podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas.

Reservas no probadas

Volúmenes calculados a partir de información geológica e ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificación de las reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica, económica o de otra naturaleza no permite clasificarlas como probadas.

Reservas probables

Aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 % de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.

Reservas posibles

Aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.

Riesgo paísHace referencia a la probabilidad de que un país, emisor de deuda, sea incapaz responder a sus compromisos de pago de deuda, en capital e intereses, en los términos acordados.



S

Sísmica Mecanismo de adquisición de nueva información geológica estratégica en una actividad exploratoria.

Shale

Es una formación sedimentaria que contiene gas y petróleo (shale gas/oil). La característica definitoria del shale es que no tiene la suficiente permeabilidad para que el petróleo y el gas puedan ser extraídos con los métodos convencionales, lo cual hace necesario la aplicación de nuevas tecnologías.

T

Tasa de crecimiento anual compuesto - TaCC

Tasa de crecimiento anual compuesto, se utiliza frecuentemente para describir el crecimiento sobre un periodo de tiempo de algunos elementos del negocio.

Tasa desempleo Relación porcentual entre el número de personas desocupadas y la población económicamente activa .

Tasa empleo Relación porcentual entre la población ocupada y la población en edad de trabajar.

Tonelada equivalente de petróleo

Unidad de medida utilizada para comparar diferentes energéticos.

Transporte de gas

Actividades ejecutadas por los transportadores desde un punto de entrada hasta un punto de salida del sistema nacional de transporte y que reúnen las siguientes condiciones: 1. Capacidad de decisión sobre el libre acceso a un sistema de transporte, siempre y cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y 2. Que realice la venta del servicio de transporte a cualquier agente mediante contratos de transporte.

Transmisión Transporte de energía eléctrica a través del sistema de transmisión.

UUsuarios frente a red

Usuarios que técnicamente están habilitados para conectarse al servicio de gas natural, en caso de que así lo deseen.

Usuarios conectados o habillitados

Usuarios que adquirieron los derechos de conexión, frente al distribuidor de gas.

yYacimientos convencionales

yacimientos que pueden ejecutarse o ser producidos a tasas económicas de flujo, lo cual podrá llevar a la producción de ciertos volúmenes económicos de hidrocarburos.

Yacimientos no convencionales

Todos aquellos yacimientos que no producen tasas económicas de flujo y que no podrán ser producidos rentablemente sin la aplicación de estimación, fracturamiento y recuperación.



A B r e V I At u r As y s I g l As


A

aiE Agencia Internacional de Energía

ani Agencia Nacional de Infraestructura

anLa Agencia Nacional de Licencias Ambientales

aOM Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento

aSE Áreas de Servicio Exclusivo

aSnE Áreas de Servicio No Exclusivo

B

bl Barril

BEO Boletín Electrónico de Operaciones

Bm3 Billones de metros cúbicos

Bp British Petroleum

Btu British thermal unit

C

CBM Coal Bed Methane

CDp Capacidad Disponible Primaria

Cenac Centro de Estudios de la Construcción y el Desarrollo Urbano Regional

Cepal Comisión Económica para América Latina y el Caribe

CFE Comisión Federal de Energía

CFi Corporación Financiera Internacional

Ci Costo de interrupción del servicio de gas

CiF Cost Insurance and Freight

CMMi Council of Mining and Metallurgical Institutions

CnE Comisión Nacional de Energía

CO₂ Dióxido de carbono

CpC Centro Principal de Control

CQR Caldas Quindío Risaralda

Cte Corriente

CTL Coal To Liquid

D

DaFp Departamento Administrativo de la Función Pública

DC Distrito Capital

DEa Data Envolvement Analysis (Análisis Envolvente de Datos)

DES Duración Equivalente de Interrupción del Servicio

DTF Depósito a término fijo

Dt Cargo de distribución

E

Ea Efectivo anual

EDS Estaciones de servicio

Eia Energy Information Administration (USA)

EMBi + Emerging Markets Bond Index

Eni Ente Nazionale Idrocarburi

ESMap Energy Sector Management Assistance Program

ESp Empresa de Servicios Públicos

USa Estados Unidos de América



FFERC Federal Energy Regulatory Commission

FMi Fondo Monetario Internacional

FUnSEaM Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental

G

gbtud Giga british thermal unit per day

gal Galón

gOES Gas Original en Sitio

g/gJ Gramo contaminante por gigajoules de combustible consumido

gLp Gas Licuado de Petróleo

gnC Gas Natural Comprimido

gn Gas Natural

gni Gas Natural Importado

gpc Giga pie cúbico

gnL Gas Natural Licuado (Liquid Natural Gas)

gnV O gnCV Gas Natural Vehicular

gpcd Giga pie cúbico diario

gWh Gigawatts hora

H ha Hectárea

hp Horses Power (caballos de fuerza)

I

iangV International Association for Natural Gas Vehicles

iEa International Energy Agency

igCC Integrated Gasification Combined Cycle

in Inch (pulgada)

inEi Instituto Nacional de Estadística e Informática de Perú

iO índice de Odorización

ipC índice de Precios al Consumidor

ipLi índice de Presión en Líneas Individuales

ipM índice de Precios al por Mayor

ipp índice de Precios al Productor

iRST índice de Respuesta a Servicio Técnico

Kkm Kilómetro/kilómetros

KnOC Korea National Oil Corporation

Kv Kilovoltios

kWh Kilovatios hora

L l Litro/litros





M

m2 Metros cuadrados

m3 Metros cúbicos

Mb Millones de barriles

MMb Miles de barriles por día

MMbtu Millones de unidades térmicas británicas

MCiT Ministerio de Comercio Industria y Turismo

MMbep Millones de barriles equivalentes de petróleo

MMha Millones de hectáreas

Minem Ministerio de Energía y Minas

MMl Millones de Litros

mm Milímetros

MMm3 Millón de metros cúbicos

MMm3 d Millones de metros cúbicos por día

Mpcd Mil pies cúbicos diarios

MMpcd Millón de pies cúbicos diarios

MRV Mercados Relevantes Virtuales

MMtep Millones de toneladas equivalentes de petróleo

MMtpa Millones de toneladas producidas anualmente

m Metro/Metros

mv Mes vencido

MWh Megavatios hora

MW Megavatios

N

nBp National Balancing Point

nEV New Energy Vehicles

ngV Natural Gas Vehicles

nSU Nivel de Satisfacción del Usuario

nTC Norma Técnica Colombiana

# Número

nYMEX New york Mercantile Exchange

O

OCg Opción de Compra de Gas

OEF Obligaciones de Energía Firme

OiT Organización Internacional del Trabajo

Osinergmin Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería de Perú

OR Operador de Red

P

paC Programa Anual de Caja

pcd Pie cúbico día

pDOF Producción Disponible para Ofertar en Firme

pDVSa Petróleos de Venezuela S.A.

pecsa Peruana de Combustibles S.A.

pEMEX Petróleos Mexicanos

pEn Plan Energético Nacional

pgn Presupuesto General de la Nación

pBi Producto Interno Bruto

png Pressurised Natural Gas (Gas Natural Presurizado)

pni Programa de Nuevas Inversiones

ppi Producer Price Index

pQR Peticiones, Quejas y Reclamos

pwC Price Waterhouse Coopers



R

Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales

RSC Responsabilidad Social Corporativa

R/p Relación reservas/producción

RSE Responsabilidad Social Empresarial

RTR Recursos Técnicamente Recuperables

S

SDL Sistema de Distribución Local

SEnER Secretaría de Energía de México

Sng Syntetic Natural Gas (Gas Natural Sintético)

SnT Sistema Nacional de Transporte

SRT Sistema Regional de Transporte

STM Sistema de Transporte Masivo

STTMp Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros

STn Sistema de Transmisión Nacional (Energía Eléctrica)

STT Sistema Troncal de Transporte

SURTigaS Surtidora de Gas del Caribe

T

TaCC Tasa de Crecimiento Anual Compuesto

Ta Trimestre Anticipado

Tep Tonelada equivalente de petróleo

THT Tetra Hidro Tiofeno

TKC Tasa promedio de costo de capital remunerada por capacidad

TKV Tasa promedio de costo de capital remunerada por volumen

TOC Total Organic Carbon

t Tonelada

Tpc Tera pies cúbicos

Trim Trimestre

TSO Operador del Sistema de Transporte

UUE Unión Europea

USa United States of America

US$ Dólares

US$ MM Millones de dólares

W WaCC Weighted Average Cost of Capital

WTi West Texas Intermediate



fAc to r e s d e co n V e r s I ó n

UniDaDES DE VOLUMEn UniDaDES DE MaSa

Metro cúbico - m3 6,2898104 Barriles - bl Kilogramo - kg 2 Libras - lb

Metro cúbico - m3 264,28 Galones - gal Kilogramo - kg 0,001 Toneladas - t

Metro cúbico - m3 1.000 Litros - l Kilogramo - kg 35,274 Onzas - oz

Metro cúbico - m3 35,31467 Pies cúbicos - pc

Metro cúbico - m3 61.024 Pulgadas cúbicas - in3

Metro cúbico - m3 1,308 yardas cúbicas - yd3

UniDaDES DE EnERgÍa

British Thermal Unit - Btu 252 Calorías - cal

British Thermal Unit - Btu 1.055,06 Joules - J

British Thermal Unit - Btu 0,000000025 Tonelada de

Petróleo - tep

British ThermalUnit - Btu 0,293072222 Watt hora - W h

fActores de conVersIón entre comBustIBles

UniDaD COMBUSTiBLEpODER

CaLORÍFiCO - MMbtu (,)

Metro cúbico - m3 Gas natural 35,31Tonelada Bagazo 452.000,00

Metro cúbico - m3 Biogás 18,00Tonelada Carbón 30,40Tonelada Coque de carbón 32,40Tonelada Diesel 434.000,00

Kilovatio hora - kWh Electricidad 3,44Tonelada Fuel oil 408.000,00

Galón GLP 93,57Tonelada Gasolina de motor 452.000,00

Metro cúbico - m3 Leña 5,66Tonelada Queroseno 441.200,00

fActores de conVersIón entre comBustIBles

pRODUCTO FaCTOR UniDaD

Carbón antracita nacional 29,3 TJ/106 kgCarbón de leña 27,2 TJ/106 kgCarbón bituminoso nacional 24,8 TJ/106 kgCarbón mineral importado 30,5 TJ/106 kgCoque centromín 28,3 TJ/106 kgCoque importado 26,8 TJ/106 kgDiesel oil 36,3 TJ/103 m3Energía eléctrica 3,6 TJ/GW.hGas de alto horno 2,5 TJ/103 m3Gas de coquería (Centromin) 20,1 TJ/103 m3Gas de coqueria - carbón "Goyllar" 21,4 TJ/103 m3Gas de refinería 49,4 TJ/103 m3Gas licuado 25 TJ/103 m3Gas natural o distribuido 34,6 TJ/103 m3Gasolina motor 32,1 TJ/103 m3Querosene y Jet Fuel 35 TJ/103 m3Leña 15,1 TJ/106 kgNo energéticos de coque 37,2 TJ/106 kgNo energéticos de petróleo 36,3 TJ/103 m3Petróleo 36,4 TJ/103 m3Petróleo residual (industria) 38,7 TJ/103 m3Residual vegetales (bagazo) 6,3 TJ/106 kg

P r e f I J o s d ec I m A l e s

pREFiJO FaCTOR DE MULTipLiCaCiÓn SÍMBOLO

Peta 10 15 P

Tera 10 12 T

Giga 10 9 G

Mega 10 6 MM

Kilo 10 3 K

Billones 10 9 B

(*) Se basa en supuestos de contenido energético.



d I r e c to r I o I n t e r n Ac I o n A l

EMpRESa CiUDaD paÍS DiRECCiÓn TELÉFOnO

A

asociación Brasileña de Empresas Distribuidoras de gas -aBEgaS- Río de Janeiro Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - CEP: 20050-005 (21) - 3970-1001

agencia Reguladora de EnergÍa y Saneamiento Básico de Río de Janeiro -agEnERSa - Río de Janeiro Brasil Av. Treze de Maio, #23 (Edifício Dark) - Centro - RJ

- CEP 20031-902 (21) - 2332-6469

agencia de Hidrocarburos Río de Janeiro Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - 20031-201 (21) - 3804-0000

agencia nacional de Energía Eléctrica -anEEL- Brasilia Brasil SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar (55) - 61-21928714

agencia nacional de petróleo -anp- Rio de Janeiro Brasil Avenida Río Branco #65-13 (55) - 21-21128370

asociación iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329634

autoridad Reguladora de los Servicios públicos San José Costa Rica Apdo. 936 - 1000 - Sabana Sur (506) - 2200102

autoridad nacional de los Servicios públicos -anSp- Panamá Panamá Vía España, Edificio Office Park (507) - 5084624

CComisión nacional de Energía -CnE- Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329618

Comisión Reguladora de Energía -CRE- México D. F. México Av. Horacio 1750, Colonia Los Morales (52) - 55 - 52831550

EEnargas Buenos Aires Argentina Suipacha #636 (54) -11- 43252500

Energy information administration Washington Estados UnidosNational Energy Information Center, EI30 Energy Information Administration, Forrestal Building, Washington, DC 20585

(1) -202/586 - 0727

G gases del pacÍfico Lima Perú Calle Las Orquídeas 5-85 San Isidro, Edificio Fibra (51) 1 - 2012030

I international asociation for gas natural Vehicles Auckland Nueva Zelanda PO Box 128446, Remuera, Auckland (64) - 9 - 523 3567

MMinisterio de Energía y Minas Guatemala Guatemala Diagonal 17, 29-78 Zona 11, Las Chacas (502) - 24424999

Ministerio de industria, Energía y Minería Montevideo Uruguay Paysandú s/n esq. Av. Libertador Brig Gral Lavalleja (598) - 2 - 9008533

O Olade Quito Ecuador Av. Mariscal Antonio José de Sucre N58-63 y Fernández Salvador Edif. OLADE - Sector San Carlos (593) - 2 - 2598-122

P promigas Barranquilla Colombia Calle 66 # 67 - 123 (05) - 3713-444

S

SigET San Salvador El Salvador 6ª 10ª Calle Poniente y 37 (503) - 22574412

Superintendencia de Competencia San Salvador El Salvador Edificio Madreselva 1er nivel (503) - 25236600

Superintendencia de Electricidad La Paz Bolivia Av. 16 de Julio (El Prado) 1571 (591) - 2 - 2312401

Superintendencia de Hidrocarburos La Paz Bolivia La Paz, Bolivia Correo Central (591) - 2 - 2434000

d I r e c to r I o n Ac I o n A l

EMpRESa CiUDaD paÍS TELÉFOnO DiRECCiÓn

Cálidda Lima Calle Morelli 150, C.C La Rambla – Torre 2, San Borja (51) - 1 - 6149000 www.calidda.com.pegases del pacÍfico Lima Calle Las Orquídeas 5-85 San Isidro, Edificio Fibra (51) 1 - 2012030Contugas Lima Jirón Doménico Morelli N° 150 - San Borja (51)-1-631 0700 www.contugas.com.pegas natural Fenosa perú Lima Calle Las Orquídeas 585, piso 11, San Isidro, Lima 27 (51) 1 - 4270382 www.gasnaturalfeno.com.pe

pluspetrol perú Lima Av. República de Panamá 3055, piso 8, San Isidro. (51) 1 - 4117100 http://www.pluspetrol.net/

Repsol Exploración perú S.a. Lima Avenida Víctor Andrés Belaúnde 147, PE Torre Real 5 Piso 5, Lima 27 - Perú (51) 1 - 315 95 00 www.repsol.com

Olympic perú Piura Av. Quiriquino 351, Urb. El Chipe, Piura. (51) 7 - 3304324 [email protected]

aguaytía Energy Lima Av. Víctor A. Belaúnde 147 Vía Principal 123, Edificio Real Uno Oficina 802, San Isidro, Lima 27 - Perú. (51) 1 - 611-5000 www.aguaytia-energy.com

Tgp Lima Centro Empresarial Real, Av. Victor Andrés Belaúnde 147, Distrito de Lima 27, Perú (51)-1-6177777 www.tgp.com.pe

perú Lng Lima Av. Victor Andres Belaúnde Nro. 147, Vía Real 185, Torre 12, Oficina 105, San Isidro, Lima, Perú (51) 1 -7072000 www.preulng.com

Comité de Operación Económica del Sistema inter-conectado nacional - COES- Lima Calle Manuel Roaud y Paz Soldán 364. San Isidro (51)-1-611-8585 www.coes.org.pe

FiSE Lima Bernardo Monteagudo, Magdalena del Mar (51) 1 - 2193410 www.fise.gob.peinstituto nacional de Estadística e informática - inEi Lima Av. Gral. Garzón 654 - 658, Jesús María (51)-1-652-0000 www.inei.gob.peindecopi Lima Calle de la Prosa 104, San Borja (51) 1 - 224 7777 www.indecopi.gob.peMinisterio de Energía y Minas de perú Lima Av. Las Artes Sur 260 San Borja (51)-1-4111100 www.minem.gob.peOrganismo de evaluación y fiscalización ambiental -OEFa- Lima Avenida República de Panamá, N° 3542 San Isidro (51) 1 - 2049278 www.oefa.gob.pe

Organismo Supervisor de la inversión en Energía y Minería -OSinERgMin- Lima Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar (51) -1- 2193410 www.osinergmin.gob.pe

proinversión Lima Av. Enrique Canaval Moreyra Nº 150, Piso 9 San Isidro (51) 1 - 2001200 www.proinversion.gob.peperupetro Lima Luis Aldana 320 - San Borja (51) 1 - 2061800 www.perupetro.com.pe

infogas Lima Augusto Tamayo 160, San Isidro- Lima, Perú (51) 1 - 7004420 www.infogas.com.peBanco Central de Reserva de perú Lima Jr. Antonio Miró Quesada 441-445 (51)-1-613 2000 www.bcrp.gob.pe

Empresas Distribuidoras

Empresas productoras

Empresas Transportadoras

Entidades gubernamentales

Otras Entidades

p R O M i g a S p á g i n a 1 2 4p R O M i g a S p á g i n a 1 2 4 B i B L i O g R a F Í a


d o c u m e n to s

C

Cálidda. Report for Investors 2013.

Cálidda. Investors Report 2015.

Cálidda. Cálidda y el servicio de distribución del gas natural en Lima y Callao 2015.

Cálidda. Pliego tarifario del servicio de distribución de gas natural por red de ductos en Lima y Callao, 1 de diciembre de 2006.

Cálidda. Pliego tarifario del servicio de distribución de gas natural: tarifas únicas de distribución, 1 de diciembre de 2011.



Cálidda. Pliego tarifario del servicio de distribución de gas natural: tarifas únicas de Distribución, 1 de diciembre de 2014.


Cálidda. Pliego tarifario del servicio de distribución de gas natural: tarifas únicas de distribución, 1 de abril de 2016.

Cálidda. Reporte para inversionistas 4T de 2014.

Cálidda. Informe de visita de inspeccón, 9 de marzo de 2005.

Cálidda. Factores de actualización, diciembre de 2015.

Cálidda. Resultados históricos y proyecciones.

Cálidda. Cargos máximos por corte y reconexión del servicio de distribución.

Cálidda. Dictamen de los auditores independientes: estados financieros años terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, 12 de febrero de 2013.

Cálidda. Dictamen de los auditores independientes: estados financieros años terminados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, 31 de enero de 2014.

Cálidda. Dictamen de los auditores independientes: estados financieros años terminados el 31 de diciembre de 2006 y 2005, 26 de enero de 2007.

Cálidda. Memoria Anual Calidda 2013, Gas Natural, Energía que mejora la calidad de vida de las personas.

Cálidda. Cálidda at a Glance 2012.

Cálidda, Reporte anual 2012.

CEPLAN. Plan bicentenario: el Perú hacia 2021, julio de 2011.

Contugas. Dictamen de los auditores Independientes: estados financieros años terminados el 31 de diciembre de 2015 y 2014, 20 de febrero de 2015.

Contugas. Dictamen de los auditores Independientes: estados financieros años terminados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, 31 de enero de 2014.

Contugas. Informe de Sostenibilidad 2014.

Contugas. Informe de Gestión Sostenible 2015, abril de 2016.

Contugas. Reporte de Sostenibilidad 2013, mayo de 2014.

Contugas. Pliego tarifario del servicio de distribución de gas natural por red de ductos en el departamento de Ica, 2015.

COES - SINAC. Presentación de información de precio y calidad de combustible gas natural, 1 de julio de 2006- 30 de junio de 2007.

COES - SINAC. Presentación de información de precio y calidad de combustible gas natural, 1 de julio de 2007 - 30 de junio de 2008.

COES - SINAC. Presentación de información de precio y calidad de combustible gas natural, 1 de julio de 2008 - 30 de junio de 2009








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Enersur. Modo Energético Planta Ilo, 17 de septiembre de 2014.

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FISE. Mapa Energético, Herramienta de gestión para el acceso universal a la energía. Abril de 2015.

G Gas Natural Fenosa. Concesión Suroeste Perú, Junio 2014.

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Osinergmin. Reporte semestral de monitoreo del mercado de gas natural, primer semestre del 2013, diciembre de 2013.

Osinergmin. Reporte semestral de monitoreo del mercado eléctrico, segundo semestre del 2013, noviembre de 2014.

Osinergmin. Reporte semestral de monitoreo del mercado eléctrico, diciembre de 2013.

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Osinergmin. La revista del gas natural, año III, abril de 2012.

Osinergmin. La revista del gas natural, año IV, abril de 2013.

Osinergmin. La revista del gas natural, año V, abril de 2014.

Osinergmin. Aplicación de tarifas de gas natural en Lima y Callao, diciembre de 2009.

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TGP. Memoria anual Transportadora de Gas del Perú S.A. 2007, marzo de 2008.

TGP. Memoriaanual Transportadora de Gas del Perú S.A. 2008, 31 marzo de 2009.

TGP. Memoria anual Transportadora de Gas del Perú S.A. 2010, 29 marzo de 2011.


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Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional, www.coes.org.pe

Contugas, www.contugas.pe

Cálidda, www.calidda.com.pe

D Datos perú, www.datosperu.org

EEmpresa de Generación Eléctrica del Sur, www.egesur.com.pe

Equilibrium, Calificadora de Riesgo, www.equilibrium.com.pa

Energy Information Administration, www.eia.doe.gov

GGas Natural Fenosa Perú, www.gasnaturalfenosa.com

Grupo de Energía de Bogotá, www.grupoenergiadebogota.com

Compañía de Gases del Pacífico S.A.S, www.gasesdelpacifico.com

I Instituto Nacional de Estadísticas e Informática, www.inei.gob.pe

MMinisterio de Economía y Finanzas del Perú, www.mef.gob.pe

Ministerio de Energía y Minas de Perú, www.minem.gob.pe

N NGV Group, www.ngvgroup.com

OOrganismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, www.osinergmin.gob.pe

Organización Latinoamericana de Energía, www.olade.org

PPrensa Vehicular, www.prensavehicular.com

Perú LNG, www.colp.com.pe

Perupetro, www.perupetro.com.pe

S Superintendencia Nacional de Aduanas y Administración Tributaria, www.sunat.gob.pe

TThe World Bank, http://data.worldbank.org

Transportadora de Gas del Perú, www.tgp.com.pe

U Unidad de Planeación Minero Energética, www.upme.gov.co

PÁg I n As W e B

· camisea 1980 - 1998: el descubrimiento y su dimensión 1999 - 2010: la adjudicación y su...

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