División de Supervisión de Gas Natural Boletín ESTADÍSTICO Procesamiento, Producción Transporte de Gas Natural y 2do Trimestre 2022 1 Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la División de Supervisión de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma trimestral los indicadores más relevantes en las actividades de explotación, producción, procesamiento, transporte de gas natural y líquidos de gas natural y estado de los contratos de concesión de gas natural, los cuales son presentados en el Boletín Estadístico de Gas Natural, cuya publicación presentamos en formato digital y está disponible en la página web de OSINERGMIN. La industria de gas y líquidos de gas natural en nuestro país es una realidad que muestra un continuo crecimiento. Está presente en las actividades de los principales sectores industriales y tiene impacto positivo sobre el crecimiento económico y socio-ambiental a futuro. Según veremos más adelante, existe en nuestro país un mercado de gas natural con un alto potencial de desarrollo. 2 CONTENIDO RESERVAS Reservas de Gas Natural (10) Reservas de Líquidos de Gas Natural (11) TRANSPORTE Transporte de Gas Natural por Lotes. (18) Capacidad Disponible de Transporte de Gas Natural (19) PRODUCCIÓN PROCESAMIENTO Producción de Gas Natural Húmedo (13) Producción de Líquidos de Gas Natural (14) Disponibilidad de Suministro de Gas Natural (15) Gas Natural Reinyectado (16) Gas Natural Procesado (16) Productos Finales por Planta (17) EXPORTACIÓN INDICADORES Exportación de GNL (23) Embarques y Despacho de GNL (24) Reservas/Producción (26) Producto Bruto Interno (35) Precios al Consumidor de Combustibles (35) 3 El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998 se concentró en la zona de Talara y se limitaba al procesamiento del gas asociado, este gas natural era usado básicamente para la generación eléctrica de las operaciones petroleras y para uso residencial en los campamentos de explotación de la costa norte. A partir de ese año se extendió a la selva central con el inicio de las operaciones del proyecto Aguaytía. Las labores de supervisión, eran desarrolladas por OSINERGMIN a través de la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos. Posteriormente, en agosto del 2004 se da inicio a las operaciones comerciales del Proyecto Camisea, dando lugar a un creciente desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país, lo cual impulsó a OSINERGMIN a replantear su organización creando así, en agosto del 2007, la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural, con la finalidad de atender la demanda de regulación y supervisión de las actividades del gas natural en el país. En el 2016, las actividades de supervisión de distribución y comercialización de gas natural pasaron a la División de Supervisión Regional, quedando las demás actividades a cargo de la División de Supervisión de Gas Natural. MATRIZ ENERGÉTICA La demanda de energía se recuperó a los niveles previos en 2021, revirtiendo la reducción temporal en 2020 derivada de la pandemia de COVID-19. La demanda de energía primaria aumentó un 5,8% en 2021, superando niveles de 2019 en un 1,3%, tal como se muestra en el Gráfico 1. Entre 2019 y 2021, las energías renovables aumentaron en más de 8 EJ. El consumo de combustibles fósiles se mantuvo prácticamente sin cambios, representaron el 82% del uso de energía primaria el año pasado, por debajo del 83% en 2019 y el 85% hace cinco años. Gráfico 1. Consumo Anual Mundial de Energía por Combustible desde 1993 hasta 2021 (en Exajoules) Exajoules Matriz de Consumo de Energía Mundial 600 Petróleo Carbón Gas Natural Hidroeléctrica Nuclear Energías Renovables 500 400 300 200 100 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 0 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022] El aumento de la energía primaria entre 2019 y 2021 fue impulsado en su totalidad por fuentes de energía renovables. El nivel del consumo de energía de combustibles fósiles se mantuvo sin cambios entre 2019 y 2021, con menor demanda de petróleo (-8 EJ) compensada por mayor consumo de gas natural (5 EJ) y carbón (3 EJ). El consumo de petróleo aumentó en 5,3 millones de barriles por día (b/d) en 2021, pero permaneció 3,7 millones b/d por debajo de los niveles de 2019. El petróleo continúa siendo el combustible dominante en el mundo (31,0%). El carbón es el segundo combustible más utilizado, aumentó ligeramente en el 2021, representando ahora el 26,9%, con un ligero aumento respecto al 26,8% del 2020. La demanda de gas natural creció un 5,3% en 2021, recuperándose por encima niveles previos a la pandemia, su participación en 2021 se mantuvo sin cambios respecto al año anterior en un 24,4%. 4 Las energías renovables representan el 6,7% de la matriz energética, superando al 4,3% de la energía nuclear. La energía Hidroeléctrica disminuyó ligeramente en 0,5%, llegando a 6,8%. El detalle de la cuota de mercado alcanzada por cada tipo de combustible se encuentra en el Gráfico 2: Gráfico 2. Participaciones del Consumo Mundial de Energía Primaria por Tipo de Combustible Matriz de Consumo de Energía Mundial (Porcentaje) Petróleo Carbón Gas Natural Hidroeléctrica Nuclear Energías Renovables 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1993 1997 2001 2005 2009 2013 2017 2021 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022] En el Gráfico 3 se aprecia que el petróleo se mantiene como el combustible dominante en África, Europa y las Américas, mientras que el Gas Natural domina en la CIS (Comunidad de Estados Independientes) y el Medio Oriente, y representa más de la mitad de la combinación de energía en ambas regiones. El carbón es el combustible dominante en la región de Asia Pacífico. En particular, tanto Europa como América del Norte mostraron un aumentó en el consumo de carbón en 2021 después de casi 10 años consecutivos de disminución. Gráfico 3. Porcentaje de Consumo Regional por Combustibles, 2021. Consumo de Combustibles por Región 2021 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% Asia - Pacífico Petróleo Africa Carbón Medio Oeste Gas Natural CIS Hidroeléctrica Europa Sur y Centro Norte América América Nuclear Energías Renovables Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022] 5 MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ En el 2021, el consumo energético en el Perú tuvo un aumento de 15,4%, respecto al año anterior, recuperando los niveles después de la emergencia provocada por el COVID-19, aunque el consumo no supera el registrado en el 2019. En cuanto a las fuentes de energía, aumentaron el consumo del carbón en 9,3%, gas natural en 12,5%, Petróleo 27,1%, Hidroeléctrica 4,3% y energías renovables en 4,2%. La evolución de la matriz de consumo de energía en el país se muestra en el Gráfico 4. Gráfico 4. Consumo de Energía Primaria por Combustible: Perú, 1965-2021 Exajoules Matriz de Consumo de Energía: Perú 1,2 Petróleo Hidroeléctrica Gas Natural 1,0 Carbón Energías Renovables 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1965 1972 1979 1986 1993 2000 2007 2014 2021 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022] Como se observa en el Gráfico siguiente, existe una marcada tendencia al cambio en la participación en el mercado energético de cada una de las fuentes de energía, disminuyendo el consumo de carbón y el petróleo para utilizar nuevas fuentes de energía primaria más limpias, como el gas natural y las energía renovables. Gráfico 5. Consumo de Energía Primaria por Combustible, Perú, 1965-2021 (en Exajoules) Matriz de Consumo de Energía: Perú (Porcentaje) 80% 70% Petróleo 60% Hidroeléctrica 50% Gas Natural 40% Carbón 30% Energías Renovables 20% 10% 0% 1965 1972 1979 1986 1993 2000 2007 2014 2021 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022] 6 Gráfico 6. Comportamiento del Consumo de Energía Primaria, Perú-2021 En el Gráfico 6 se compara el comportamiento del consumo de energías primarias en el Perú en los años 2019, 2020 y 2021, medidos en Exajoules (EJ). 0,05 4% En el año 2021, el gas natural disminuyó ligeramente su participación en mercado energético, retrocediendo de 24,7% (0,26 EJ) el 2020 a tener un 24,1% (0,29 EJ) en el 2021. Asimismo, las energías renovables frenaron su participación de la cuota de mercado al disminuir de 4,4% en el 2020 a 4,0% en el 2021. Del mismo modo, disminuyó Hidroeléctrica y del Carbón. la participación 0,05 4% 0,30 25% 0,29 28% 0,05 4% 0,04 4% 2021 0,05 0,30 4% 2019 24% 0,54 0,05 44% 4% 0,30 24% 2020 0,41 39% 0,52 43% 0,26 25% de 0,29 24% Caso contrario sucede con el petróleo, aumentando a 43,0% (0,52 EJ). Petróleo Gas Natural Carbón Hidroeléctrica Energías Renovables Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2022] BALANZA COMERCIAL DE HIDROCARBUROS EN EL PERÚ En el Gráfico 7 y en el Gráfico 8 se observa la evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos expresado en miles de dólares y miles de barriles respectivamente, donde se registra un déficit anual de 2 005,95 millones de dólares. En algunos meses las exportaciones han sido mayores a las importaciones en cuanto a la cantidad de barriles; sin embargo ello no se refleja cuando se expresa en dólares, debido a que el precio de las importaciones es mayor al precio de las exportaciones. El Perú se ve obligado a importar ciertos productos como petróleo y Diésel para cubrir la demanda actual del mercado, pues la producción nacional no puede abastecer lo que requiere el parque automotor y la industria nacional. Gráfico 7. Evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos 2021 (en Miles de US$) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Balanza Comercial de Hidrocarburos, MINEM] 7 Gráfico 8. Evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos 2021 (en Miles de Barriles) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Balanza Comercial de Hidrocarburos, MINEM] INFRAESTRUCTURA El crecimiento de la infraestructura de producción, procesaB) Pozos en el Lote 88: 14 Productores y 4 Reinyectores. miento y transporte de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al Tabla 2. Infraestructura de Pozos en el Lote 88 haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento LOCACIÓN POZO ESTADO de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfacSAN MARTIN 1 Productor toriamente el rápido desarrollo de la demanda de gas natural. Infraestructura de Producción SAN MARTÍN 1 SAN MARTIN 1001D SAN MARTIN 1002D S MARTIN 1003D-ST1 S MARTIN 1004D-ST1 En la Ilustración 1 se muestra el área de los lotes 56, 57 y 88, así como también las locaciones, donde están siendo explotados (recuadros verdes) apreciándose que existen áreas para desarrollo futuro. SAN MARTÍN 3 CASHIRIARI 1 CASHIRIARI 3 C) SAN MARTIN 3-ST1 SAN MARTIN 1005 SAN MARTIN 1006 CR1-1R CR1-1001D CR1-1002D CR1-1003D CR1-1004D CR3-ST2 CR3-1005D-ST1 CR3-1006D CR3-1007D CR3-1008D Productor Reinyector Productor Productor Reinyector Reinyector Reinyector Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Pozos en el Lote 56: 8 Productores, y 2 Reinyectores Tabla 3. Infraestructura de Pozos en el Lote 56 Ilustración 1. Lotes Productores en Camisea ESCALA 1:1,155,581 A) Pozos en el Lote 57: 6 Productores LOCACIÓN PAGORENI A Tabla 1. Infraestructura de Pozos en el Lote 57 LOCACIÓN KINTERONI SAGARI POZO KINTERONI 1X KINTERONI 2D KINTERONI 3D SAGARI 7D SAGARI 8D SAGARI 4 XD ESTADO Productor Productor Productor Productor Productor Productor PAGORENI B MIPAYA PAGORENI OESTE POZO PAG 1004D PAG 1005D PAG 1006D PAG 1007D PAG 1001D PAG 1002D-ST1 PAG 1003D-ST1 MIP-1001-XD MIP-1002-XD MIP-1003-XD PAG WEST 1001X ESTADO Productor - Reinyector Productor - Reinyector Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Productor Cerrado Temporalmente 8 Infraestructura de Procesamiento A. La Planta Malvinas ha tenido 2 ampliaciones, inició operaciones con capacidad de procesamiento de 440 MMPCD y actualmente tiene 1 680 MMPCD. La última ampliación se realizó en el 2012, incrementándose la capacidad en 520 MMPCD al instalar un nuevo tren criogénico con dos turbocompresores de 240 MMPCD cada uno, cuatro módulos en el Slug Cátcher, una unidad estabilizadora de condensados de 25 000 barriles por día y una esfera de almacenamiento de 25 000 barriles . Foto 1. Planta de Procesamiento de Gas Natural, Malvinas. B. La planta de Gas de Curimaná de Aguaytía Energy del Perú S.R.L., ubicada en el departamento de Ucayali, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 55,7 MPCD. C. La planta de fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural de Aguaytía Energy del Perú S.R.L., ubicada en el distrito de Yarinacocha, tiene una capacidad de procesamiento de 3775 BPD. D. La planta de fraccionamiento de Pisco, ha tenido 2 ampliaciones, al inicio de sus operaciones tenía una capacidad de 50 MBPD y en la actualidad tiene 120 MBPD. Fuente: División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN E. La planta Procesadora de Gas Pariñas (UNNA Energía S.A.), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento de 44 MMPCD. F. La Planta Criogénica de Gas Natural Pariñas (PGP), ubicada en Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 40 MM SFCD. G. La planta de Licuefacción de GN de Perú LNG, ubicada en Melchorita - Cañete, ha mantenido su capacidad de procesamiento inicial de 625 MMPCD. Foto 2. Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural, Pisco. Fuente: División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN 9 Infraestructura de Transporte Los sistemas de transporte de GN y LGN han tenido una evolución sostenida de acuerdo a las necesidades de la demanda de gas natural para el mercado interno, desde su inicio de operación en el 2004 hasta la actualidad, como se puede apreciar en las ilustraciones 2 y 3: A. Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate de Lurín - Transportadora de Gas del Perú S.A. Ilustración 2. Capacidad de Transporte de Gas Natural – TgP CAP: 205 MMPCD CAP: 314 MMPCD CAP: 450 MMPCD CAP: 530 MMPCD CAP: 610 MMPCD CAP: 655 MMPCD CAP: 920 MMPCD 2004 2007 2009 2011 2012 2014 2016 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN B. Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural de Camisea a la Costa - Transportadora de Gas del Perú S.A. Ilustración 3. Capacidad de Transporte de Líquidos de Gas Natural CAP: 50 MBPD 2004 CAP: 70 MBPD 2008 CAP: 85 MBPD 2009 CAP: 88 MBPD CAP: 110 MBPD CAP: 130 MBPD 2010 2012 2013 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OISNERGMIN En la Ilustración 4, se muestra la infraestructura actual de los sistemas de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, desde Camisea a la costa del Perú, también se puede ver el ducto de Perú LNG que va desde la Planta Chiquintirca hasta la Planta Melchorita Ilustración 4. Infraestructura de Sistemas de Transporte de GN y LGN Hacia la Planta Melchorita LOOP COSTA GN Expansion a 1540 MMCF 24” (136 km) PC Chiquintirca PC Kámani (kp 127) 32” (208 km) GN 24” (310 km) 18” (212 km) Lurín Perú LNG 34” Pisco LGN Expansion a 130 MBPB Lurín PRS#3 PRS#2 PRS#1 PS#4 PS#3 PS#2 PS#1 223.9 km 207.7 km 107.9 km 0 km PS2 kp 127 Terraza alto andina Llanura costera 600 14” LNG 10” LNG 500 400 300 Lote 88 cuzco 200 100 Selva 0 Ilistración4: de gas y líquidosOISNERGMIN de gas natural desde Camisea a la costa, ducto TGP y Perú LNG. Elaborado porCapacidad Divisiónde detransporte Supervisión denatural Gas Natural, 10 RECURSOS DE PETROLEO Son aquellas cantidades de petróleo presentes naturalmente dentro de la corteza terrestre, tanto descubiertas como no descubiertas (sean recuperables o no recuperables), más aquellas cantidades ya producidas. Además, incluye todos los tipos de petróleo ya sean actualmente considerados como recursos convencionales o no convencionales. En el gráfico 9 se representa gráficamente el sistema de clasificación de recursos del Sistema de Gerencia de los Recursos de Petróleo. Gráfico 9. Sistema de Clasificación de Recursos RESERVAS Son aquellas cantidades de petróleo anticipadas a ser comercialmente recuperables, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, en acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada en adelante bajo condiciones definidas. Las Reservas deben satisfacer cuatro criterios: descubiertas, recuperables, comerciales y remanentes (a partir de la fecha efectiva de evaluación) basadas en los proyectos de desarrollo aplicados. Las Reservas son recomendadas como las cantidades de venta según lo medido en el punto de referencia. [Fuente: Sistema de Gerencia de los Recursos de Petróleo “PRMS” SPE/ WPC/AAPG/SPEE/SEG/SPWLA/EAGE, 2018] Reservas de Gas Natural 9 Las reservas probadas estimadas, al Gráfico 10. Mapa de Reservas Probadas de Gas Natural por Lotes, al 31 de diciembre de 2020 *(en TCF [10 ]) 31 de diciembre de 2020, han disminuido en 0.49 TCF, con respecto al estimado realizado al 31 de diciembre del año 2019. La reducción se debió principalmente a la producción (0.44 TCF) del año 2020 y actualización de los modelos de simulación de los yacimientos de Camisea con la información de ingeniería de reservorios y producción obtenida durante el año 2020. En el Gráfico 10 se muestran los estimados de reservas probadas (Desarrolladas y No desarrolladas) de gas natural al 31 de diciembre de los años 2018, 2019 y 2020. Las variaciones observadas en los diferentes años se debe a la producción de los yacimientos y re-categorización de reservas de no desarrolladas a desarrolladas. Como se puede observar en el Gráfico 8, el mayor volumen de reservas probadas se encuentra en la selva sur del país (lotes 88, 56 y 57), que representan el 95.8 % de las reservas probadas de Gas Natural al 31 de diciembre del 2020. Desarrolladas No Desarrolladas 2020 2,82 2019 2018 4,35 4,64 5,50 6,26 6,83 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Libro de Reservas MINEM 2019, Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural Osinergmin 2020] 11 Las Reservas Probadas son aquellas cantidades de petróleo, que mediante el análisis de datos de geociencias y de ingeniería, pueden ser estimadas con certeza razonable, para ser comercialmente recuperadas a partir de una fecha dada en adelante de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas definidas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales. Las Reservas Probables son aquellas Reservas adicionales que son menos probables de ser recuperadas que las Reservas Probadas, pero más seguro de recuperarse que las Reservas Posibles. Las Reservas Posibles son aquellas Reservas adicionales que son menos probables de ser recuperadas que las Reservas Probables. Estos volúmenes se muestran en la Tabla 4 y Tabla 5. En el Lote 88, los estimados de reservas de los campos Cashiriari y San Martín disminuyeron principalmente por la producción (0.44 TCF) del año 2020 Tabla 4. Reservas y Recursos para el Mercado Nacional al 31 de diciembre de 2020 Reservas (TCF) Recursos (TCF) Lote 1P (Probadas) 2P (Probadas + Probables) 3P (Probadas + Probables + Posibles) Contingentes 2C Comentarios 88 6,479 7,429 7,863 0,515 Fin Contrato: 2040 / Vida útil: 2047 58 0 0 0 2,650 Fin Contrato: 2045 / Vida útil: 2047 La producción de los lotes 56 y 57 está destinada para la exportación por medio de Perú LNG, que licúa el gas en la Planta Melchorita. Tabla 5. Reservas y Recursos para Exportación al 31 de diciembre de 2020 Reservas (TCF) Recursos (TCF) Lote 1P (Probadas) 2P (Probadas + Probables) 3P (Probadas + Probables + Posibles) Contingentes 2C Comentarios 56 1,363 1,633 1,951 0,163 Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047 57 1,402 1,828 2,204 0,285 Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047 Reservas de Líquidos de Gas Natural Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural estimadas al 31 de diciembre del 2020 son del orden de 462.6 MMSTB, de los cuales 457.6 MMSTB (98,9%) corresponden a la zona Gráfico 11. Reservas Probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 selva sur. de diciembre de 2020 (en MMSTB [106]) Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural estimadas al 31 de diciembre del 2020 disminuyeron en 30.6 MMSTB en comparación a las reservas probadas estimadas al 31 de diciembre del 2019. Desarrolladas No Desarrolladas Gráfico 12. Reservas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre de 2020 (en MMSTB [106]) 462,6 2020 71,4 2020 130,4 2019 493,2 2019 2018 260,4 305,5 105,8 110,3 208,9 232,8 514,4 2018 La disminución de las reservas probadas de líquidos de gas natural de debió principalmente a la producción (31.1 MMSTB) del año 2020. 79,8 332,3 96,5 84,7 Probadas Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Libro de Reservas MINEM 2019, Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin 2020] Probables Posibles Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Libro de Reservas MINEM 2019, Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural— Osinergmin 2020] 12 PRODUCCIÓN Producción de Gas Natural Húmedo En la zona denominada Camisea se ubica la principal fuente de gas natural del país. Se encuentra ubicada en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 km. de la margen derecha del río Urubamba. Comprende los lotes 56, 57, 58 y 88; los cuales se encuentran ubicados en la selva sur del país. Los lotes 56 y 88 son operados por Pluspetrol Perú Corporation, mientras que el Lote 57 es operado por Repsol Exploración Perú. En el Gráfico 13 se muestra la producción promedio en MMPCD de estos Lotes hasta el segundo trimestre del 2022, se observa condiciones normales. En el segundo trimestre del 2022 en promedio el lote 88 produjo 1 178,59 MMPCD; asimismo, los lotes 56 y 57 se produjeron en promedio 433,43 y 207,56 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 819,58 MMPCD. Gráfico 13. Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo al 2022, Principales Lotes (en MMPCD) 162,14 457,71 1 215,89 249,15 1 127,26 1 192,17 458,83 385,35 210,01 219,51 455,33 1 160,23 125,19 430,18 415,78 1 041,76 1 133,61 188,58 186,59 449,95 1 013,21 192,18 406,55 1 013,24 162,74 462,64 1 013,14 508,16 74,38 1 035,84 723,00 400,00 762,02 600,00 490,74 800,00 1 044,36 568,95 1 091,88 1 000,00 544,74 1 200,00 627,17 1 400,00 655,03 1 600,00 1 068,27 83,38 1 800,00 140,85 MMPCD 200,00 0,00 Abr May Trim.1 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 P Lote 88 2018 2019 P Lote 56 2020 Jun Trim.2 2021 2022 P Lote 57 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] En el Gráfico 14 se observa en Camisea un aumento de la producción promedio mensual en el segundo trimestre de este año respecto al anterior. En el segundo trimestre del 2022 se produjo en promedio 1 178,59 MMPCD en el lote 88; 433,43 MMPCD en el lote 56 y 207,56 MMPCD en el lote 57; en comparación al segundo trimestre del año 2021, donde se produjo en promedio 1 098,66 MMPCD; 401,04 MMPCD y 82,42 MMPCD respectivamente, de los lotes mencionados. Gráfico 14. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Segundo Trimestre (2021-2 vs 2022-2), Principales Lotes (MMPCD) Producción GN Húmedo (MMPCD) 1 215,9 2021 1 203,6 2022 1 192,2 457,7 162,1 411,8 249,1 May 385,3 96,9 2021 1 122,2 479,7 2022 1 127,3 458,8 28,8 210,0 Abr Trim.2 Jun 2022 969,4 2021 0 200 Promedio de Lote 88 400 600 309,0 123,4 800 1000 Promedio de Lote 56 1200 1400 1600 1800 Promedio de Lote 57 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] 13 Producción de Líquidos de Gas Natural Los Líquidos de Gas Natural (LGN) son componentes pesados del Gas Natural, con una composición mayor a 3 átomos de carbonos. La relación de producción LGN y Gas natural de un yacimiento (bbls/MMscf), es un indicativo de su riqueza. En el segundo trimestre del 2022, la producción de LGN fue en promedio 52 603,85 BPD en el lote 88, 17 106,95 BPD en el lote 56 y 12 833,87 BPD en el lote 57. Producción en los lotes en condiciones normales, debido al procesamiento estable y continuo en Planta Malvinas. La producción promedio mensual en Barriles por Día (BPD) durante el 2021 y 2022 se detalla en el Gráfico 15: Gráfico 15. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en BPD) BPD 60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Ene Feb Mar 2021 Promedio de LGN Producido Lote 88 Abr May Jun 2022 Promedio de LGN Producido Lote 56 Promedio de LGN Producido Lote 57 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] En el Gráfico 16 se compara la producción de LGN promedio mensual del segundo trimestre del 2022 y la producción del mismo periodo del año 2021. Se observa un aumento en la producción de los lotes 57 y 88 en los meses de abril, mayo y junio del 2022 respecto de los mismos mes del año 2021. Asimismo, una disminución en la producción del lote 56 en los meses de mayo y junio. Gráfico 16. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural, Principales Lotes (en BPD) LGN Producido (BPD) 52 827 2021 52 236 2022 53 458 19 699 10 123 May Jun 2022 23 360 13 456 49 729 2021 15 401 27 704 51 497 18 287 1 821 12 892 Abr 2022 6 087 42 484 2021 0 20 000 Promedio de LGN Producido Lote 88 16 992 40 000 7 914 60 000 Promedio de LGN Producido Lote 56 80 000 Promedio de LGN Producido Lote 57 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] 14 Gráfico 17. Ventas de Gas Natural Promedio del Mes (en MMPCD) Ventas de Pluspetrol a los Consumidores Independientes Los lotes 88 y 56 son operados por Pluspetrol, el mismo que suscribe contratos de los volúmenes de venta directamente con los consumidores independientes. MMPCD Jun En el Gráfico 17 se muestran los promedios de venta mensual por cada uno de los lotes durante el segundo trimestre del 2022, el gas natural del Lote 56 es destinado para la exportación y el gas natural del Lote 88 es para el consumo Interno. 816,1 May 726,8 Abr El detalle por tipo de actividad de cada consumidor del mercado nacional se observa en el Gráfico 18: 379,8 356,4 566,4 419,0 Ventas Lote 88 Ventas Lote 56 Gráfico 18. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T2-2022, Lote 88 (en MMPC) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas] Suministro Disponible de Gas Natural Los volúmenes de gas natural contratados se suscriben en la modalidad a volumen firme o interrumpible, sin embargo, el consumo de cada empresa es inferior a lo establecido en los contratos correspondientes, debido a ello se tiene en el mercado volumen no utilizado, que viene a ser la diferencia entre los volúmenes a contrato firme y el volumen medido en el punto de entrega; para el consumo del mercado nacional esta diferencia se muestra en celeste en el Gráfico 19, se observa un nivel de ventas estable, con un aumento en el segundo trimestre del 2022, debido al periodo de estiaje. Gráfico 19. Ventas y Consumo Mensual de Gas Natural (en MMPCD) 1 200 MMPCD Ventas y Consumo GN - Mercado interno 1 000 800 Contrato Interrumpible: 135,44 Contrato Firme: 894,87 116,4 138,7 93,9 750,5 728,1 775,1 Jul21 Ago21 59,2 130,4 147,3 218,7 274,2 268,7 168,0 277,2 328,4 78,7 600 400 835,1 763,9 747,5 676,1 620,6 626,2 617,6 566,4 Ene22 Feb22 Mar22 726,8 816,1 200 0 Jun21 Ventas Lote 88 Set21 Oct21 Nov21 Disponible Lote 88 Dic21 Contrato Firme Abr22 May22 Jun22 Capacidad Interrumpible Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas] 15 Gas Natural Reinyectado El proyecto del Gas de Camisea se planteó de forma tal de maximizar el factor de recuperación de gas, maximizar la recuperación de líquidos asociados (Condensados y GLP), reinyectando a los reservorios, de ser necesario, el gas excedente a las necesidades del mercado. La Planta de Compresión de Malvinas, cuenta con 5 módulos que permiten la compresión de gas seco a ser transportado hacia los centros de consumo. Asimismo, el gas excedente de la demanda del mercado se comprime para ser reinyectado en los reservorios Actualmente, la inyección de gas seco está concebida principalmente para el gas del Lote 88 hacia los pozos del Yacimiento San Martín y cuando se tiene gas seco excedente del Lote 56, se inyecta en el yacimiento Pagoreni. Los volúmenes reinyectados se muestran en el Gráfico 20 como un promedio diario para cada uno de los meses del 2021 y 2022. Gráfico 20. Reinyección de Gas Natural por Lotes (en MMPCD) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] PROCESAMIENTO Gas Natural Procesado A la Planta de Procesamiento de Malvinas ingresa gas natural que requiere ser procesado para separar los líquidos de Gas Natural del gas natural seco y otros componentes no deseados, en el Gráfico 21 se observa que en ciertas ocasiones se procesa mayor volumen de gas natural por lo cual se infiere que se está operando dentro del rango de flexibilidad (rango entre el valor de diseño y el de operación) de la Planta Malvinas, siendo su capacidad de diseño de 1 680 MMPCD. Gráfico 21 Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en MMPCD) 2000 MMPCD Lote 88 Lote 56 Lote 57 Diseño de Planta 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Ene Feb 2021 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] Mar Abr May Jun 2022 16 Planta Pisco Los Líquidos de Gas Natural son trasladados a la Planta de fraccionamiento de Pisco mediante un poliducto operado por Transportadora de Gas del Perú (TgP). En el Gráfico 22 se puede observar el volumen de los líquidos de gas natural procesados en la Planta Pisco en el segundo trimestre del 2022, procesamiento en condiciones normales. Cabe precisar que los líquidos de gas natural que provienen del lote 57 son comprados por Pluspetrol y se muestran como parte del lote 56 . Gráfico 22. Líquidos de Gas Natural Procesados por Lote y capacidad de Diseño de Planta Pisco (en MBPD) MBP 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Abr 22 May 22 Lote 88 Jun 22 Lote 56 Capacidad de Diseño Planta Pisco (MBPD) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] Productos Finales Por medio de procesos físicos se separan los hidrocarburos para obtener productos de uso específico, estos son propano y butano que componen el GLP, nafta y Diésel. En el Gráfico 23 se muestra la producción promedio mensual de la Planta Pisco, donde se evidencia una producción estable en los meses del segundo trimestre 2022. Gráfico 23. Productos Finales Obtenidos del Procesamiento de Líquidos de Gas Natural (en MBPD) MBPD Promedio de Propano Promedio de Butano Promedio de Nafta Promedio de Diesel 100 10,03 80 9,14 37,63 32,68 40 15,59 15,11 33,82 32,10 12,94 20 27,54 8,37 8,68 40,31 60 10,26 37,90 34,60 13,55 29,19 6,56 37,56 6,10 5,95 5,13 4,40 34,76 34,95 33,93 32,66 4,20 4,04 4,23 4,09 34,35 33,86 33,59 33,59 15,82 13,54 12,90 13,43 13,88 13,29 14,01 14,10 13,28 13,65 31,70 31,11 29,68 30,83 31,11 30,66 32,22 32,06 31,61 32,03 Abr May Jun 0 Trim.1 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Trim.2 2022 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2022] 17 TRANSPORTE Transporte de Gas Natural La concesión de Transporte de Gas Natural por ductos está a cargo de Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP). En el Gráfico 24 se representa el volumen promedio diario transportado por cada mes y por cada lote. El volumen promedio transportado mensualmente durante el segundo trimestre del 2022 se encuentra representado en el Gráfico 25, en el cual también se compara con el mismo periodo del año anterior. El promedio diario de gas transportado durante el segundo trimestre del 2022 presenta un aumento de alrededor de 54,19% respecto al mismo trimestre del año anterior. Gráfico 24. Gas Natural Transportado por Lotes (en MMPCD) MMPCD 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May Jul Set Nov Ene Mar May 2017 2018 2019 Promedio de GT L88 2020 Promedio de GT L56 2021 2022 Promedio de GT L57 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de TgP al OSINERGMIN, 2022] Gráfico 25. Comparación de Gas Natural Transportado por Lotes T2-2021 vs T2-2022(en MMPCD) MMPCD 1400 149,78 229,10 1200 192,59 1000 358,10 800 600 167,68 421,44 115,79 26,81 51,07 214,39 400 200 382,28 89,31 482,81 595,73 642,73 2022 2021 737,67 741,66 2022 2021 830,77 0 2021 Abr Promedio de GT L88 May Promedio de GT L56 2022 Jun Promedio de GT L57 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de TgP, OSINERGMIN, 2022] 18 Capacidad de Transporte Disponible TGP, concesionaria del servicio de transporte de gas natural por ductos, mediante ofertas públicas celebra contratos de transporte a servicio firme, en los que asigna Capacidad Reservada Diaria (CRD) a las empresas contratantes. En el siguiente Gráfico 26, se observa niveles normales del volumen transportado, con un ligero aumento a finales del último trimestre, debido a la temporada de estiaje, en amarillo la CRD no utilizada por los consumidores nacionales: Gráfico 26. Capacidad de Transporte de Gas Natural no Utilizada en el Mercado Interno (en MMPC) MMPCD 1 000 900 800 839,40 839,40 839,40 121,44 81,50 66,01 839,40 839,58 149,17 149,72 839,58 223,21 700 810,58 233,74 810,58 810,58 810,58 810,58 137,71 240,14 242,66 810,58 45,55 291,83 600 500 400 717,96 757,90 773,39 300 690,23 689,86 616,37 672,87 576,84 570,44 567,92 Ene-22 Feb-22 Mar-22 765,03 518,75 200 100 0 Jul-21 Ago-21 Set-21 Oct-21 Nov-21 Dic-21 Volumen Medido por Empresa Receptora Abr-22 Capacidad No Utilzada May-22 Jun-22 Capacidad Contratada Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022] El gas natural de Camisea está compuesto principalmente por Metano, aunque también contiene una proporción variable de Etano, Nitrógeno (N2), CO2 y trazas de hidrocarburos más pesados. En el Gráfico 27 se observa la composición porcentual del gas natural transportado por TgP, estos valores corresponden a los tomados en el City Gate de Lurín. Gráfico 27. Composición Porcentual del Gas Natural Transportado en el City Gate Lurín (en MMPCD) % Molar 100,00 98,00 0,10 0,23 1,15 0,07 0,24 1,13 0,10 0,24 1,14 0,07 0,25 1,11 0,05 0,26 1,12 0,06 0,26 1,13 0,06 0,26 1,12 0,06 0,26 1,10 8,88 9,00 8,87 9,05 8,84 8,81 8,80 8,93 89,64 89,55 89,65 89,52 89,73 89,74 89,76 89,65 Abr May Jun 96,00 94,00 92,00 90,00 88,00 86,00 84,00 82,00 80,00 Trim.1 2018 2019 2020 2021 Promedio de Metano Promedio de Etano Promedio de CO2 Promedio de C3+ Trim.2 2022 Promedio de N2 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Certificados de Entrega TgP Reportadas al OSINERGMIN, 2022] 19 Mercado Secundario de Gas Natural (Transferencias) Jun Abr May Feb Mar Dic Ene Nov Set Jul Ago Jun Abr May Feb Mar Ene Dic Nov Set Oct Jul Ago El volumen transferido entre empresas receptoras 0 se muestran en el Gráfico 28. Estos valores son referenciales debido a que no se transfiere la misElaborado por División de Supervisión de Gas Natural ma cantidad todos los días. [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022] Oct 11,18 10,63 18,24 14,09 31,54 14,99 19,13 23,08 28,28 14,30 16,03 19,60 14,59 28,11 18,05 17,25 15,64 17,46 21,10 31,71 36,18 29,60 36,21 14,91 Gráfico 28. Volumen Transferido Entre Empresas Receptoras (en MMPCD) Las transferencias de capacidad de transporte de MMPCD gas natural se dan por Acuerdo Bilaterales entre empresas privadas que tienen Contratos de Trans- 32 porte de Gas Natural a Servicio Firme, y se ejecu24 tan cuando una de ellas tiene un consumo por debajo de su capacidad reservada diaria contrata- 16 da, siendo transferido a otra empresa que lo requiera. 8 Gráfico 29. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante junio-2022 (en MMPCD) MMPCD 7,00 6,20 5,00 3,00 1,45 0,96 1,00 1,19 1,60 En el Gráfico 29 se detallan las transferencias realizadas entre las empresas como un promedio diario durante el mes de junio del 2022. 2,06 1,22 0,24 -1,00 -1,60 -3,00 -2,21 Los valores negativos de transferencia se refieren a las empresas que cedieron capacidad de transporte a las empresas receptoras que tienen valores positivos. -1,90 -2,63 -2,88 -3,70 -5,00 Contugas S.A.C. Fenix Power Peru S.A. Limagas Natural Perú S.A. SDF Energia S.A.C. UNACEM S.A.A. ENEL Generación Peru S.A.A. GNLC S.A. Minsur S.A. Shell GNL Perú S.A.C. Termochilca S.A.C. ENGIE Energía Perú S.A. Kallpa Generación S.A. PRODUCTOS TISSUE Sudamericana de Fibras S.A. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022] Según la información disponible a la fecha, los volúmenes totales transferidos que fueron cedidos a empresas receptoras entre junio de 2020 y junio de 2022 se muestran en el Gráfico 30. Gráfico 30. Volumen de Transferencia entre Empresa Receptora. Promedio Mensual (en MMPC/mes) MMPC/mes 1200 1121,5 1122,4 946,2 876,8 900 888,0 871,5 888,1 593,0 547,2 600 646,1 587,9 469,2 412,7 654,0 541,6 436,9 300 541,2 534,8 497,0 464,7 428,9 447,4 452,2 346,5 329,5 0 Jun-20 Ago-20 Oct-20 Dic-20 Feb-21 Abr-21 Jun-21 Ago-21 Oct-21 Dic-21 Feb-22 Abr-22 Jun-22 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2022] 20 CONSUMO DE GAS NATURAL Consumo de Gas Natural de Camisea por Sectores El consumo de gas natural en el Perú, está en crecimiento constante y es el sector de generación eléctrica el mayor consumidor. El consumo total de gas natural tuvo una considerable disminución en el año 2020 debido a la emergencia provocada por el COVID-19. Sin embargo, en el año 2021 hubo una significativa recuperación, llegando a un récord histórico. Se mantienen niveles estables de consumo en el segundo trimestre del 2022, presentando un aumento debido a la temporada de estiaje. Gráfico 31. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – 2022 (en MMPCD) 800 MMPCD 700 404,70 353,41 336,82 600 382,86 373,43 348,14 316,22 500 400 300 152,93 133,83 133,88 136,49 156,12 112,78 200 100 155,59 64,90 66,31 67,56 71,46 9,38 11,12 14,82 18,64 53,41 48,18 22,52 62,73 28,31 25,15 0 Jun-15 Dic-15 Jun-16 Dic-16 Jun-17 Dic-17 Jun-18 Dic-18 Jun-19 Dic-19 Jun-20 Dic-20 Jun-21 Dic-21 Jun-22 Residenciales y Comerciales GNV Industriales Generadores Eléctricos Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria] Se puede observar una notable estacionalidad en el consumo de gas natural en el sector de generación eléctrica; la disminución en el consumo corresponde a los primeros meses del año, época de lluvias, en los que se incrementa la generación hidroeléctrica. Para el segundo trimestre del 2022, en comparación con el mismo periodo del año anterior, todos los sectores incrementaron su consumo en promedio: Generadores Eléctricos en 12,52 MMPCD; Industriales en 14,03 MMPCD; GNV en 15,47 MMPCD y Residencial/Comercial en 5,86 MMPCD. En el Gráfico 32 se comparan los consumos promedios por sectores del segundo trimestre del 2021 y 2022. Gráfico 32. Consumo Promedio del Trimestre 2022-II del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – (en MMPCD) Promedio 2021-2 Promedio 2022-2 372,33 59% 359,82 61% 50,96 9% 150,10 26% 66,43 10% 23,58 4% 164,13 26% 29,44 5% Generadores Eléctricos Industriales Generadores Eléctricos Industriales GNV Residenciales y Comerciales GNV Residenciales y Comerciales Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria] 21 En el Gráfico 33 se muestra el consumo promedio mensual de gas natural en el país durante cada uno de los meses del segundo trimestre del 2021 y 2022, se evidencia aumento del consumo del 2021 al 2022, en todos los sectores, siendo solo similar el consumo del sector Generadores Eléctricos en el mes de junio. Gráfico 33. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – T2-2021 vs T2-2022 (en MMPCD) MMPCD 750,00 31,41 23,71 51,90 67,95 161,54 170,53 463,41 463,95 2021 2022 29,59 23,61 600,00 27,32 23,43 450,00 68,17 51,23 63,16 162,27 180,15 370,15 379,32 2021 2022 49,74 141,71 126,49 300,00 150,00 245,89 273,74 2021 2022 0,00 Abr May Jun Trim.2 Promedio de Generadores Eléctricos Promedio de Industriales Promedio de GNV Promedio de Residenciales y Comerciales Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria] Consumo de Gas Natural de Camisea por concesión De acuerdo al estimado de las empresas concesionarias, tenemos en el siguiente gráfico, el detalle de la participación de los sectores económicos en el consumo de gas natural dentro de sus concesiones. Respecto al trimestre 2022-2, como se puede apreciar son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores. Gráfico 34. Demanda de Gas Natural de Camisea Estimada por Sectores de las Concesiones de Distribución. 61% 93% 68% 49% 41% 24% 4% 11% Principal uso: Generación Eléctrica 61% del Consumo Total: 591,48 MMPCD 4% 6% Principal uso: Generación Eléctrica 49% del Consumo Total: 27,82 MMPCD 5% 0% 27% Principal uso: Industriales 68% del Consumo Total: 9,32 MMPCD 0% 7% 0% Principal uso: Industriales 93% del Consumo Total: 3,71 MMPCD Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Operativos por Categoría Tarifaria] 22 EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO Suministro de Gas Natural a la Planta Melchorita La Planta de Melchorita recibió de TgP en promedio 58 926,7 MMPC de gas natural durante el segundo trimestre del 2022, produciendo con este volumen 2 486 222,4 m3 de Gas Natural Licuado. En el mismo periodo del 2021, la planta recibió 22 602,7 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 888 222,6 m 3 de GNL. En el Gráfico 35 se muestra como promedio mensual la producción diaria de GNL en m 3. En el segundo trimestre del 2022 se observa que el promedio de GNL producido en Planta Melchorita disminuyó en el mes de junio. Gráfico 35. Gas Natural Licuefactado Producido en la Planta Melchorita, Promedio Mensual 2013-2022 (en m3/día) m3/día 28 000 24 000 Abr May 25 847,34 27 249,70 Feb 28 868,72 29 583,70 Ene 25 952,42 29 804,00 8 000 16 534,39 24 481,94 24 869,97 23 579,03 25 162,13 26 275,46 22 326,99 12 000 25 050,92 16 000 26 461,05 20 000 4 000 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Mar Jun 2022 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] Volumen de Gas Natural Exportado Shell GNL es el off taker, responsable de la exportación a mercados internacionales, ello lo realiza por medio de barcos especialmente acondicionados, denominados buques metaneros. En la Ilustración 5 se muestra el número de embarques y el volumen total exportado, por país de destino, en el segundo trimestre 2022. Ilustración 5. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T2-2022 (en m3) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] 23 Embarques de Gas Natural Licuado En el Gráfico 36 se muestran en detalle las fechas de cada uno de los embarques que se realizaron durante el segundo trimestre del 2022 desde la planta de licuefacción Melchorita . El volumen embarcado de GNL varía debido a la capacidad de cada uno de los buques metaneros y la periodicidad depende en parte de las condiciones marítimas. Gráfico 36. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T2-2022 (en m3) Despacho de GNL a Camiones Cisterna Jun En el Gráfico 37 se muestran las fechas de cada uno de los despachos que se realizaron durante el segundo trimestre del 2022 desde la Estación de Carga: Planta de licuefacción Melchorita. Para una mejor visualización, se presenta el Gráfico 38, donde se tiene el total de GNL cargado y el número de camiones cisternas. Abr May 0,00 0,00 0,00 159,05 536,70 0,00 0,00 0,00 0,00 689,53 869,24 888,79 925,89 295,23 133 753,99 23-Jun 156 681,37 16-Jun 159 722,99 11-Jun 134 989,94 08-Jun 159 681,53 31-May 143 651,96 26-May 163 364,86 19-May 163 072,32 12-May 168 241,68 09-May 170 533,24 30-Abr 169 314,88 25-Abr 164 448,74 20-Abr 134 123,49 15-Abr 168 175,57 08-Abr 170 370,65 02-Abr 165 078,17 741,07 878,57 824,15 863,69 875,24 873,24 798,60 210,59 635,99 676,87 682,87 530,25 439,18 198,37 832,14 779,50 824,81 870,13 871,69 865,24 874,13 877,02 880,13 739,96 782,83 602,01 737,29 711,52 838,59 588,90 821,70 872,80 827,04 681,09 829,92 588,23 644,21 499,38 387,42 549,36 643,77 541,58 446,73 494,49 395,64 541,36 402,30 440,95 543,36 700,86 427,85 648,21 549,14 540,25 788,38 599,56 540,69 439,84 546,91 489,38 590,68 645,10 448,95 783,72 643,99 689,97 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] Gráfico 38 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T2-2022 (en m3) 20 075,00 20000 16 603,58 16 091,10 15000 405 10000 333 327 5000 596,90 691,97 429,40 484,49 46,43 May 30-Jun 28-Jun 26-Jun 24-Jun 22-Jun 20-Jun 18-Jun 16-Jun 14-Jun 12-Jun 10-Jun 08-Jun 06-Jun 04-Jun 02-Jun 31-May 29-May 27-May 25-May 23-May 21-May 19-May 17-May 15-May 13-May 11-May 09-May 07-May 05-May 03-May 01-May 29-Abr 27-Abr 25-Abr 23-Abr 21-Abr 19-Abr 17-Abr 15-Abr 13-Abr 11-Abr 09-Abr 07-Abr 05-Abr 03-Abr 01-Abr Abr Jun Gráfico 37. Total Diario Despachado Mensual de Gas Natural Licuefactado al T2-2022 (en m3) 26-Jun 482,94 331,88 379,42 535,81 532,25 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] 764,39 0 Abr May .Limagas. .Quavii. Número de Despachos Jun .Petroperú. Total Despachado(m3) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2022] 24 SUMINISTRO DE GNL EN AMERICA En 2021, el crecimiento del GNL de EE. UU. (+22,3 MT) supera al crecimiento de GNL mundial (+16,2 MT). Las importaciones desde Estados Unidos crecieron un 49,8%, gracias al arranque de cinco grandes proyectos de licuefacción puestos en marcha en 2020 (Cameron LNG Trains 2 y 3, Corpus Christi LNG Train 3, Freeport LNG Trains 2 y 3) como así como a la puesta en servicio del Sabine Pass Train 6 en 2021. Las importaciones aumentaron un 36,3% (+4.8 TM), alcanzando 18 TM en 2021. La sequía que afectó Brasil, país altamente dependiente de la generación hidroeléctrica y la incapacidad para aumentar la producción nacional para satisfacer la demanda, condujo a un aumento de las importaciones de GNL tras las puestas en marcha de dos proyectos de regasificación de GNL en Sergipe y Puerto de Acu. En ese sentido Brasil registró el mayor aumento de la región en tanto en volumen como en porcentaje (+4,6 TM o +193%), que suman un total de 7 TM de GNL importado. El país se convirtió en el principal importador en América del Sur, seguido de Chile (3,1 TM) y Argentina (2,5 TM). Este último experimentó un crecimiento en las importaciones de GNL (+1,2 MT o 85%) debido a la reducción de importaciones de Bolivia y menor producción nacional. Otras islas del Caribe como Puerto Rico (+0.6 MT o +62.8%) o República Dominicana (+0.3 TM o +26,1%), también han experimentado grandes aumentos en las importaciones de GNL, debido a un aumento en el uso de gas natural para la generación de energía, como alternativa a los combustibles líquidos más contaminantes. Sin embargo, la región experimenta algunas disminuciones significativas, resaltan las importaciones mexicanas que registró la mayor caída -67.5% o -1.3 TM, ya que el país continúa su tendencia a volverse menos dependiente de las importaciones de GNL. Así también Estados Unidos con -0.5 TM o -52.7% y Colombia con -0.3 MT o -85%. Ilustración 6. Mapa de GNL en América Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: GIIGNL Annual Report 2022] 25 RELACIÓN RESERVAS Y PRODUCCIÓN – BALANCE VOLUMÉTRICO Lote 57 — Operador: Repsol Exploración del Perú S.A Mediante la publicación del DS Nº 043-2003-EM el 19 de noviembre de 2003 se aprobó el Contrato de Licencia para la exploración y explotación de Hidrocarburos en el Lote 57, celebrado entre PERUPETRO S.A. y el consorcio conformado entre Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú y Burlington Resources Peru Limited, Sucursal Peruana. Desde diciembre del 2006 Repsol realiza actividades exploratorias en el Lote 57, y el 27 de marzo de 2014 inició las maniobras para poner en servicio el tramo desde yacimiento Kinteroni–Nuevo Mundo–Pagoreni, hasta la planta de procesamiento Malvinas. En diciembre del 2017 Repsol anunció que comenzó la producción de gas natural en el yacimiento Sagari. La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 57, con una producción promedio de 190,9 MMPCD de gas húmedo en el segundo trimestre de 2022. Considerando una producción promedio anual de 0,064 TCF (2020) (*) y las últimas reservas probadas desarrolladas (PD) al 31 de diciembre 2020, el Lote 57 podría producir gas natural para veintiuno años más, tal y como se observa en el Gráfico 39. Gráfico 39. Reservas y Producción Acumulada. Lote 57 (en TCF) TCF 1,8 Años 1,651 33 35 1,595 1,6 1,533 1,467 29 1,4 0,620 1,402 30 1,359 1,324 25 25 1,2 23 22 1,0 1,117 0,8 1,006 1,055 21 21 0,963 0,928 1,071 20 15 0,6 10 1,031 0,4 0,2 0,0 0,063 0,050 31/12/2016 0,478 0,118 0,055 31/12/2017 Producción Acumulada 0,478 0,179 0,396 0,244 0,061 0,065 31/12/2018 31/12/2019 Producción 0,308 0,351 0,396 0,064 0,396 0,043 31/12/2020 Reservas PND 31/12/2021 0,386 0,396 0,035 5 0 30/06/2022 Reservas PD RP/P Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin] Lote 56 — Operador: Pluspetrol Perú Corporation S.A. En 2004, el consorcio formado por Pluspetrol ganó la licitación del Lote 56, cuyo gas podía ser exportado sin restricción alguna. El Lote 56 abarca los yacimientos Pagoreni y Mipaya, y es adyacente a los Lotes 88 y 57. Su producción está destinada a la exportación de GNL, para lo cual el gas producido de la estructura Pagoreni se lleva a la planta de licuefacción de Pampa Melchorita. Los LGN se procesan en la planta de fraccionamiento de Pisco. La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 56, con una producción promedio de 387,0 MMPCD de gas húmedo en el segundo trimestre de 2022. En el Gráfico 40 se muestra el balance de reservas para el Lote 56, si se considera una producción promedio anual de 0,129 TCF (2020)(*) y las reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre del 2020, se tendría produciendo el Lote 56 por nueve años más. (*) En el año 2021, la producción de gas de los lotes 56 y 57 se vio afectada por dos (02) paradas de planta en las instalaciones de Perú LNG (Planta Melchorita) por lo que dicho año no se considerará para la proyección de las reservas en dichos lotes. 26 Gráfico 40. Reservas y Producción Acumulada. Lote 56 (en TCF) Años 25 2,996 3,000 2,756 2,427 2,500 20 2,295 1,505 2,111 1,275 2,000 14 1,949 14 13 12 1,500 1,766 1,304 1,000 1,566 12 1,403 1,256 1,092 1,950 13 0,838 13 1,677 1,489 1,530 11 1,663 0,615 15 1,363 1,878 11 1,277 10 1,205 9 10 1,297 1,211 1,139 5 1,792 0,931 1,248 1,482 0,744 0,066 0,066 0,073 0,066 0,086 0,241 0,129 0,126 0,806 0,618 0,164 0,187 0,000 0,225 0,210 0,661 0,951 0,148 0,518 0,500 1,111 0,133 1,492 0,162 TCF 0 31/12/2012 31/12/2013 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2018 31/12/2019 31/12/2020 31/12/2021 30/06/2022 Producción Acumulada Producción Reservas PND Reservas PD RP RP/P Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin] Lote 88 — Operador: Pluspetrol Perú Corporation S.A. La reducción de las reservas probadas desarrolladas del Lote 88 observadas en el Gráfico 41 entre el 31 de diciembre de 2017 y 2018, se debe en parte a la producción del año 2018 (233,88 BCF). Otros factores que influyen tanto en las Reservas PD y PND son la suspensión de proyectos de Workover(*) y la reestimación de volúmenes en base al ajuste en el modelo de simulación del campo Cashiriari. La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 88, con una producción promedio de 721,6 MMPCD de gas húmedo en el segundo trimestre de 2022. Como se puede apreciar, la producción de gas natural seco en el año 2021 ha sido alrededor de 0,248 TCF; considerando que se mantiene esta producción y las últimas reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre 2020, tendríamos gas natural disponible en el mercado local para veinticinco años más (escenario posible). Gráfico 41. Reservas y Producción Acumulada. Lote 88 (en TCF) 58 9,732 60 8,805 55 50 Producción Acumulada Producción 40 1,943 28 4,797 Reservas PND 31 4,183 2,296 30 3,935 25 3,81225 2,296 Reservas PD 3,693 4,691 6,109 2,296 20 10 0,122 2,637 5,428 0,229 2,155 3,929 0,2542,409 2,122 4,076 0,234 0,0 2,216 0,221 1,921 2,155 0,184 1,699 2,0 0,1791,516 4,0 2,242 30 6,231 3,570 5,803 7,898 6,479 0,248 6,023 6,740 3,323 7,974 3,377 38 38 0,208 8,160 43 3,115 45 6,933 0,245 8,0 6,0 Años 10,099 10,020 2,870 10,0 10,190 10,315 0,233 TCF 0 RP/P Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Unidad de Producción y Procesamiento de Gas Natural—Osinergmin] Proceso de realización de mantenimiento importante o tratamientos correctivos en un pozo de petróleo o gas. (*) 27 CONTRATOS DE CONCESIÓN Mapa de Concesiones En la actualidad existen 7 concesiones tanto de transporte como de distribución de gas naturaL, a continuación, podemos observar el mapa de concesiones. Ilustración 7: Ubicación de Concesiones de Transporte y Distribución de Gas Natural en el Perú, 2022 En el siguiente cuadro podemos observar algunos datos importantes de las concesionarias como los operadores, el área de influencia o localización, la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC) y el plazo de vigencia del contrato. Piura Tabla 6. Contratos de Concesión vigentes a junio 2022. Titular/Operador Localización/área de influencia POC Plazo de la Concesión Transportadora de Gas del Perú/Tecgas N.V. (Coga) Cusco, Ayacucho, Ica, Lima 20 – 08 – 2004 33 años Transportadora de Gas del Perú/Tecgas N.V. (Coga) Cusco, Ayacucho, Ica, Lima Chiclayo Pacasmayo Trujillo Chimbote 20 – 08 – 2004 33 años GNL Huaraz Chimbote, Chiclayo, Gases del Pacífico Trujillo, Huaraz, S.A.C. /Surtigas S.A. Cajamarca, ESP Lambayeque y Pacasmayo. 07-12-2017 19 años GNLC S.A./EBB Perú Holdings Lima y Callao 20 – 08 – 2004 33 años Contugas S.A.C./TGI S.A. ESP. Ica 30 – 04 – 2014 30 años Gas Natural de Tumbes S.A.C./ Especialista en Gas Del Perú S.A.C. Tumbes 15-10-2021* 20 años Gases Del Norte Del Perú S.A.C./ Surtigas SA. ESP Piura 29-04-2021 (ETAPA)** 24-07-2022* 32 años Huanta Abancay Ilo (*) Fechas propuestas para el inicio de la Puesta en Operación Comercial (POC). (**) En el caso de Concesión Piura, se dio inicio a la ETAPA, desarrollo constructivo de la Concesión antes de la POC. Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN De las concesionarias de distribución es importante señalar su composición accionaria, en el siguiente gráfico se puede observar cómo está conformada cada empresa Gráfico 42. Composición Accionaria de las Concesiones de Distribución C OMP OSIC ION AC C IONARIA PROMIGAS Grupo Energía Bogota TGI Surtigas Gráfico 43. Participación Accionaria en las Concesiones de Distribución PARTICIPACIÓN EN LA DISTRIBUCIÓN DE GN EGP LNG Holding 1 25 31 60 Grupo Energía Bogota 52,47% TGI 1,14% Surtigas 0,15% LNG Holding 0,002% 75 99 75 69 PROMIGAS 46,23% Otros 0,003% 40 EGP 0,001% 25 C AL I D D A C O N T U GAS Q U AV I I GN T U MB E S GASN O R P Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN Cabe precisar que el valor de cada acción varía según la empresa Concesionaria por lo que el valor de todas las acciones fueron llevados a nuevos soles (Tipo de Cambio aplicado del mes de junio del 2022: 3.8297) Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERGMIN 28 Compromisos Contractuales Dentro del cumplimiento de las obligaciones dispuestas en los contratos de concesión otorgados por el Estado y aquellos derivados del proceso de promoción en el sector energía, y que son competencia de ser supervisados por la DSGN, se presenta algunos relevantes. GASES DEL PACIFICO S.A.C., tiene el compromiso de conectar a 150 137 usuarios residenciales en un plazo de 5 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 44 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT. N° Conectados Gráfico 44. Primer Plan de Conexiones, Concesión Norte. 45 000 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 29 704 5 000 0 150 137 146 887 160 000 140 000 120 000 110 907 100 000 80 000 73 277 60 000 40 000 20 000 Pacasmayo Lambayeque Huaraz Cajamarca Chimbote 2018 497 1 152 1 813 3 420 5 044 2019 729 1 690 2 661 5 016 7 399 2020 630 1 460 2 297 4 332 6 390 2021 602 1 396 2 197 4 142 6 110 2022 128 164 400 590 380 Chiclayo Trujillo Total Acumulado 7 446 10 332 29 704 10 923 15 155 73 277 9 432 13 089 110 907 9 019 12 514 146 887 914 674 150 137 0 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contrato de Concesión de Gas Natural Región Norte] Al respecto, se muestra el avance de conectados hasta junio del 2022; según lo reportado por la concesionaria. El plazo para el año 4 contractual venció para algunas localidades el 27 de junio del 2022, periodo pendiente de supervisión. Gráfico 45. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), GASES DEL PACIFICO 0 Año 4 602 543 1 396 1 479 2 500 2 197 2 007 5 219 4 142 5 000 6 110 7 500 9 019 10 000 9 914 12 500 10 531 15 000 12 514 17 500 Avance Trujillo BOOT Trujillo Avance Chiclayo BOOT Chiclayo Avance Chimbote BOOT Chimbote Avance Cajamarca BOOT Cajamarca Avance Huaraz BOOT Huaraz Avance Lambayeque BOOT Lambayeque Avance Pacasmayo BOOT Pacasmayo 17 194 20 000 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Conectados Gases del Pacífico al Osinergmin] 29 GASES DEL NORTE DEL PERU S.A.C., tiene el compromiso de conectar 64 000 usuarios residenciales en un plazo de 8 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 46 se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato BOOT. Gráfico 46. Primer Plan de Conexiones Región Piura PRIMER PLAN DE CONEXIONES REGIÓN PIURA 14 000 70 000 64 000 12 000 60 000 52 181 50 000 41 334 8 000 40 000 30 894 6 000 30 000 20 882 4 000 Total Acumulado N° de conectados 10 000 20 000 12 353 2 000 10 000 7 453 2 736 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Talara 346 346 346 693 1 177 1 247 1 351 1 420 Sullana 578 578 578 1 040 1 964 2 195 2 253 2 368 Sechura 0 149 149 149 224 249 783 783 1 812 3 080 3 080 5 798 5 798 5 798 5 509 6 161 Piura Paita Total acumulado 0 564 747 849 849 951 951 1 087 2 736 7 453 12 353 20 882 30 894 41 334 52 181 64 000 0 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contrato de Concesión de Gas Natural Región Piura] Al respecto, en el gráfico 47 se muestra el avance de conectados del Año 1, hasta junio del 2022, según lo reportado por la concesionaria. Es preciso señalar que la Sociedad Concesionaria se encuentra en la ETAPA, desarrollo constructivo de la Concesión antes de la POC, desde el 29 de abril 2021. En ese sentido, los consumidores conectados en la ETAPA son considerados como avance de la meta del Año 1. Gráfico 47. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), Gasnorp 5087 5000 4500 Avance Paita 4000 BOOT Paita 3500 Acance Piura BOOT Piura 3000 Avance Sechura 2500 BOOT Sechura 2000 1812 Avance Sullana 1500 BOOT Sullana 982 1000 578 500 0 Avance Talara 735 346 203 0 0 BOOT Talara 0 Año 1 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes Conectados Gasnorp al Osinergmin] 30 Régimen Contractual de Gas Natural en Camisea En el mercado peruano la forma de adquirir gas natural depende de la categoría de consumidor que califique el interesado. La calificación de consumidor independiente (consumo > 30 000 m3/d) permite que el interesado pueda negociar y celebrar contrato directamente por la compra del gas natural con el productor, participar en el proceso oferta pública por el servicio de transporte del gas natural por consiguiente tendrá un contrato para cada segmento. A diferencia del consumidor regulado (consumo < 30 000 m3/d) quien sólo contará con un contrato suscrito con el distribuidor, en el cual se incluirá el precio medio del gas natural, la tarifa media de transporte y la tarifa por la distribución del gas natural. De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta junio de 2022 entre TGP y los usuarios independientes tenemos el siguiente gráfico. Gráfico 48. Capacidad Contratada de Transporte Firme. TgP (en MMPCD) MMPCD 920 920 920 920 920 214,03 214,03 212,15 212,15 920 920 920 900 800 214,03 700 212,15 210,00 210,00 600 84,1 84,1 500 84,1 79,6 79,6 79,6 79,6 76,5 400 300 512,4 491,6 491,6 491,6 491,6 491,6 491,6 200 439,9 100 0 Abr-22 Jul-22 Oct-22 Generador Ene-23 Abr-23 Industrial Jul-23 Distribuidor Oct-23 Ene-24 Abr-24 Capacidad Ducto Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Transporte de TGP al Osinergmin} Para los usuarios de mayor consumo, los generadores eléctricos, se tiene el siguiente gráfico con las capacidades contratadas a servicio firme desde abril 2022 hasta su término de vigencia. Gráfico 49. Capacidad Contratada de Transporte de Gas. Generadores Eléctricos (en MMPCD) 600 CAPACIDAD CONTRATADA A FIRME DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL - GGEE 500 MMPCD 400 300 200 100 0 Abr-22 Mar-23 Feb-24 Ene-25 Kallpa SDF Energia Dic-25 Nov-26 Oct-27 ENGIE Egesur Set-28 Ago-29 Fenix Power Jul-30 Jun-31 May-32 Abr-33 Termochilca ENEL Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Transporte de TGP al Osinergmin} 31 De acuerdo a los contratos de suministro suscritos entre Pluspetrol y los usuarios independientes, en el caso de generadores eléctricos, en el gráfico 50 se muestran las capacidades contratadas de suministro desde abril 2022 hasta su término de vigencia. Gráfico 50. Volumen Contratado de Suministro para GGEE. Pluspetrol (en MMPCD) MMPC 600 EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR S.A. - EGESUR 45,03 SDF ENERGÍA S.A.C. 500 85,9 TERMOCHILCA S.A.C. FÉNIX POWER PERÚ S.A. 400 137,76 ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A. 300 ENEL GENERACIÓN PERU S.A.A. KALLPA GENERACIÓN S.A. 140,00 200 100 175,42 0 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Suministro de Pluspetrol al Osinergmin} De los gráficos de capacidades contratadas de suministro y transporte de gas natural contratados a firme, se observa que los contratos de transporte tienen una vigencia más próxima. En junio de 2022, TGP resuelve uno de los contratos con ENGIE ENERGIA PERU S.A., otros contratos vencen desde enero 2024 en adelante. Por lo que las generadoras eléctricas deberían gestionar la renovación de sus contratos de transporte. Gráfico 51. Contratos de Suministro vs. Contratos de Transporte. (en MMPCD) MMPCD 600 500 400 300 200 100 0 Contratos Transporte GGEE Contratos Suministro GGEE Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERMGIN 32 De acuerdo a los contratos de suministro y de transporte suscritos entre Cálidda con Pluspetrol y TGP respectivamente, en el gráfico 52 se muestran las capacidades contratadas desde abril 2022 hasta su término de vigencia. Gráfico 52. Volumen Contratado de Suministro y Transporte para Cálidda (en MMPCD) MMPCD 250 220,00 220,00 220,00 197,00 197,00 197,00 220,00 200 150 126,78 100 75,70 50 0 Contratos Transporte Contratos Suministro Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Contratos de Suministro y Transporte al Osinergmin} De acuerdo a los contratos de suministro y de transporte suscritos entre Contugas con Pluspetrol y TGP respectivamente, en el gráfico 53 se muestran las capacidades contratadas desde abril 2022 hasta su término de vigencia. Gráfico 53. Volumen Contratado de Suministro y Transporte para Contugas (en MMPCD) MMPCD 30 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82 28,82 25 20 17,03 15,15 15 13,00 10 5 0 Contratos Transporte Contratos Suministro Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural, OSINERMGIN 33 Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural En la antepenúltima Oferta Pública, correspondiente a la 21ra edición, en el Acto de Adjudicación que tuvo lugar el 15 de agosto del 2019, no se adjudicó capacidad, debido a que la única solicitud presentada fue observada y retirada. En la penúltima Oferta Pública realizada, corresponde a la 22da edición, el Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizó el 27 de agosto de 2020, no se presentó ninguna Solicitud de capacidad. En la 23ra edición de Oferta Pública realizada, el Acto de Adjudicación de Capacidad de Transporte e inicio del periodo de negociación de Contratos de Servicio de Transporte adjudicados se realizó el 28 de septiembre del 2021, Para dicho acto, se contó con la presencia de un Notario Público, habiéndose realizado en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de Bases (28-09-2021, a las 16:00 horas) El Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes de la Vigésimo Tercera Oferta Pública para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizo en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de Bases (08-09-2021, 09:00 horas) y contó con la presencia de un Notario Público no habiéndose presentado observaciones por parte de los solicitantes. Del Acta se puede observar las empresas que presentaron sobres con solicitudes de capacidad fueron: Tabla 7. Capacidades en la 23ra Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural. CAPACIDAD OFERTADA Fecha de disponibilidad m3/día CAPACIDAD SOLICITADA Y ADJUDICADA MMPCD 30/10/2021 2 282 366 80,60 01/01/2022 911 068 32,17 TOTAL 3 193 434 112,77 CAPACIDAD DISPONIBLE Empresa Solicitante Fecha Inicio Cerámica Lima S.A. 15/11/2021 5 000 0,177 Contugas S.A.C. 01/01/2021 84 951 3,00 Cerámica Lima S.A. 10/01/2021 5 000 0,177 94 951 3,35 m3/día MMPCD m3/día MMPCD 2 277 366 80,42 821 117 29,00 3 098 483 109,42 En el Gráfico 54 se aprecia la Capacidad Disponible a Ofertar en la próxima Oferta Pública: Gráfico 54. Demanda Comprometida de Transporte de Gas Natural hasta la 23ra Oferta Pública Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Actas de Adjudicación Ofertas Públicas de TGP] 34 Mecanismo de Racionamiento para el abastecimiento de Gas Natural al mercado interno ante una declaratoria de emergencia De acuerdo a lo establecido en el DS 017-2018-EM del 23 de julio del 2018, ante situaciones que afecten y originen la imposibilidad de cubrir total o parcialmente la demanda de gas natural al mercado interno, el MINEM declara la emergencia mediante Resolución Ministerial y se activa el Mecanismo de Racionamiento con Resolución Directoral, el mismo que es de cumplimiento obligatorio para los Productores, los Concesionarios de Transporte de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, los operadores de Plantas de Licuefacción, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES) y los Consumidores de Gas Natural. Consumidores Declarada la Emergencia y activado el Mecanismo de Racionamiento, el productor debe realizar las asignaciones de volúmenes de gas natural, aplica el orden de prioridad en la asignación de gas natural para los consumidores 1 y 2 del presente artículo. Respecto a los consumidores 3 al 6, la asignación de gas natural se aplica por prorrateo. Al respecto se aprobó mediante RCD N° 162 -2019-OS/CD del 26 de septiembre de 2019, el “Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Mecanismo de Racionamiento de Gas Natural” a fin de supervisar el cumplimiento de Entrega de información referida a las obligaciones previstas en el DS 017-2018, y el cumplimiento según el orden de prioridad la asignación de volúmenes de gas natural durante una situación de emergencia. Asignación de Gas Natural 1. Consumidores Residenciales y Comerciales Regulados. 100% GN requerido 2. Establecimientos de Venta al Público de GNV, Establecimiento destinado al suministro de GNV en sistemas integrados de transporte y consumidores directos de GNV destinados al transporte público; y las estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural que abastezcan a los mencionados Agentes. 100% GN requerido 3. Generadores Eléctricos Prorrateo 4. Consumidores Industriales Regulados con consumos menores a 20,000 m3/día y Estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural Prorrateo 5. Consumidores Industriales Regulados con consumos mayores a 20,000 m3/ día. Prorrateo 6. Consumidores Independientes con Contratos de Suministro y de Servicio de Transporte en Firme e Interrumpible. Prorrateo Tabla 8. Prioridad de la Asignación de Gas Natural en casos de Emergencia. División de Supervisión de Gas Natural 35 En la Tabla 9, se muestra los Mecanismo de Racionamiento activados durante el segundo trimestre del 2022, detallando la Resolución Directoral, el periodo y la causa de los mismos. Resolución Directoral RD 107-2022-MINEM/DGH Periodo del Mecanismo de Racionamiento Causa 14 al 15 de abril del 2022 Trabajos de mantenimiento en Planta Compresora Chiquintirca; a los componentes eléctricos, electrónicos, mecánicos y de seguridad de la misma. Del Mecanismo de Racionamiento activado por RD 107-2022-MINEM/DGH, en relación con los volúmenes de gas natural autorizados por el Transportista y los volúmenes medidos para cada día operativo, éstos se muestran en el Gráfico 55. Al respecto, se observa que las empresas consumieron un volumen ligeramente menor al total autorizado por el Transportista, teniendo una variación de –4,00%. Gráfico 55. Volúmenes Autorizados y Medidos durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 107-2022-MINEM/DGH Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes diarios al Osinergmin} El Gas Natural destinado a Perú LNG para su consumo propio proveniente del Lote 56 para el periodo de vigencia del Mecanismo de Racionamiento se muestra en el Gráfico 56. Gráfico 56. Volumen para consumo propio PERU LNG durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 107-2022-MINEM/DGH Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Reportes diarios al Osinergmin} 36 INDICADOR DE PRECIOS DEL GAS NATURAL Henry Hub Natural Gas es un indicador de precios de gas natural que se produce dentro de Estados Unidos cuyo punto central se encuentra en Henry Hub, Louisiana. Los precios del gas natural están determinados por el intercambio y dependen principalmente por el equilibrio entre la oferta/demanda. Además, las dinámicas de sus precios dependen de los perfiles de producción, las condiciones climáticas y en una menor extensión de los precios del crudo. Gráfico 57. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub 14 12 US$/MMBTU 10 Jun-2022 7,7 8 6 4 2 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Indicador de Precios Henry Hub] Producto Bruto Interno Perú Hacia el segundo trimestre del año 2022, el Producto Bruto Interno (PBI) a precios constantes del 2007, registró un aumento de 3,3 %. La economía continua en proceso de recuperación, alcanzando niveles de crecimiento de pre pandemia. 2017 2018 3,3 2016 3,8 13,3 2015 -11,1 4,0 2014 2,2 2,5 2013 4,0 5,9 2012 3,3 6,1 2011 2,4 6,3 8,3 Gráfico 58. Producto Bruto Interno, Perú 2010 2019 2020 2021 2022-I 2022-II [Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática] Índice de Precios de Combustibles Tabla 10. Variación Porcentual Mensual de los Combustibles en el Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana: julio 2021 - junio 2022 GNV Vehicular Var. % Ago 16,1 0,6 Set 0,1 Oct 13,1 Nov 4,3 Dic -1,8 Ene. 22 -3,6 Feb -0,2 0,0 0,0 0,6 1,5 1,5 1,3 0,6 0,0 0,1 0,0 0,0 0,7 Jul Mar 3,8 Abr -2,2 May -5,2 Jun 3,0 Gasolina Var. % Petróleo Var. % Gas Propano Var. % GN Var. % 3,9 3,1 3,6 9,3 2,7 4,8 1,1 3,9 1,6 -0,4 2,0 2,0 4,4 -8,1 3,7 5,6 5,4 6,4 -6,2 4,2 1,0 6,4 1,0 -0,7 -2,7 -1,6 0,6 -10,6 -4,4 1,2 2,4 3,0 -0,4 -0,6 3,6 11,8 0,8 6,1 11,0 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática] -0,4 10,5 8,4 -1,7 1,5 1,3 -1,5 -1,2 -0,1 Gráfico 59: Índice de Precio al consumidor de Gas Natural - Índice Base Dic 2021=100,0 Junio Mayo 2022 GLP Vehicular Var. % Meses Índice de Precios al Consumidor—Gas Natural Perú 81,75 85,48 Abril 95,61 Marzo 95,05 Febrero 96,62 Enero 99,27 Elaborado por División de Supervisión de Gas Natural 37 Factores de Conversión de Unidades y Equivalencias Volumen Presión Para convertir de Barril (bbl) Barril (bbl) Galones (gal) Galones (gal) Galones (gal) Litros (L) Litros (L) Metro cúbico (m³) Metro cúbico (m³) a metro cúbico (m³) pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) litros (L) 0.158988 5.61146 0.00378541 3.78541 Para convertir de Atmósferas (atm) Atmósferas (atm) Atmósferas (atm) Bar (bar) galones (gal) 1.013 pascal (Pa) 1.013*105 PSI (lb/pulg2) 14.7 0.987 105 0.001 Bar (bar) PSI (lb/pulg2) 14.5 0.26417 Pascal (Pa) bar (bar) 10-5 35.3147 Pascal (Pa) atmósferas (atm) 2 14.5*10-5 bar (bar) 0.0689 PSI (lb/pulg ) atmósferas (atm) 0.0680 PSI (lb/pulg2) pascal (Pa) 6.894*103 PSI (lb/pulg2) 6.28981 2 0.028317 0.987*10-5 PSI (lb/pulg ) Pascal (Pa) Pie cúbico (ft³) bar (bar) pascal (Pa) pie cúbico (ft³) Pie cúbico (ft³) Multiplicar por atmósferas (atm) 0.13376 barril US (bbl) a Bar (bar) pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) galones (gal) metro cúbico (m³) barril US (bbl) Pie cúbico (ft³) Multiplicar por 0.178107 7.4760 Equivalencias Usadas en Gas Natural Energía Para convertir de Para convertir de a Multiplicar por BTU Calorías (cal) 252.164 BTU Joule (J) 1.055056*103 BTU Kilowatt hora (KW.h) 2.9307*10-4 MMBTU Gigajoule (GJ) 1.055 MMBTU Kilocalorías (Kcal) 2.5191*105 -3 Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN) Calorías (cal) BTU 3.96567*10 Calorías (cal) Joule (J) 4.1840 Calorías (cal) Kilowatt hora (KW.h) 1.16222*10-6 Gigajoule (GJ) MMBTU 0.947817 Gigajoule (GJ) Kilocalorías (Kcal) 2.39006*105 Joule (J) BTU 9.47817*10-4 Joule (J) Calorías (cal) 0.239006 Joule (J) Kilowatt hora (KW.h) 2.77778*10-7 Kilocalorías (Kcal) Gigajoule (GJ) 4.184*10-6 Kilocalorías (Kcal) MMBTU 3.96567*10-6 m³ Gas Natural (GN) Kilowatt hora (KW.h) BTU 3,412.14 MMBTU Kilowatt hora (KW.h) Calorías (cal) 8.60421*105 MMBTU Kilowatt hora (KW.h) Joule (J) 3.6*106 ft³ Gas Natural (GN) a MMBTU 5.80 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.136 ft³ Gas Natural (GN) 5,800 m³ Gas Natural (GN) 164.2 MMBTU 42.5 Barril equivalente de petróleo (BEP) 7.33 ft³ Gas Natural (GN) 42,500 m³ Gas Natural (GN) 1,200 MMBTU 0.001 1,000 MMBTU BTU Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN) MMBTU m³ Gas Natural (GN) ft³ Gas Natural (GN) ft³ Gas Natural (GN) m³ Gas Natural (GN) m³ Gas Natural (GN) Multiplicar por 0.000172 0.0000235 0.0353 0.000608 0.000830 0.172 0.0235 1,000 26.4443 38 Abreviaturas y Simbología Utilizada Fuente: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. Gas Natural 1 MMPC Millones de barriles equivalentes de petróleo 21.33 TM GNL BCF 34.06 TM Carbón Billones de pies cúbicos (EEUU: 109 pies cúbicos / España: 1012 pies cúbicos) BCFD Billones americanos de pies cúbicos por día BLS Barriles MBLS Miles de barriles (103 barriles) MMBLS Millones de barriles (106 barriles) BPD Barriles por día MBPD Miles de barriles por día MMBPD Millones de barriles por día BTU British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica) MMBTU Millones de BTU Gal Galón: equivale a 3,78533 litros (Galón de los EEUU) GLP Gas licuado de petróleo GN Gas natural GNC Gas natural comprimido, gas natural que ha sido comprimido a una presión máxima de 25MPa (250 bar) GNV Gas natural vehicular LNG Gas natural licuado: gas natural en estado líquido a temperatura a –160°C, lo que permite reducir su volumen 600 veces para facilitar su almacenamiento y transporte. LGN Líquidos del gas natural m3 Metro cúbico m3 STD Metro cúbico estándar: un metro cúbico (m3) a 15ºC y a una presión absoluta de 1.013 mbar PC Pie cúbico MPC Miles de pies cubico PC GN MPCD Miles de pies cubico por día TM de GNL MMPC Millones de pies cúbico MMPCD Millones de pies cúbico por día BEP 1,000 MMBTU 0.293 Gw-h 1055 GJ 35.315 1327 46,877 PC 3 m GN PC GN Petróleo 42 gal USA 158.98 litros 0.1589 m3 Barril 1 7.19 TM Bls GLP 45,251 1.17 TM GLP 11.44 Bls BCF CARBÓN 1 TM de carbón Barriles equivalentes de petróleo MMBEP TM 1 BEP TM GLP 169.35 1 DESCRIPCIÓN 22.09 1 m3 ABREVIATURA 0.0294 4.97 31.336 TCF MMPC GN BEP MMBTU Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos) Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 pies cúbicos) Coma (,) Para separar decimales TEP Tonelada equivalente de petróleo TM Toneladas métricas Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – Osinergmin Gerencia de Supervisión de Energía— División de Supervisión de Gas Natural (DSGN) , setiembre 2021 Equipo de Trabajo de la DSGN que preparó el Boletín Virginia Barreda Grados - Gerente de la División de Supervisión de Gas Natural Beatriz Adaniya Higa - Jefe de Producción y Procesamiento de Gas Natural José Unzueta Graus - Jefe de Transporte de Gas Natural Oscar Echegaray Pacheco - Jefe de Contratos y Asuntos Regulatorios Gerardo Meza Oscanoa - Especialista en Contratos y Asuntos Regulatorios El contenido de esta publicación podrá ser reproducido total o parcialmente con autorización de la DSGN del Osinergmin. Se solicita indicar en lugar visible la autoría y la fuente de la información. Todo el material presentado en este reporte es propiedad del Osinergmin, a menos que se indique lo contrario. Osinergmin no se identifica, necesariamente, ni se hace responsable de los datos vertidos en el presente documento. Las ideas expuestas en los artículos del reporte pertenecen a sus autores. La información contenida en el presente reporte se considera proveniente de fuentes confiables, pero Osinergmin no garantiza su completitud ni su exactitud. Las opiniones y estimaciones representan el juicio de los autores dada la información disponible y están sujetos a modificación sin previo aviso. Copyright © Osinergmin – DSGN 20202 40 El Boletín Estadístico de Gas Natural es una publicación de la División de Supervisión de Gas Natural del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, Osinergmin. Editado por: División de Supervisión de Gas Natural Bernardo Monteagudo 222 Magdalena del Mar Teléfonos: (511) 224 0487, (511) 224 0488 Fax: (511) 224 0491 www.osinergmin.gob.pe La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informativo están permitidos siempre y cuando se cite la fuente.
