gerencia de fiscalizacion de gas...

GERENCIA DE FISCALIZACION DE GAS NATURAL

BOLETIN DE INDICADORES DE LA INDUSTRIA DEL GAS

NATURAL AGOSTO 2012

INDICE

1. INTRODUCCION _________________________________________________________ 5

2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ____________________________ 5

3. INDICADORES __________________________________________________________ 5

3.1. MATRIZ ENERGÉTICA ______________________________________________________ 5 3.1.1. Matriz Energética en el mundo ___________________________________________________ 5 3.1.2. Matriz Energética en el Perú _____________________________________________________ 7

3.2. INFRAESTRUCTURA ________________________________________________________ 9 3.2.1. Infraestructura de producción en Camisea __________________________________________ 9 3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución __________________________ 10

3.3. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL ______________________ 11 3.3.1. Reservas de gas natural ________________________________________________________ 11 3.3.2. Reservas de líquidos de gas natural _______________________________________________ 12

3.4. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL ___________________ 13 3.4.1. Producción de gas natural ______________________________________________________ 13 3.4.2. Producción de líquidos de gas natural _____________________________________________ 15

3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA _____ 16

3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL ____________________ 17 3.6.1. Transporte gas natural _________________________________________________________ 17 3.6.2. Transporte líquidos de gas natural ________________________________________________ 18

3.7. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ____________________________________________ 19 3.7.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores ___________________________________ 19

3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL ____________________________________ 20 3.8.1. Sistema de distribución de gas natural ____________________________________________ 20

a. Redes de distribución en Lima y Callao ______________________________________________ 20 b. Redes de distribución en Ica _______________________________________________________ 20

3.8.2. Registro de instaladores ________________________________________________________ 21 3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias ____________________________________ 21

a. Sistema de distribución Lima ______________________________________________________ 21 b. Sistema de distribución Ica ________________________________________________________ 22

3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial ____________________________________ 22

3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL __________________________________ 23

3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELÉCTRICO _________________________________ 23 3.10.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica ________________________________ 23

a. Centrales eléctricas ______________________________________________________________ 23 b. Generación eléctrica _____________________________________________________________ 26

3.10.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica _________________________ 26

3.11. MERCADO DE GNV Y GNC ________________________________________________ 27 3.11.1. ITF para instalaciones de GNV ___________________________________________________ 27 3.11.2. Estaciones de GNV con ITF ______________________________________________________ 27 3.11.3. Demanda de GNV _____________________________________________________________ 28 3.11.4. Número de vehículos a GNV_____________________________________________________ 28 3.11.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC) _______________________________________ 29 3.11.6. Unidades de transporte de GNC _________________________________________________ 29

3.12. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO __________________________________ 30 3.12.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita ____________________________________ 30 3.12.2. Embarques de gas natural licuado ________________________________________________ 30 3.12.3. Volumen de gas natural exportado _______________________________________________ 31

3.13. INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO _________________ 32 3.13.1. Producto Bruto Interno ________________________________________________________ 32 3.13.2. Fondo de Estabilización del Precio de los Combustibles _______________________________ 32 3.13.3. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos ________________________________ 33 3.13.4. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos ______________________________ 33 3.13.5. Precio Henry Hub _____________________________________________________________ 34 3.13.6. Precios del gas natural vehicular y residencial ______________________________________ 35

a. Precio del gas natural vehicular ____________________________________________________ 35 b. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular ____________________________ 35 c. Precio gas natural residencial ______________________________________________________ 35

3.14. INVERSIONES Y PROYECTOS _____________________________________________ 36 3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años ___________________________________ 36 3.14.2. Proyectos futuros _____________________________________________________________ 37

4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS ___________________ 38

4.1. VOLUMEN ______________________________________________________________ 38

4.2. ENERGÍA _______________________________________________________________ 38

4.3. PRESIÓN _______________________________________________________________ 39

4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL ___________________________________ 39

4.5. GRÁFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGÍA ____________________________________ 41

ABREVIATURAS Y SIMBOLOGIA UTILIZADA

ABREVIATURA DESCRIPCIÓN

API American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo)

ASME American Society Mechanical Engineer (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos)

BEP Barriles equivalentes de petróleo

MMBEP Millones de barriles equivalentes de petróleo

BCF Billones de pies cúbicos (EEUU: 109 pies cúbicos / España: 1012 pies cúbicos)

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

°C Grados centígrados

C 3 Propano

C3+ Propano y más pesados

C4 Butanos

C4+ Butanos y más pesados

C5 Pentanos

C5+ Pentanos y más pesados

Coma (,) Para separar miles

°F Grados Fahrenheit

Gl 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

ITF Informe técnico favorable

KW-Hr Unidad de energía: 1,000 Watt-Hora

MW-Hr 106 Watts-Hr

ABREVIATURA DESCRIPCIÓN

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

MW Mega Watts

NTP Norma Técnica Peruana

PC Pie cúbico

MPC Miles de pies cubico

MPCD Miles de pies cubico por día

MMPC Millones de pies cúbico

MMPCD Millones de pies cúbico por día

BCF Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos)

TCF Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 pies cúbicos)

TCFD Trillones de pies cúbico por día

PSIA Libras por pulgada cuadrada absoluta, Presión Absoluta (psia) = Presión manométrica (psig) + Presión Atmosférica (14.7 psi)

Punto (.) Para separar decimales

TEP Tonelada equivalente de petróleo

MTEP Miles de toneladas equivalentes de petróleo

MMTEP Millones de Toneladas equivalentes de petróleo

TM Toneladas métricas

Watts Unidad de potencia

KW 1,000 Watts

MW 106 Watts

GW 109 Watts

5

1. INTRODUCCION

Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma mensual los indicadores más relevantes de la industria de gas natural, los cuales serán presentados en el Boletín de Indicadores del Gas Natural, cuya publicación presentamos en formato digital y está disponible en la página web de OSINERGMIN.

2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL

El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998 se concentró en la zonas de Talara donde básicamente el gas natural era usado para la generación eléctrica en 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, y por el lado de las labores de supervisión, estas eran desarrolladas por OSINERGMIN a través de la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos. Posteriormente en agosto del 2004 se inician las operaciones comerciales del Proyecto Camisea, dando lugar a un creciente desarrollo de la industria del gas natural, lo que hizo que OSINERGMIN replanteara su organización y en agosto del 2007 cree 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. El desarrollo alcanzado por esta industria se ve reflejado en su actual producción (gas natural y líquidos de gas natural) valorizada en 2,900 MMUS$ en el año 2011, 50 veces mayor que los 57 MMUS$ del año 2001. Con satisfacción podemos afirmar que el rol supervisor ejercido por OSINERGMIN ha contribuido a darle sostenibilidad al desarrollo de esta industria.

3. INDICADORES

3.1. MATRIZ ENERGÉTICA

3.1.1. Matriz Energética en el mundo

Durante las últimas cinco décadas, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 46.4% en el año 1971 al 33.1% correspondiente al año 2011. Con respecto al gas natural y la energía nuclear presentan una tendencia creciente en la participación de la energía primaria tal como se muestra en el gráfico Nº 1. Sin embargo el consumo del carbón se ha mantenido constante a lo largo de las cinco décadas, manteniéndose como el segundo proveedor significativo de la energía primaria con una participación aproximada del 28%.

6

GRAFICO Nº 1. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO – ÚLTIMAS CINCO DECADAS FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

La evolución de la matriz energética mundial en la última década se muestra en el gráfico Nº 2, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 38.0% en el año 2001 al 33.1% correspondiente al 2011. Con respecto a los otros sectores se observa una tendencia estable a excepción del consumo del carbón, que presenta un tendencia creciente, pasando de un participación del 25.5% en al año 2001 al 30.4% en el año 2011.

GRAFICO Nº 2. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO 2001 - 2011 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

25.5% 25.7% 26.8% 27.3% 27.9% 28.5% 29.0% 29.0% 29.1% 29.6% 30.4%

0.6% 0.6% 0.7% 0.7% 0.8% 0.8% 0.9% 1.1% 1.2% 1.3% 1.5% 6.3% 6.3% 6.0% 6.0% 5.8% 5.7% 5.5% 5.4% 5.4% 5.2% 4.9%

38.0% 37.6% 37.1% 36.8% 36.2% 35.6% 35.2% 34.6% 34.4% 33.6% 33.1%

23.4% 23.6% 23.5% 23.2% 23.2% 23.1% 23.3% 23.7% 23.4% 23.8% 23.7%

6.2% 6.2% 6.0% 6.0% 6.1% 6.2% 6.1% 6.3% 6.5% 6.5% 6.5%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Hidroenergía Gas Natural Petróleo Nuclear Renovables Carbón

29.0% 27.7% 27.0% 25.5% 30.4%

0.4% 0.6% 1.5% 0.5% 2.9% 5.8% 6.3% 4.9%

46.4% 43.6% 38.7% 38.0% 33.1%

18.7% 19.9% 22.2% 23.4% 23.7%

5.4% 6.0% 6.2% 6.2% 6.5%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1971 1981 1991 2001 2011

Hidroenergía Gas Natural Petróleo Nuclear Renovables Carbón

7

El año 2011, de acuerdo a lo mostrado en el gráfico Nº 3, en Asia Pacífico el mayor consumo se concentró en el carbón (2,553.2), en Europa y Eurasia en el gas natural (991.0 MMTEP), en Norte América en el petróleo (1,026.47 MMTEP), en Medio Oriente en el petróleo (371.0 MMTEP) en Sur y Centro América en el petróleo (289.1MMTEP) y en África también lo fue el petróleo (158.3 MMTEP).

GRAFICO Nº 3. CONSUMO DE ENERGIA EN EL MUNDO - AÑO 2011

FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

3.1.2. Matriz Energética en el Perú

En nuestro país, el consumo de gas natural durante los años 71, 81 y 91 sólo representó entre el 1.3% y 1.4% de la matriz energética. En las dos últimas décadas según se muestra en el gráfico Nº 4, el gas natural creció del 3.2% al 29.8%, el primer crecimiento explicado por el desarrollo de los proyectos Aguaytía el año 1997, y Camisea el año 2004.

1316.1 898.2 1026.4

371.0 289.1 158.3

531.5 991.0 782.4

362.8 139.1

98.8

2553.2

499.2 533.7

99.8

108.0

271.5 211.9

248.1

179.1 167.6

168.2

46.3

84.3 45.3

4803

2923 2767

747 643 385

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Asia Pacífico Europa y Eurasia Norte América Medio Oriente Sur y C. América Africa

Renovables HidroenergíaNuclear CarbónGas Natural PetróleoTotal

MMTEP

8

GRAFICO Nº 4. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU – ÚLTIMAS CINCO DECADAS

FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA

En el gráfico Nº 5 se muestra como la participación del gas natural en la matriz energética durante los últimos 10 años, ha pasado del 3% en el año 2001 al 30% en el 2011, se espera que en los próximos años se mantenga esta tendencia, y que su participación sea tan alta como 33%, al igual que el petróleo y las energías renovables.

GRAFICO Nº 5. EVOLUCIÓN DE LA MATRIZ ENERGÉTICA EN EL PERÚ - 2001 AL 2011 FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA

Durante el 2011, el consumo de energía primaria en el Perú ascendió a 349.1 MBEPD, 9.3% mayor al resultado del año 2010, donde el consumo de energía era de 319.5 MBEPD. La participación del gas natural alcanzó el 30% del total de la demanda de energía nacional.

4.3% 2.5% 3.4% 4.3% 1.7%

83.2% 85.2% 78.6% 76.8%

58.2%

1.3% 1.3% 1.4% 3.2%

29.8%

11.2% 11.0% 16.6% 15.7%

10.3%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1971 1981 1991 2001 2011

Hidroenergía Gas Natural Petróleo CarbónMBEPD

4% 5% 6% 5% 5% 4% 5% 4% 4% 3% 2%

77% 75% 73% 73% 69% 67% 63% 63% 63% 58% 58%

3% 4% 5% 7% 12% 14% 18% 21% 21% 28% 30%

16% 16% 17% 14% 14% 15% 14% 12% 12% 11% 10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Hidroenergía Gas Natural Petróleo CarbónMBEPD

9

GRAFICO Nº 6. CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA - AÑO 2011

FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA

3.2. INFRAESTRUCTURA

El crecimiento de la infraestructura de producción, procesamiento, transporte y distribución de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda.

3.2.1. Infraestructura de producción en Camisea

Pozos en el Lote 88: 15 Productores, 3 Reinyectores y 2 Reinyectores de cortes de perforación

LOCACIÓN POZO ESTADO

SAN MARTÍN 1

SAN MARTIN 1X Productor SAN MARTIN 1001 Productor SAN MARTIN 1002 Productor SAN MARTIN 1003 Productor SAN MARTIN 1004 Productor

SAN MARTÍN 3 SAN MARTIN 3X Reinyector de gas SAN MARTIN 1005 Reinyector de gas SAN MARTIN 1006 Reinyector de gas

CASHIRIARI 1

CR-1CRI. Reinyector de cortes de perforación, cerrado CR1-1R Productor CR1-1001D Productor CR1-1002D Productor CR1-1003D Productor CR1-1004D Productor

CASHIRIARI 3

CR-3CRI Reinyector de cortes de perforación, cerrado CR3-ST2 Productor CR3-1005D Productor CR3-1006D Productor CR3-1007D Productor CR3-1008D Productor

CUADRO Nº 1. POZOS DEL LOTE 88 FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

Pozos en el Lote 56: 8 Productores, 2 productor - reinyector, y 2 Reinyector de cortes de perforación

Carbón, 6.0, 2%

Petróleo, 203.1, 58%

Gas Natural, 104.1, 30%

Hidroenergía, 35.83, 10%

MBEPD

10

LOCACIÓN POZO ESTADO

PAGORENI A

PAG 1004D Productor - reinyector PAG 1005D Productor - reinyector PAG 1006D Productor PAG 1007D Productor

PAGORENI B PAG 1001D Productor PAG 1002D Productor PAG 1003D Productor

MIPAYA MIP-CRI Reinyector de cortes de perforación MIP-1002-XD Productor ( Todavía no se construye la plataforma de producción)

PAGORENI OESTE

PAGW-CRI Reinyector de cortes de perforación PAGW-1001XD Productor ( Todavía no se construye la plataforma de producción)

CUADRO Nº 2. POZOS DEL LOTE 56 FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución

En el Cuadro Nº 3 se puede apreciar el continuo crecimiento de la infraestructura de procesamiento, transporte y distribución de gas natural durante el periodo 2002-2012, lo cual ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda tanto de gas natural como de los líquidos de gas natural.

INFRAESTRUCTURA 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL (MMPCD)

MALVINAS - - 440 440 440 440 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160

AGUAYTIA 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70

GMP 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

DUCTO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (MMPCD)

TGP - - 314 314 314 314 314 380 450 530 1,230

DUCTO DE TRANSPORTE DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL (MBPD)

TGP - - 50 50 50 50 70 85 88 88 110

DUCTO DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL (MMPCD)

GNLC - - 255 255 255 255 255 255 255 255 255

PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE LGN (MBPD)

PISCO - CAMISEA - - 50.0 50.0 50.0 50.0 85.0 85.0 85.0 85.0 85.0

PUCALLPA - AGUAYTIA 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4

VERDUN-GRAÑA Y MONTERO 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0

PROCESADORA DE GAS PARIÑAS - - - 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0

CUADRO Nº 3. INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

En el Cuadro Nº 4 se muestra la infraestructura de las refinerías de petróleos para el periodo 2002-2012, donde se observa que el crecimiento de la infraestructura de procesamiento y almacenamiento de crudo y derivados, prácticamente ha permanecido constantes durante el periodo ocasionando que las refinerías mantengan un nivel de configuración de procesamiento por debajo de los estándares internacionales, con alto volumen de procesamiento de fondos (residuales) de bajo valor. En contra parte esta falta de crecimiento de la capacidad de refinación se ha visto compensada por el incremento

11

de la capacidad de fraccionamiento de LGN, que desde el 2002 al 2012 ha pasado de 7.4 a 94.4 MBPD.

INFRAESTRUCTURA 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 REFINERIA DE PETROLEO (MBPD) SHIVIYACU - PLUSPETROL 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 EL MILAGRO - PETROPERU 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 PUCALLPA - MAPLE 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 IQUITOS - PETROPERU 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 CONCHAN - PETROPERU 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 TALARA - PETROPERU 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 PAMPILLA - REPSOL 102.0 102.0 102.0 102.0 102.0 102.0 102.0 110.0 110.0 110.0 110.0 TOTAL REFINERIAS PETROLEO 205 205 205 205 205 205 205 213 213 213 213

TOTAL PLANTAS FRACCIONAMIENTO 7.4 7.4 57.4 59.4 59.4 59.4 94.4 94.4 94.4 94.4 94.4

CUADRO Nº 4. INFRAESTRUCTURA DE REFINERIAS DE PETROLEO FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

3.3. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL

3.3.1. Reservas de gas natural

La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden a 12.70 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 89%, ver cuadro Nº 5 y gráfico Nº 7.

AREA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Costa Norte 0.17 0.16 0.19 0.20 0.21 0.21 0.20 0.33 0.25 0.24 0.91

Zócalo 0.17 0.18 0.18 0.18 0.29 0.29 0.28 0.66 0.35 0.29 0.29

Selva Central 0.28 0.27 0.25 0.24 0.22 0.21 0.19 0.17 0.22 0.21 0.21

Selva Sur 8.11 8.11 8.11 10.87 11.20 11.15 11.15 11.04 11.18 11.72 11.29

Total 8.73 8.72 8.72 11.49 11.93 11.84 11.82 12.20 12.00 12.46 12.70 CUADRO Nº 5. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL – TCF

FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

GRAFICO Nº 7. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL NIVEL PAIS


La reservas probadas de gas natural en el país, actualmente representan el 44% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 8.

0

2

4

6

8

10

12

14

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

8.7 8.7 8.7

11.5 11.9 11.8 11.8 12.2 12.0 12.5 12.7 TCF

12

GRAFICO Nº 8. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL


3.3.2. Reservas de líquidos de gas natural

La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden en la actualidad a 627 MMBLS, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 98%, ver cuadro Nº 6 y gráfico Nº 9.

AREA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Zócalo - - - - - - - - 13.3 6.6 6.7

Selva Central 13.3 12.3 10.5 9.1 7.7 6.5 5.4 4.4 6.8 6.5 8.2

Selva Sur 566.5 566.5 566.5 708.9 687.7 675.0 668.7 653.8 611.6 644.9 612.1

Total 579.8 578.8 577.0 718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0 CUADRO Nº 6. FUENTE MINEM: RESERVAS PROBADAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL – MMBLS


GRAFICO Nº 9. RESERVAS PROBADASDE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL A NIVEL PAIS FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

Actualmente las reservas probadas de líquidos de gas natural en el país, representan el 40% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 10.

38% 33% 30% 30% 30% 30% 39% 39% 39% 40% 39%

27% 29% 44%

25% 27%

26% 26% 26% 26% 17%

22% 23% 23% 20% 31% 24%

30%

37% 40% 44% 44% 44% 44% 44% 38% 38% 38% 41% 43% 47%

26%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

RESERVAS POSIBLES RESERVAS PROBABLES RESERVAS PROBADAS

0

200

400

600

800

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

579.8 578.8 577.0

718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0

MMBLS

13

GRAFICO Nº 10. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL


3.4. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL

3.4.1. Producción de gas natural

En el gráfico Nº 11 se muestra la evolución de la producción en el país. Durante el año 2011, la producción de gas natural del proyecto Camisea (Lotes 56 y 88) representó el 95.3% de la producción total, tal como se puede deducir de las cifras mostradas en el cuadro Nº 7.

GRAFICO Nº 11. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL 2000 – 2011


45% 42% 42% 42% 42% 42% 51% 51% 50% 50% 49%

28% 28% 40%

23% 25% 25% 25% 25% 25%

15% 21% 22% 22% 22%

34% 25%

33%

32% 34% 34% 33% 33% 33% 34% 28% 28% 28% 29%

38% 48%

27%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

RESERVAS POSIBLES RESERVAS PROBABLES RESERVAS PROBADAS

AGUAYTIA 31C

PLUSPETROL CORP. 56

PLUSPETROL CORP. 88

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

GMP I PET. MONTERRICO IISAPET VI/VII PETROBRAS ENERGIA PER XOLYMPIC XIII PETROTECH Z-2BPLUSPETROL CORP. 88 PLUSPETROL CORP. 56AGUAYTIA 31C

MMPC

14

ZONA COMPAÑIA LOTE 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

COSTA NORTE

GMP I 120.6 181.1 217.8 788.4 941.1 1,024.5 1,449.9 1,750.7 1,709.3 1,648.8 1,671.1

PET. MONTERRICO II 0.0 62.3 329.1

SAPET VI/VII 1,210.0 1,232.1 1,436.3 1,513.6 1,176.6 969.0 751.2 719.8 457.9 787.4 930.4

PEREZ COMPANC / PETROBRAS X 2,953.2 2,322.0 2,570.9 3,070.5 3,664.0 3,701.0 3,689.5 3,983.0 3,885.8 4,452.7 4,948.6

OLIMPIC XIII 225.6 860.2 645.0 417.9 438.8 440.9 346.4 206.0 229.5 342.1

TOTAL COSTA 4,283.8 3,960.8 5,085.2 6,017.5 6,199.8 6,133.4 6,331.6 6,799.8 6,258.9 7,180.7 8,221.4

ZOCALO PETROTECH Z-2B 3,344.4 2,786.0 3,473.0 4,082.1 3,720.9 5,155.1 5,133.2 5,159.4 4,015.2 4,126.5 4,038.8

TOTAL ZOCALO 3,344.4 2,786.0 3,473.0 4,082.1 3,720.9 5,155.1 5,133.2 5,159.4 4,015.2 4,126.5 4,038.8

TOTAL COSTA NORTE Y ZOCALO 7,628.2 6,746.8 8,558.2 10,099.6 9,920.7 11,288.5 11,464.8 11,959.2 10,274.1 11,307.2 12,260.2

SELVA SUR PLUSPETROL CORP. 88 7,032.8 28,440.8 37,583.9 69,006.0 93,090.3 99,722.9 135,672.8 167,131.4

PLUSPETROL CORP. 56 93,090.3 99,722.9 98,642.3 215,210.7 SELVA CENTRO AGUAYTIA 31 C 5,448.4 8,851.8 9,924.8 13,223.2 15,205.5 13,818.7 14,014.7 14,906.2 12,684.0 9,987.0 6,567.2

TOTAL ZONA SELVA 5,448.4 8,851.8 9,924.8 20,256.0 43,646.3 51,402.6 83,020.7 107,996.5 112,406.9 244,302.0 388,909.3

TOTAL 13,076.5 15,598.6 18,483.0 30,355.7 53,567.1 62,691.1 94,485.5 119,955.7 122,681.0 255,609.2 401,169.4

MMPCD 35.8 42.7 50.6 83.2 146.8 171.8 258.9 328.6 336.1 700.3 1,099.1 CUADRO Nº 7. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL A NIVEL PAIS - MMPC


15

Respecto a los volúmenes de gas exportado, podemos indicar que en agosto del 2012 se alcanzó en promedio 603.3 MMPCD de los 1,140.7 MMPCD producidos en Camisea. Por otro lado el volumen acumulado de gas natural exportado al presente mes es equivalente a 0.45 TCF, lo cual representa el 59 % del total producido por Camisea, ver gráfico Nº 12.

GRAFICO Nº 12. GAS NATURAL PARA CONSUMO INTERNO Y EXPORTACION – PROYECTO CAMISEA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.4.2. Producción de líquidos de gas natural

En el cuadro Nº 8 y gráfico Nº 13, se muestra la evolución de la producción de LGN en el país desde el año 2000 al 2011, las cuales pasaron de 3.89 a 83.16 MBPD.

EMPRESA LOTE 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

AGUAYTIA 31 C 3.89 3.96 4.09 4.03 3.90 3.70 3.33 3.00 2.67 2.67 2.50 2.46

PLUSPETROL 88 - - - - - - - - - - - - 10.32 32.14 34.68 33.76 30.77 36.59 47.38 44.51

56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 10.02 34.44 33.39 35.00

PETROTECH Z-2B - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 0.56 1.20 1.19

TOTAL MBPD 3.89 3.96 4.09 4.03 14.22 35.84 38.01 36.76 43.45 74.25 84.47 83.16

CUADRO Nº 8. PRODUCCIÓN DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL - MBPD FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 ago-12

0.01 0.04

0.08

0.15

0.24

0.34

0.48

0.64

0.76

0.09

0.30

0.45

Volumen acumulado de GN consumido por el mercado interno Volumen acumulado de GN exportadoTCF

16

GRAFICO Nº 13. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL 2000 – 2011


3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA

En el mes de agosto del 2012 el factor de procesamiento de la Planta Malvinas fue de 92 %, habiendo procesado un volumen promedio de gas natural del Lote 88 de 754 MMPCD, presentando un incremento del 1% respecto al mismo mes del año 2011 y del Lote 56 de 654 MMPCD, presentando un aumento del 17% respecto al mismo mes del año 2011.

* Volumen promedio de gas procesado enero - agosto 2012

GRAFICO Nº 14. GAS PROCESADO EN PLANTA MALVINAS FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

PLUPETROL CORP. 56

PLUPETROL CORP. 88

AGUAYTIA 31 C

SAVIA Z-2B

0

2,500

5,000

7,500

10,000

12,500

15,000

17,500

20,000

22,500

25,000

27,500

30,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

SAVIA Z-2B

AGUAYTIA 31 C

PLUPETROL CORP. 88

PLUPETROL CORP. 56

MBPD

315.9 426.7 472.7 472.2 445.8

564.6 785.9 735.0 633.4

362.1

416.7

436.2 560.3 638.6

0.72

0.97

1.07 1.07

0.92 0.85

1.05 1.12

1.06

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

LOTE 56 LOTE 88 Indice de Producción Planta Malvinas

MMPCD

*

Indice

17

Por otro lado, en el mismo mes, la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco alcanzó un factor de procesamiento de 100 %, llegando a procesar en promedio 79.3 MBPD, cuyo valor representa un incremento del 6% respecto al mismo mes del año 2011.

*Volumen promedio de LGN procesado enero - agosto 2012

GRAFICO Nº 15. LGN PROCESADO EN LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

3.6.1. Transporte gas natural

El volumen promedio diario de gas natural transportado por TGP durante agosto del 2012 para el mercado interno fue de 540 MMPCD y para la exportación 620 MMPCD. Asimismo tal como se muestra en el gráfico Nº 16, el indicador de utilización del ducto promedio del mes es 102% de la capacidad del sistema de transporte (610 MMPCD).

GRAFICO Nº 16. VOLUMENES PROMEDIO TRANSPORTADOS GAS NATURAL FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

23.0 32.3 34.8 33.7 30.6 36.5

47.3 44.62 38.81

29.8

34.4

33.4 34.83 37.25

0.66

0.92 0.99 0.96

0.83 0.83

0.95 0.94 0.89

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

LOTE 56 LOTE 88 Indice de Producción Planta Malvinas

MBPD

(*)

Indice

368.

1

448.

5

428.

0

487

494

466

483 537

540

519

387.

3

575.

8

507.

0 593

604

552 58

8 619

620

603

0.91 1.00 0.99

1.04 1.03 1.04 1.03 1.07 1.07 1.08

0.74

0.85 0.81

0.92 0.93 0.88 0.91

1.01 1.02 0.98

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2010 2011 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12

Volumen Transportado para Planta Melchorita Volumen Transportado Sistema Malvinas - LurínMáximo Volumen Transportado en el mes Indicador de Utilizacion del ducto TGP - Contrato BOOT

MMPCD Indicador de Uso

18

En el gráfico Nº 17, se muestra la evolución del volumen de gas natural transportado por TGP tanto para el mercado interno (Contrato BOOT) como para la exportación (Planta Melchorita).

GRAFICO Nº 17. VOLUMEN DIARIO DE GAS NATURAL ENTREGADO POR TGP

FUENTE: TGP. ELABORACION PROPIA

3.6.2. Transporte líquidos de gas natural

En agosto del 2012, el promedio transportado alcanzó los 84.7 MBPD, presentando un incremento del 5 % en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 2011, tal como se muestra en el gráfico Nº 18.

* Volumen promedio de LGN transportado enero - agosto 2012

GRAFICO Nº 18. VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

-

200

400

600

800

1,000

1,200ag

o-04

ene-

05

jun-

05

nov-

05

abr-

06

sep-

06

mar

-07

ago-

07

ene-

08

jun-

08

nov-

08

abr-

09

sep-

09

feb-

10

jul-1

0

dic-

10

may

-11

oct-

11

mar

-12

ago-

12

Volumen Entregado TotalPlanta MelchoritaB.O.O.T

MMPCD

22.90 32.30 34.70 33.70

40.50

71.00 80.70 79.46 75.83

0.46

0.65 0.69 0.67

0.48

0.84

0.94 0.90

0.79

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Volumen de LGN Transportado (MBPD) Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG)

MBPD

(*)

Indicador de Uso

19

3.7. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

3.7.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores

En el gráfico Nº 19, se presenta la evolución del consumo de gas natural de Camisea por sectores, desde el inicio de la operación en agosto de 2004 al mes de agosto de 2012. En agosto de 2012 el consumo fue de 505.5 MMPCD, presentando un aumento en el consumo del 3 % con respecto al mismo mes del año 2011, ver gráfico N° 20, distribuido por sectores.

GRAFICO Nº 19. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL PROVENIENTE DE CAMISEA

FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA

GRAFICO Nº 20. DEMANDA PROMEDIO DE GAS NATURAL DE CAMISEA EN EL MES DE AGOSTO 2012

FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA

0

100

200

300

400

500

600

ago-

04

dic-

04

abr-

05

ago-

05

dic-

05

abr-

06

ago-

06

dic-

06

abr-

07

ago-

07

dic-

07

abr-

08

ago-

08

dic-

08

abr-

09

ago-

09

dic-

09

abr-

10

ago-

10

dic-

10

abr-

11

ago-

11

dic-

11

abr-

12

ago-

12

Generadores Eléctricos Industriales GNV Residenciales y ComercialesMMPCD

Generadores Eléctricos

329.01 65.1%

Industriales 112.52 22.3% GNV

60.66 12.0%

Residenciales y Comerciales

3.31 0.7% MMPCD

20

3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL

3.8.1. Sistema de distribución de gas natural

a. Redes de distribución en Lima y Callao

En agosto de 2012 la redes que forma parte del sistema de distribución de gas natural en Lima y Callao es de 2,201 km, mostrando un crecimiento del 40% respecto al mismo mes del año 2011, de los cuales 345 km corresponden a redes de acero y 1,856 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según se muestra en el gráfico Nº 21.

GRAFICO Nº 21. REDES DE GAS NATURAL EN LIMA Y CALLAO

FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

b. Redes de distribución en Ica

Para agosto de 2012, las redes que forma parte del sistema de distribución de Ica alcanzaron los 83 km de polietileno, mostrando un crecimiento del 35% respecto al mismo mes del año 2011., según se muestra en el gráfico Nº 22.

GRAFICO Nº 22. REDES DE GAS NATURAL EN ICA

FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA

0

400

800

1200

1600

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 ago-12

142 158 184 209 267 310 338 345 78

275 357

446

639

963

1,403 1,856

220

433 541

655

906

1,273

1,741 2,201

Kilómetros (polietileno)

Kilómetros (acero)

Km

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2010 2011 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12

7.8

38.3

69.6 69.6 69.6 73.4 73.4 73.4 75.0

75.2 38.25

69.62 69.62 69.62 73.37 73.37 73.4 75

83 Pisco Chincha

Km

21

3.8.2. Registro de instaladores

El registro de instaladores de gas natural, al mes de agosto de 2012 cuenta con 396 instaladores registrados, de los cuales 317 son personas naturales y 79 son personas jurídicas según lo mostrado en el gráfico Nº 23.

GRAFICO Nº 23. INSTALADORES CERTIFICADOS

FUENTE: PROPIA

3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias

a. Sistema de distribución Lima

El número de instalaciones internas habilitadas de gas natural en Lima y Callao, asciende a 72,802 usuarios, presentando un crecimiento del 61% respecto al mismo mes del año 2011, de los cuales 416 son usuarios con instalaciones industriales y 72,802 son usuarios con instalaciones residenciales y comerciales, la evolución del número de usuarios del sistema de distribución de Lima y Callao se muestra en el gráfico Nº 24.

GRAFICO Nº 24. CONSUMIDORES HABILITADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION LIMA


IG1 IG2 IG3

160

2

155

4 0

75

Persona NaturalPersona Jurídica

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

1,717 5,115 6,764 9,836 16,544

28,226

55,133

75,553

71 155

218 266

324

354

395

417

1,788 5,270

6,982 10,102

16,868

28,580

55,528

75,970

Industriales

Residenciales y Comerciales

N° Consumidores Habilitados

22

b. Sistema de distribución Ica

Para agosto del 2012 se tiene 2,502 conexiones domiciliarias, presentando un crecimiento de 17 % respecto al mismo mes del año anterior. Ver el gráfico Nº 25.

GRAFICO Nº 25. CONEXIONES DOMICILIARIAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION ICA – PISCO FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA

3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial

El consumo promedio de gas natural, para el sector Residencial y Comercial, proveniente de Camisea, se presenta en el gráfico Nº 26, en agosto de 2012 llegó a los 3.31 MMPCD, lo cual representa el 0.7 % del consumo total, representando además un aumento del 40% respecto al mismo mes del año 2011.

* Volumen promedio enero - agosto 2012 GRAFICO Nº 26. DEMANDA DE GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL


0

100

200

300

400

500

600

700

800

dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12

4

100

188

281 281 336

500

624

705

N° Instalaciohnes Interna Habilitadas

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

0.003 0.020 0.235

0.577

1.170 1.305 1.325

2.02

3.05

MMMPCD

(*)

23

3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL

En el gráfico Nº 27, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector industrial, proveniente de Camisea, en agosto de 2012 fue de 112.52 MMPCD, lo cual representa el 22.3 % del consumo total, representando una disminución del 0.2% respecto al mismo mes del año 2011.

* Volumen promedio enero - agosto 2012 GRAFICO Nº 27. DEMANDA DE GAS NATURAL INDUSTRIAL


3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELÉCTRICO

3.10.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica

a. Centrales eléctricas

En los cuadros del Nº 9 al 13 se presenta el listado de las centrales eléctricas existentes en el país. Según lo mostrado en el gráfico Nº 28, la capacidad de generación térmica representa el 51.5% del total país, y el 41.4% corresponde al gas natural, lo cual indica la importancia de la generación térmica a gas natural para la atención de la demanda eléctrica en el país.

CUADRO Nº 9. CENTRALES TÉRMICAS A DIESEL

Empresa Central Potencia Efectiva (MW)

EGENOR CHIMBOTE 19.32

ELECTROPERU EMERGENCIA TRUJILLO 62.13

SHOUGESA SAN NICOLAS 1.24

EGASA CHILINA 16.70

SAN GABAN

BELLAVISTA/MAN 1 1.74

BELLAVISTA/ALCO 1.77

TAPARACHI/SKODA 0.43

TAPARACHI/MAN 1 0.62



ENERSUR

ILO 1/TG-1 34.93

ILO 1/TG-2 30.72

ILO 1/CATKATO 3.28

0

20

40

60

80

100

120

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

15.10 19.95

40.27

60.40

75.23 80.41 92.50

108.76 114.01 MMPCD

(*)

24

CUADRO Nº 10. CENTRALES TÉRMICAS A GAS NATURAL Empresa Central Potencia Efectiva (MW)

TERMOSELVA AGUAYTIA/TG-1 88.44 AGUAYTIA/TG-2 86.96

EDEGEL

SANTA ROSA/UTI-5 53.06 SANTA ROSA/UTI-6 52.59 SANTA ROSA/WTG-7 123.91 SANTA ROSA/TG8 199.83 VENTANILLA/ TG3+TG4+C.COMB 492.75

EEPSA MALACAS/TG-1 13.14 MALACAS/TG-2 15.04 MALACAS/TG-4 102.74

EGASA PISCO/TG1 34.40 PISCO/TG-2 34.49

EGESUR

INDEPENDENCIA/WARTSILA-1 5.73 INDEPENDENCIA/WARTSILA-2 5.73 INDEPENDENCIA/WARTSILA-3 5.73 INDEPENDENCIA/WARTSILA-4 5.73

EGENOR LAS FLORES 198.44

ENERSUR CHILCA/TG-1 171.46 CHILCA/TG-2 170.28 CHILCA/TG-3 194.19

KALLPA GENERACION S.A. KALLPA/TG-1 174.41 KALLPA/TG-2 193.52 KALLPA/TG-3 197.84

SDF ENERGÍA OQUENDO 29.38

CUADRO Nº 11. CENTRALES TÉRMICAS A RESIDUAL Empresa Central Potencia Efectiva (MW)

EGENOR

CHICLAYO OESTE/SULZER-1 3.69 CHICLAYO OESTE/SULZER-2 4.48 CHICLAYO OESTE/GMT-3 2.53 CHICLAYO OESTE/GMT-1 4.19 CHICLAYO OESTE/GMT-2 3.17 PIURA/GMT-1 3.12 PIURA/GMT-2 3.11 PIURA/TG 16.82 PIURA/MIRLEES-1 1.24 PIURA/MILESS-4 1.82

ELECTROPERU TUMBES/MAK-1 8.04 TUMBES/MAK-2 8.31

SHOUGESA SAN NICOLAS/TV-1 18.71 SAN NICOLAS/TV-2 17.08 SAN NICOLAS/TV-3 25.92

EGASA

MOLLENDO/MIRLEES-1 8.91 MOLLENDO/MIRLEES-2 10.68 MOLLENDO/MIRLEES-3 10.69 CHILINA/TV-2 6.20 CHILINA/TV-3 9.91 CHILINA/SULZER-1 5.13 CHILINA/SULZER-2 4.98

ENERSUR ILO 1/TV-2 0.00 ILO 1/TV-3 67.64 ILO 1/TV-4 61.43

CUADRO Nº 12. CENTRALES TÉRMICAS A CARBÓN Y BAGAZO

Empresa Central Potencia Efectiva (MW)

ENERSUR ILO 2 141.87

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA PARAMONGA 20.00

25

CUADRO Nº 13. CENTRALES HIDRÁULICAS Empresa Central Potencia Efectiva (MW)

SN POWER

CAHUA 43.11 PARIAC 4.95 GALLITO CIEGO 38.15 SAN ANTONIO 0.58 SAN IGNACIO 0.42 HUAYLLACHO 0.19 MISAPUQUIO 3.87

EDEGEL

HUINCO 247.34 MATUCANA 128.58 CALLAHUANCA 80.43 MOYOPAMPA 66.13 HUAMPANI 30.18

EGENOR

CARHUAQUERO 95.11 CARHUAQUERO IV 9.98 CAÑA BRAVA 5.71 CAÑON DEL PATO 263.49

SN POWER

MALPASO 48.02 OROYA 9.48 PACHACHACA 9.65 YAUPI 110.21

ELECTROPERU COMPLEJO MANTARO 670.66 COMPLEJO MANTARO RESTITUCION 215.36

EGASA

CHARCANI 1 1.73 CHARCANI 2 0.60 CHARCANI 3 4.58 CHARCANI 4 15.30 CHARCANI 5 144.62 CHARCANI 6 8.95

EGEMSA MACHUPICCHU 88.80 SAN GABAN SAN GABAN II 113.10

EGESUR ARICOTA 1 22.50 ARICOTA 2 12.40

ENERSUR YUNCAN 136.76 SOC.MIN.CORONA HUANCHOR 19.63

SANTA CRUZ SANTA CRUZ I 6.96 SANTA CRUZ II 6.70

CHINANGO YANANGO 42.61 CHIMAY 150.90

GEPSA LA JOYA 9.60 CELEPSA PLATANAL 217.38 MAJA ENERGÍA RONCADOR 3.48 SINERSA POECHOS II 10.00 ELÉCTRICA SANTA ROSA PURMACANA 1.79

GRAFICO Nº 28. CENTRALES ELECTRICAS POR TIPO DE COMBUSTIBLES - MW FUENTE: SEIN - COES. ELABORACION PROPIA

A Gas Natural 2650

41.4%

Hidraulicas 3100

48.5%

A Diesel 176

2.8%

A Residual 308

4.8% A Carbon 142

2.2% A Bagazo 20

0.3%

26

b. Generación eléctrica

En el gráfico Nº 29, se muestra la evolución de la generación eléctrica, donde podemos apreciar que la generación térmica ha crecido sostenidamente desde 3.2 Miles de GW-Hr el año 2001 hasta 17 Miles GW-Hr en el 2011. La producción de energía eléctrica ha crecido en un 8% en comparación con el año 2010.

GRAFICO Nº 29. PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA

FUENTE: MINEM – DGE. ELABORACION PROPIA

3.10.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica

En el gráfico Nº 30, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector eléctrico proveniente de Camisea, en agosto de 2012 fue de 329 MMPCD, lo cual representa el 65% del consumo total, representando un aumento del 0.4 % respecto al mismo mes del año 2011.

* Volumen promedio enero - agosto 2012 GRAFICO Nº 30. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELECTRICO


17.6 18.0 18.5 17.5 18.0 19.6 19.5 19.1 19.9 20.1 21.9

3.2 3.9 4.4 6.7 7.5 7.8 10.4 13.4 13.0

15.9 17.0

20.8 22.0 22.9 24.3 25.5 27.4

29.9 32.5 32.9

35.9 38.9

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

TérmicaHidráulica

Miles GW.H

0

50

100

150

200

250

300

350

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

31.53 60.41 64.91

125.34

167.79 173.38

240.53

280.67 304.66

MMPCD

(*)

27

3.11. MERCADO DE GNV Y GNC

3.11.1. ITF para instalaciones de GNV

A agosto del 2012 el Tiempo de Atención promedio para la emisión de documentos de autorización de instalación de Estaciones de GNV ha sido de 10.4 días hábiles (ver gráfico Nº 31), presentando una disminución del 19 % respecto al mismo mes del año 2011, encontrándose por debajo del límite de los 15 días hábiles.

* Tiempo de Atención promedio enero - agosto 2012

GRAFICO Nº 31. DÍAS DE ATENCIÓN DE SOLICITUDES DE ITF PARA GASOCENTROS FUENTE: PROPIA

3.11.2. Estaciones de GNV con ITF

De acuerdo con el gráfico Nº 32, a agosto del 2012 se cuenta con 197 estaciones de GNV en operación, mostrando un crecimiento del 19 % respecto al mismo mes del año 2011; 24 estaciones con ITF aprobado que se encuentran en construcción, 88 proyectos de estaciones con ITF aprobados y habilitadas para inicio de obras, y 9 proyectos de estaciones en proceso de trámite para la obtención del ITF.

GRAFICO Nº 32. NUMERO DE ESTACIONES DE GNV CON ITF FUENTE: PROPIA

12.47 13.66 12.99

11.36 10.84 10.4

0

3

6

9

12

15

2007 2008 2009 2010 2011 2012

DÍAS HÁBILES / INTERVENCIÓN 15 días hábiles / Intervención

(*)

22 55

95

139

178 197

40

73 84

95 92 88

22 25 33 37 27 24 15 28 29 24 10 9 0

50

100

150

200

250

Dic 07 Dic 08 Dic 09 Dic 10 Dic 11 ago-12

EE.SS. operativosEE.SS. con ITF (no inicia construcción)EE.SS. con ITF (en construcción)Total Pendientes en Trámite ITF

N° Estaciones de GNV

28

3.11.3. Demanda de GNV

En agosto de 2012 se alcanzó un promedio diario de 60.6 MMPCD, que representa un 12 % del consumo total, representando además un aumento del 30 % respecto al mismo mes del año 2011. Ver el gráfico Nº 33.

* Volumen promedio enero - agosto 2012 GRAFICO Nº 33. DEMANDA DE GAS NATURAL VEHICULAR – MMPCD

FUENTE: COFIDE. ELABORACION PROPIA

3.11.4. Número de vehículos a GNV

El registro de vehículos a GNV según las cifras mostradas en el gráfico Nº 34 a agosto 2012, asciende a 143,295 unidades activas, mostrando un crecimiento del 22% en comparación con el mismo mes del año 2011, las cuales son abastecidas por las 197 estaciones de GNV, además se cuenta con 206 talleres de conversión a GNV.

GRAFICO Nº 34. VEHICULOS A GNV FUENTE: COFIDE. ELABORACION PROPIA

0

10

20

30

40

50

60

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

0.68 5.09

15.22

24.06

33.58

44.18

57.95 MMPCD

(*)

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 ago-12

5,489

23,958

54,829

81,029

103,712

126,519

143,295

N° de Vehículos a GNV

29

3.11.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC)

Desde el año 2010, se viene desarrollando el concepto de gasoductos virtuales mediante el transporte y comercialización de Gas Natural Comprimido (GNC) en zonas donde aún no es posible llegar con los ductos de transporte y distribución de gas natural. Actualmente esta actividad se ha expandido al norte del país, en Chiclayo y Piura donde ya se ha iniciado el abastecimiento de GNC a estaciones de GNV y plantas industriales. En el gráfico Nº 35 se muestra que a agosto 2012 se cuenta con 35 Estaciones de GNC, de las cuales 12 son de descompresión, 17 de Trasvase, 3 de Carga y 3 de Compresión.

GRAFICO Nº 35. ESTRUCTURA DEL GASODUCTO – JUNIO 2012

FUENTE: PROPIA

3.11.6. Unidades de transporte de GNC

En lo que respecta a las unidades de transporte de GNC, a junio del presente año, el mercado nacional cuenta con 86 semirremolques de GNC autorizados, siendo 569 el número de las posibles combinaciones entre tractos y semi-remolques autorizados. En el gráfico Nº 36 se muestra en número de semirremolques autorizados por empresa.

GRAFICO Nº 36. SEMI-REMOLQUES AUTORIZADOS – JUNIO 2012 FUENTE: PROPIA

0

5

10

15

20

25

30

35

ITF en Trámite Con ITF En Construcción En Operación

4 4 7

12 3

14 5

17

3

2

6

3

2

4 2

3 Estación de CompresiónEstación de Carga de GNCEstación de TrasvaseEstación de Descompresión

N° de Estaciones

0

5

10

15

20

25

30

35

ENERGY GASDEL PERU SAC

NEOGAS PERUSA

GNC ENERGIAPERU SAC

SERVOSALOGISTICA(GASCOP)

TRANSPORTESGUAPO LINDO

SRL

GRIFOSESPINOZA SA

INVERSIONESSATELITE SAC

GTM DEL PERU

23

35

2

16

2

7

1 1

Semi-remolques autorizados

30

3.12. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO

3.12.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita

En el gráfico Nº 37, se muestra los volúmenes de gas natural suministrado a la Planta Melchorita para la producción de gas natural licuado, teniendo un volumen promedio de 586 MMPCD en lo que va del año 2012.

GRAFICO Nº 37. GAS NATURAL PARA PLANTA MELCHORITA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.12.2. Embarques de gas natural licuado

A agosto del 2012, se han realizado 114 embarques para exportación del GNL, en el gráfico Nº 38 se muestra el número de embarques realizado por mes, en promedio a la fecha se tiene 4.2 embarques por mes.

GRAFICO Nº 38. NÚMERO DE EMBARQUES PARA EXPORTACION POR MES FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA

Respecto a los puntos de destino debemos indicar que 17 embarques, es decir el 15% del total de los 114 embarques, han tenido como destino México. En el gráfico Nº 39

0

100

200

300

400

500

600

700

2010 2011 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12

439.4

576.2 593.4 604.1 551.7

588.0 619.4 619.5 603.3

MMPCD

0

10

20

30

40

50

60

2010 2011 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12

23

55

4 4 5 4 5 4 6 4

Nº de Embarques

31

podemos apreciar los otros destinos para el GNL exportado de Planta Melchorita: Asia, Europa, Norteamérica y América del Sur.

GRAFICO Nº 39. NUMERO DE EMBARQUES SEGÚN REGION DE DESTINO 2010 – AGOSTO 2012 FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA

3.12.3. Volumen de gas natural exportado

En el gráfico Nº 40, se muestra volumen de gas natural exportado en forma mensual y el volumen acumulado, habiéndose registrado para el mes de agosto del 2012 un volumen total acumulado de 431 MMPC.

* Se ha considerado un poder calorífico de 1,000 BTU/PC GRAFICO Nº 40. GAS NATURAL EXPORTADO DESDE PLANTA MELCHORITA

FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA

Asia 37

32%

Europa 47

41%

Mexico 17

15% América del Sur

2 2%

Norte América 11

10%

217.6 236.8

254.5 270.2

293.0 308.2

324.0 343.3

358.4 377.7

392.3 415.7

430.7

19.1 19.2 17.7 15.6 22.8 15.2 15.9 19.2 15.1 19.3 14.7 23.4 15.0

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12

Volumen Acumulado

Volumen por mes

MMPC (*)

Mile

s

32

3.13. INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO

3.13.1. Producto Bruto Interno

En el gráfico Nº 41, se muestra la evolución del PBI desde el año 2000 al año 2011, donde se observa para el 2011 un crecimiento del 14.8 % respecto del año 2010, así mismo se muestra una ligera disminución del 0.4% que hubo para el año 2009 respecto al año anterior, debido a la crisis financiera mundial.

GRAFICO Nº 41. EVOLUCION DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO 2000 - 2011

FUENTE: PROPIA

3.13.2. Fondo de Estabilización del Precio de los Combustibles

En el siguiente gráfico se observa el saldo del FEPC desde el año 2004 al presente año. El FEPC fue creado mediante DU 010-2004 con la finalidad de atenuar la alta volatilidad de los precios de los combustibles en el mercado interno.

*Actualizada a junio del 2011

GRAFICO Nº 42. EVOLUCION DEL FONDO DE ESTABILIZACION DEL PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES FUENTE: PROPIA

53 54 57 61 70

79 92.4

107.3 127.6 127.2

153.9

176.7

020406080

100120140160180200

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

MMMUS$

-900-800-700-600-500-400-300-200-100

0100

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

-37

11

-339

-837

-75

-375

-577

MMUS$

*

33

3.13.3. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos

En el siguiente gráfico se muestra la evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos (BCH) desde el año 2000 hasta el año 2011. Se observa que la exportación se incrementa notoriamente a partir del año 2010, esto debido a que en el país se dio inicio a la exportación del LNG (gas natural licuado). Por otro lado el saldo de la BCH ha disminuido significativamente a partir del año 2009 en un 60% respecto al año 2008.

GRAFICO Nº 43. EVOLUCION DE LA BALANZA COMERCIAL Y VOLUMETRICA DE HIDROCARBUROS


3.13.4. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos

En el gráfico Nº 44 se observa el comportamiento del Henry Hub para el precio del gas natural, el WTI y Brent para el precio del petróleo, desde el periodo enero 1986 a agosto 2012, observando que para el presente mes, el precio promedio ha alcanzado un valor de 2.84 US$/MMBTU para el Henry Hub, US$/BL 94.13 para el WTI y US$/BL 113.36 para el Brent. Así mismo el precio del marcador Brent supera al precio del marcador WTI en US$/BL 19.22.

GRAFICO Nº 44. EVOLUCION DE LOS MARCADORES DEL PRECIO DE COMBUSTIBLES

FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA

380 402 471 663 686 1,488 1,603

2,099 2,735

1,929

3,263

4,799

-1,094 -906 -963 -1,386 -1,714 -2,268

-2,785 -3,564 -5,206 -2,884

-4,108 -5,795

-713 -504 -492 -724 -1,029 -780 -1,182 -1,465

-2,472

-955 -845 -996

-60-50-40-30-20-10

0102030405060708090

100

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Exportación de HidrocarburosImportación de HidrocarburosExportación de Hidrocarburos (MMUS$)Importación de Hidrocarburos (MMUS$)Saldo Balanza Comercial Hidrocarburos (MMUS$)

MMBLS

0

5

10

15

20

020406080

100120140160

Jan-

86

Mar

-87

Apr-

88

Jun-

89

Aug-

90

Oct

-91

Dec-

92

Feb-

94

Apr-

95

Jun-

96

Aug-

97

Sep-

98

Nov

-99

Jan-

01

Mar

-02

May

-03

Jul-0

4

Sep-

05

Nov

-06

Jan-

08

Mar

-09

Apr-

10

Jun-

11

Aug-

12

WTI BrentHenry Hub

$/MMBTU US$/BL

34

3.13.5. Precio Henry Hub

En el gráfico Nº 45 se muestra el comportamiento del precio Henry Hub para el gas natural en el periodo enero 1995 a agosto 2012, del gráfico podemos resaltar los picos alcanzados en los meses de octubre y diciembre 2005 en los que el precio Henry Hub llegó a 13.54 y 13.14 US$/MMBTU respectivamente. En promedio para el presente mes, el precio se ha mantenido con algunas oscilaciones alrededor de 2.84 US$/MMBTU.

GRAFICO Nº 45. PRECIOS MAXIMOS DEL HENRY HUB

FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA

En el gráfico Nº 46 se muestra el precio promedio anual del Henry Hub para el gas natural en el periodo 1989 y 2011, podemos resaltar los picos presentados el año 2005 y el año 2008 en los que el precio Henry Hub llegó a 8.79 y 8.85 US$/MMBTU respectivamente, los cuales fueron influidos por el Huracán Katrina en EEUU el año 2005 y la crisis económica mundial desatada el 2008.

GRAFICO Nº 46. EVOLUCION DE PRECIO ANUALES HENRY HUB

FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2011. ELABORACION PROPIA

0

2

4

6

8

10

12

14

ene-

95

sep-

95

may

-96

ene-

97

sep-

97

may

-98

ene-

99

sep-

99

may

-00

feb-

01

oct-

01

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02

feb-

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oct-

03

jun-

04

feb-

05

oct-

05

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6

mar

-07

nov-

07

jul-0

8

mar

-09

nov-

09

jul-1

0

mar

-11

nov-

11

ago-

12

US$/MMBTU

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Invasión de Irak a Kwait

Crisis Financiera Asiática Huracán

Katrina

Crisis Económica Mundial

Invasión de EEUU a Afganistán

Crisis de California Tormenta Ida

US$/MMBTU

35

3.13.6. Precios del gas natural vehicular y residencial

a. Precio del gas natural vehicular

El Precio GNV en las estaciones de GNV de Lima y Callao, para el año 2011 tuvo un precio promedio de 1.22 S/. /m3. Para el mes de agosto del 2012, el precio de este combustible ha presentado un comportamiento que responde a la mayor competencia entre las estaciones de GNV alcanzando un precio promedio de 1.28 S/. / m3.

b. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular

El GNV es el combustible que representa una mejor alternativa económica frente a otros combustibles de uso vehicular, así tenemos que a agosto 2012, el precio del GNV fue: 44.7 % más barato que el GLP, 64.2 % que el Diesel y 69 % que la Gasolina de 90 octanos.

GRAFICO Nº 47. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO VEHICULAR A AGOSTO 2012 FUENTE: PROPIA

c. Precio gas natural residencial

El gas natural para uso residencial es el combustible doméstico que representa una mejor alternativa económica frente a GLP residencial, así tenemos que en junio 2012, el precio del gas natural residencial fue 70.35% más barato que el GLP.

0

13

26

39

52

65

78

91

104

117

130

143

156

3637.8%

54.9% 35.7% 34.7% 31.3% 26.9% 25.6% GNV 36.38

GLP 65.78

Diesel B5 101.62

Gas 84 106.00

Gas 90 117.29

Gas 95 139.61

Gas 97 145.54

S/.MMBTU

36

GRAFICO Nº 48. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO RESIDENCIAL A JUNIO 2012 FUENTE: PROPIA

3.14. INVERSIONES Y PROYECTOS

3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años

CUADRO Nº 14. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2011-2012 EMPRESA DESCRIPCION INVERSION

PLUSPETROL

• 2da ampliación de la Planta Malvinas (separación GN), ampliación de capacidad de 1,160 a 1,680 MMPCD.

• Al mes de agosto los trabajos en la planta se encuentran en la etapa de comisionado y en los preparativos para la puesta en marcha.

US$ 224 millones, según programa.

PLUSPETROL

• 2da ampliación de la Capacidad de la Planta Pisco de 85 a 120 MBPD. Esto permitirá una producción de 60 MBPD de GLP (Demanda actual de GLP 32 MBPD).

• Puesta en marcha del proyecto 1ra Etapa 06/08/2012, 2da Etapa 15/08/2012

US$ 156 millones según programa.

PLUSPETROL

Desarrollo del Lote 56 • Perforación de las locaciones Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y

Pagoreni Norte. Se aprobó el EIA el 16 de agosto de 2010. • Construcción de una Línea de Conducción (Gas y líquidos) en el

Tramo Mipaya - Pagoreni A, con una longitud en planta de 49.7 km. Fecha estimada de término Octubre 2012 Exploración y Desarrollo del Lote 88

• Desarrollo de una locación denominada San Martín Este (SME), perforación de tres pozos.

US$ 300 millones, según programado

US$ 100 millones,

según EIA

US$ 70 millones

REPSOL

• Proyecto Prospección Sísmica 2D-3D y Perforación de 22 Pozos Exploratorios de las Locaciones Kinteroni, Mapi y Mashira.

• Desarrollo del Área Sur del Campo Kinteroni Lote 57: Construcción de flowlines

US$ 150 millones, según EIA

US$ 134 millones, según EIA

TGP

• Proyecto Loop Sur y Planta Compresora KP 127, ampliación de capacidad de ducto de transporte de gas natural 530 hasta un máximo de 920 MMPCD y del ducto de transporte de LGN de 85 a 120 MBPD.

• Estudio de Riesgos de la modificación del Sistema de Transporte de GN: Aprobado con fecha 12 de junio de 2012.

US$ 850 millones

0

10

20

30

40

50

60

70

80

29.65% GN

Residencial 22.33

GLP Residencial

75.32

S/.MMBTU

37

CUADRO Nº 15. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2013 – 2014

EMPRESA DESCRIPCION INVERSION

GNLC

• Ampliación de la capacidad de distribución de gas natural, de 255 a 420 MMPCD, expansión de redes – 45,000 nuevos consumidores entre 2011 y 2013.

• Se ha instalado 1.85 Km de tubería de 30“Ø en Manchay y 0.2 Km de tubería de 30“Ø en La Molina.

US$ 75 millones

Gasoducto Andino del Sur KUNTUR

• Construcción de un Gasoducto Andino del Sur del Perú de aprox. 1,077 km. y 30“Ø.

• EIA aprobado el 07 de junio de 2011. • El MINEM continúa con la evaluación para la elaboración de la

modificación del contrato de concesión.

US$ 1,300 millones.

Sistema de Distribución Ica CONTUGAS

• Sistema de Distribución Ica – 50 000 conexiones. Construcción del sistema de distribución en Ica de aprox. 40 Km a Pisco, 240 Km hacia Ica, Nazca y Marcona. Con capacidad mínima y 50,000 conexiones residenciales. Capacidad Mínima de 400 MMPCD.

• Inicio de Construcción:14 de Mayo de 2010 • Se ha tendido aprox. 75 Km de tubería de polietileno.

US$ 280 millones.

3.14.2. Proyectos futuros

CUADRO Nº 16. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2015 – 2016

EMPRESA DESCRIPCION INVERSION

Nitratos del Perú S.A.

• Construcción del Complejo Petroquímico para la producción de Amoniaco, acido Nítrico y Nitrato de Amonio en Paracas-Pisco.

• EIA aprobado por la DGAAE en enero 2011. • Las empresas Technip y Técnica Reunidas se encuentran a cargo de

la Ingeniería Inicial. • Se encuentra a la espera de la suscripción del contrato de

suministro de Gas Natural.

US$ 1000 millones

CF Industries Inc.

• Construcción y operación de un complejo petroquímico ubicado en el distrito de San Juan de Marcona-Ica. Esta planta producirá amoníaco y úrea.

• EIA pendiente de aprobación por la DGAAE. • Cuenta con un contrato de suministro de gas natural con Pluspetrol

por 99 MMPCD, el cual vence en mayo de 2013.

US$ 2000 millones

Braskem

• Construcción de un Complejo Petroquímico de polietilenos y fertilizantes en los Puertos de Ilo.

• El etano que se procesará en ésta Planta, será abastecido desde la planta de separación del gas natural.

• Fecha estimada para entrar en operación Dic. 2018.

US$ 3000 millones

Gasoducto Andino del Sur

• Proyectos: Exploración y producción de Lotes 57 y 58 Plantas de procesamiento de gas natural y de fraccionamiento de

LGN Poliducto para transporte de LGN Planta de GNL Centrales Termoeléctricas Complejo Petroquímico

• Fecha estimada de operación de la primera etapa: 2016. • Actualmente en etapa de estudios

US$ 13,000 millones

38

4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS

4.1. VOLUMEN

Para convertir de a Multiplicar por

Barril (bbl) metro cúbico (m³) 0.158988

Barril (bbl) pie cúbico (ft³) 5.61146

Galones (gal) metro cúbico (m³) 0.00378541

Galones (gal) litros (L) 3.78541

Galones (gal) pie cúbico (ft³) 0.13376

Litros (L) metro cúbico (m³) 0.001

Litros (L) galones (gal) 0.26417

Metro cúbico (m³) pie cúbico (ft³) 35.3147

Metro cúbico (m³) barril US (bbl) 6.28981

Pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) 0.028317

Pie cúbico (ft³) barril US (bbl) 0.178107

Pie cúbico (ft³) galones (gal) 7.4760 CUADRO Nº 17. UNIDADES DE CONVERSION DE VOLUMEN

FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA EJEMPLO Si se desea convertir 200m³ a ft³, según la tabla se debe multiplicar por 35.3147 entonces: 200m³ = 200 * 35.3147 = 7062.94 ft³

4.2. ENERGÍA


BTU Calorías (cal) 252.164

BTU Joule (J) 1.055056*103

BTU Kilowatt hora (KW.h) 2.9307*10-4

MMBTU Gigajoule (GJ) 1.055

MMBTU Kilocalorías (Kcal) 2.5191*105

Calorías (cal) BTU 3.96567*10-3

Calorías (cal) Joule (J) 4.1840

Calorías (cal) Kilowatt hora (KW.h) 1.16222*10-6

Gigajoule (GJ) MMBTU 0.947817

Gigajoule (GJ) 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

39

Kilocalorías (Kcal) Gigajoule (GJ) 4.184*10-6

Kilocalorías (Kcal) MMBTU 3.96567*10-6

Kilowatt hora (KW.h) BTU 3,412.14

Kilowatt hora (KW.h) Calorías (cal) 8.60421*105

Kilowatt hora (KW.h) Joule (J) 3.6*106

CUADRO Nº 18. UNIDADES DE CONVERSION DE ENERGIA FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

EJEMPLO Si se desea convertir 30J a calorías, según la tabla se debe multiplicar por 0.239006 entonces: 30J = 30*0.239006 = 7.17cal.

4.3. PRESIÓN


Atmósferas (atm) bar (bar) 1.013

Atmósferas (atm) pascal (Pa) 1.013*105

Atmósferas (atm) PSI (lb/pulg2) 14.7

Bar (bar) atmósferas (atm) 0.987

Bar (bar) pascal (Pa) 105

Bar (bar) PSI (lb/pulg2) 14.5

Pascal (Pa) bar (bar) 10-5

Pascal (Pa) atmósferas (atm) 0.987*10-5

Pascal (Pa) PSI (lb/pulg2) 14.5*10-5

PSI (lb/pulg2) bar (bar) 0.0689

PSI (lb/pulg2) atmósferas (atm) 0.0680

PSI (lb/pulg2) pascal (Pa) 6.894*103

CUADRO Nº 19. UNIDADES DE CONVERSION DE PRESION FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

EJEMPLO Si se desea convertir 5 atm a psi, según la tabla se debe multiplicar por 14.7; entonces: 5atm = 5 * 14.7 = 73.5 psi.

4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL


Barril equivalente de petróleo (BEP) MMBTU 5.80

Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.136

Barril equivalente de petróleo (BEP) ft³ Gas Natural (GN) 5,800

Barril equivalente de petróleo (BEP) m³ Gas Natural (GN) 164.2

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU 42.5

40

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) 7.33

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN) 42,500

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) m³ Gas Natural (GN) 1,200

ft³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.001

ft³ Gas Natural (GN) BTU 1,000

ft³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000172

ft³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0000235

m³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.0353

m³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000608

m³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.000830

MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.172

MMBTU Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0235

MMBTU ft³ Gas Natural (GN) 1,000

MMBTU m³ Gas Natural (GN) 28.3 CUADRO Nº 20. EQUIVALENCIAS PRÁCTICAS USADAS DE GAS NATURAL

FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

41

4.5. GRÁFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGÍA

GRAFICO Nº 49. GRAFICO DE EQUIVALNCIAS DE ENERGIA FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS - PROPIA. ELABORACION PROPIA

gerencia de fiscalizacion de gas...

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