gerencia de fiscalizacion de gas natural

GERENCIA DE FISCALIZACION DE GAS NATURAL

BOLETIN DE INDICADORES DE LA INDUSTRIA DEL GAS

NATURAL DICIEMBRE 2012

INDICE

1. INTRODUCCION _________________________________________________________ 5

2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ____________________________ 5

3. INDICADORES __________________________________________________________ 5

3.1. APORTE POR REGULACIÓN ___________________________ ¡Error! Marcador no definido. 3.1.1. Empresas aportantes por actividades de gas natural __________ ¡Error! Marcador no definido. 3.1.2. Pago del Aporte por Regulación ___________________________ ¡Error! Marcador no definido.

3.2. MATRIZ ENERGÉTICA ______________________________________________________ 5 3.2.1. Matriz Energética en el mundo ___________________________________________________ 5 3.2.2. Matriz Energética en el Perú _____________________________________________________ 7

3.3. INFRAESTRUCTURA ________________________________________________________ 9 3.3.1. Infraestructura de producción en Camisea __________________________________________ 9 3.3.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución __________________________ 10

3.4. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL ______________________ 11 3.4.1. Reservas de gas natural ________________________________________________________ 11 3.4.2. Reservas de líquidos de gas natural _______________________________________________ 12

3.5. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL ___________________ 13 3.5.1. Producción de gas natural ______________________________________________________ 13 3.5.2. Producción de líquidos de gas natural _____________________________________________ 15

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

3.7. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL ____________________ 17 3.7.1. Transporte gas natural _________________________________________________________ 17 3.7.2. Transporte líquidos de gas natural ________________________________________________ 18

3.8. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ____________________________________________ 19 3.8.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores ___________________________________ 19

3.9. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL ____________________________________ 20 3.9.1. Sistema de distribución de gas natural ____________________________________________ 20

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

3.9.2. Registro de instaladores ________________________________________________________ 21 3.9.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias ____________________________________ 21

a. Sistema de Distribución de Lima y Callao ____________________________________________ 21 b. Sistema de Distribución de Ica _____________________________________________________ 22

3.9.4. Consumo de gas natural residencial y comercial ____________________________________ 22

3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL ________________________________ 23

3.11. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELÉCTRICO _________________________________ 23 3.11.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica ________________________________ 23

a. Centrales eléctricas ______________________________________________________________ 23 b. Generación eléctrica _____________________________________________________________ 27

3.11.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica _________________________ 27

3.12. MERCADO DE GNV Y GNC ________________________________________________ 28 3.12.1. ITF para instalaciones de GNV ___________________________________________________ 28 3.12.2. Estaciones de GNV con ITF ______________________________________________________ 28 3.12.3. Demanda de GNV _____________________________________________________________ 29 3.12.4. Número de vehículos a GNV_____________________________________________________ 29 3.12.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC) _______________________________________ 30 3.12.6. Unidades de transporte de GNC _________________________________________________ 30

3.13. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO __________________________________ 31 3.13.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita ____________________________________ 31 3.13.2. Embarques de gas natural licuado ________________________________________________ 31 3.13.3. Volumen de gas natural exportado _______________________________________________ 32

3.14. INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO _________________ 33 3.14.1. Producto Bruto Interno ________________________________________________________ 33 3.14.2. Fondo de Estabilización del Precio de los Combustibles _______________________________ 33 3.14.3. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos ________________________________ 34 3.14.4. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos ______________________________ 34 3.14.5. Precio Henry Hub _____________________________________________________________ 35 3.14.6. Precios del gas natural vehicular y residencial ______________________________________ 36

a. Precio del gas natural vehicular ____________________________________________________ 36 b. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular ____________________________ 36 c. Precio gas natural residencial ______________________________________________________ 36

3.15. INVERSIONES Y PROYECTOS _____________________________________________ 37 3.15.1. Inversiones programadas para los próximos años ___________________________________ 37 3.15.2. Proyectos futuros _____________________________________________________________ 38

4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS ___________________ 39

4.1. VOLUMEN ______________________________________________________________ 39

4.2. ENERGÍA _______________________________________________________________ 40

4.3. PRESIÓN _______________________________________________________________ 40

4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL ___________________________________ 41

4.5. GRÁFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGÍA ____________________________________ 42

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: 14 Productores, 1 Productor – Reinyector, 3 Reinyectores.

LOCACIÓN POZO ESTADO

SAN MARTÍN 1

SAN MARTIN 1 Productor SAN MARTIN 1001D Productor SAN MARTIN 1002D Productor - Reinyector SAN MARTIN 1003D-ST1 Productor SAN MARTIN 1004D-ST1 Productor

SAN MARTÍN 3 SAN MARTIN 3-ST1 Reinyector SAN MARTIN 1005 Reinyector SAN MARTIN 1006 Reinyector

CASHIRIARI 1

CR1-1R Productor CR1-1001D Productor CR1-1002D Productor CR1-1003D Productor CR1-1004D Productor

CASHIRIARI 3

CR3-ST2 Productor CR3-1005D-ST1 Productor CR3-1006D Productor CR3-1007D Productor CR3-1008D Productor CUADRO Nº 1. POZOS DEL LOTE 88

FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

Carbón, 6.0, 2%

Petróleo, 203.1, 58%

Gas Natural, 104.1, 30%

Hidroenergía, 35.83, 10%

MBEPD

10

Pozos en el Lote 56: 5 Productores, 2 Productor – Reinyector.

LOCACIÓN POZO ESTADO

PAGORENI A

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

PAGORENI B PAG 1001D Productor PAG 1002D-ST1 Productor PAG 1003D-ST1 Productor

MIPAYA MIP-1002-XD Productor ( en construcción) CUADRO Nº 2. POZOS DEL LOTE 56


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 - - 314 314 314 314 314 380 450 530 610

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

11

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 de gas natural en el país. Durante el año 2012, la producción del proyecto Camisea (Lotes 56 y 88) representó el 94.7 % del total producido, tal como se puede observar las cifras mostradas en el cuadro Nº 8.

GRAFICO Nº 11. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL


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 - 2.7 %

PLUSPETROL CORP. 56 51.2 %

PLUSPETROL CORP. 88 43.5 %

COSTA NORTE Y ZOCALO - 2.7 %

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 2012

COSTA NORTE Y ZOCALO

PLUSPETROL CORP. 88

PLUSPETROL CORP. 56

AGUAYTIA 31C

MMPC

14

ZONA COMPAÑIA LOTE 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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 1,750.5

PET. MONTERRICO II 0.0 62.3 329.1 347.5

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 1,100.7

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

3,876.3

OLIMPIC XIII 225.6 860.2 645.0 417.9 438.8 440.9 346.4 206.0 229.5 342.1 1,077.0

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 8,151.9

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 3,043.9

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 3,043.9

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 11,195.8

SELVA SUR PLUSPETROL CORP. 88 7,032.8 28,440.8 37,583.9 69,006.0 93,090.3 99,722.9 135,672.8 167,131.4 182,113.3

PLUSPETROL CORP. 56 93,090.3 99,722.9 98,642.3 215,210.7 214,298.0

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

11,187.6

TOTAL ZONA SELVA 5,448.4 8,851.8 9,924.8 20,256.0 43,646.3 51,402.6 83,020.7 107,996.5 112,406.9 244,302.0 388,909.3 407,598.9

TOTAL 13,076.5 15,598.6 18,483.0 30,355.7 53,567.1 62,691.1 94,485.5 119,955.7 122,681.0 255,609.2 401,169.4 418,794.7

MMPCD 35.8 42.7 50.6 83.2 146.8 171.8 258.9 328.6 336.1 700.3 1,099.1 1,144.2

CUADRO Nº 7. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL A NIVEL PAIS - MMPC FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

15

Respecto a los volúmenes de gas exportado, podemos indicar que en diciembre del 2012 se alcanzó en promedio 623 MMPCD de los 1,052.3 MMPCD producidos en Camisea. Por otro lado el volumen acumulado de gas natural exportado al presente mes es equivalente a 0.51 TCF, lo cual representa el 62.2 % del total producido por Camisea, ver gráfico Nº 12.

GRAFICO Nº 12. GAS NATURAL PARA CONSUMO INTERNO Y EXPORTACION – PROYECTO CAMISEA


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 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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

PLUSPETROL 88 - - - - - - - - - 10.32 32.14 34.68 33.76 30.77 36.59 47.38 44.51 45.82

56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 10.02 34.44 33.39 35.00 36.56

PETROTECH Z-2B - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 0.56 1.20 1.19 1.27

TOTAL MBPD 3.96 4.09 4.03 14.22 35.84 38.01 36.76 43.45 74.25 84.47 83.16 86.33

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

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

0.01 0.04 0.08 0.15

0.24

0.34

0.48

0.64

0.82

0.09

0.30

0.51

Volumen acumulado de GN para el mercado interno Volumen acumulado de GN exportadoTCF

16

GRAFICO Nº 13. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL


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

En el mes de diciembre del 2012 el factor de procesamiento de la Planta Malvinas fue de 99 %, habiendo procesado un volumen promedio de gas natural de 1,015 MMPCD para el Lote 88 y un volumen de 654 MMPCD para el Lote 56, lo cual representa un incremento en el consumo de gas natural del 64 % para el Lote 88 y una disminución del 4 % en el consumo del Lote 56 respecto del mismo mes del año 2011.

GRAFICO Nº 14. GAS PROCESADO EN PLANTA MALVINAS


PLUSPETROL CORP. 56 - 42.3 %

PLUSPETROL CORP. 88 - 53.1 %

AGUAYTIA 31 C 3.1 %

SAVIA Z-2B - 1.5 %

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

SAVIA Z-2BAGUAYTIA 31 CPLUSPETROL CORP. 88PLUSPETROL CORP. 56

MBPD

315.9 426.7 472.7 472.2 445.8

564.6

785.9 735.0 748.0

362.1

416.7

436.2 560.3 635.0

0.72

0.97

1.07 1.07

0.92 0.85

1.05 1.12

1.02

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

17

Por otro lado, la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco en diciembre 2012, alcanzó un factor de procesamiento de 80 %, llegando a procesar en promedio 97.6 MBPD, cuyo valor representa un incremento del 28 % respecto al mismo mes del año 2011.

GRAFICO Nº 15. LGN PROCESADO EN LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO


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 diciembre del 2012 para el mercado interno fue de 429 MMPCD y para la exportación 623 MMPCD. Asimismo tal como se muestra en el gráfico Nº 16, el indicador de utilización del ducto promedio del mes es 0.94 % de la capacidad del sistema de transporte.

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 46.08

29.8

34.4

33.4 34.83 36.78 0.66

0.92 0.99 0.96

0.83 0.83

0.95 0.94 0.87

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

368.

1

448.

5

540

519

513

467

448

429

387.

3

575.

8 620

603

623

615

305

623

0.91

1.00 1.07

1.01 0.98 0.93 0.91 0.94

0.74

0.85 1.02

0.85

0.84 0.77 0.74

0.7

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2010 2011 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12Volumen Transportado para Planta Melchorita Volumen Transportado Sistema Malvinas - LurínMáximo Volumen Transportado en el mes Indicador de Uso del ducto TGP - Contrato BOOT

MMPCD

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 diciembre del 2012, el promedio transportado alcanzó los 96.3 MBPD, presentando un incremento del 26 % en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 2011, tal como se muestra en el gráfico Nº 18.

GRAFICO Nº 18. VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA


-

200

400

600

800

1,000

1,200ag

o-04

ene-

05

jun-

05

oct-

05

mar

-06

ago-

06

ene-

07

may

-07

oct-

07

mar

-08

ago-

08

dic-

08

may

-09

oct-

09

mar

-10

jul-1

0

dic-

10

may

-11

sep-

11

feb-

12

jul-1

2

dic-

12

Volumen Entregado Total

Planta Melchorita

B.O.O.T

MMSCFD

22.9 32.3 34.7 33.7 40.5

71.0 80.7 79.5

96.3 82.3

0.46

0.65 0.69 0.67

0.48

0.84

0.94 0.90 0.88 0.82

0

20

40

60

80

100

120

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 dic-12 2012

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

MBPD

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 diciembre de 2012. En diciembre de 2012 el consumo fue de 420 MMPCD, presentando una disminución en el consumo del 6 % 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 DICIEMBRE 2012

FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550Generadores Eléctricos Industriales GNV Residenciales y ComercialesMMPCD

Generadores Eléctricos

251.35 59.8%

Industriales 105.16 25.0%

GNV 60.32 14.4% Residenciales y

Comerciales 3.22 0.8% 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 diciembre de 2012 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de gas natural en Lima y Callao es de 2,468 km, mostrando un crecimiento del 42 % respecto al mismo mes del año 2011, de los cuales 359 km corresponden a redes de acero y 2,109 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

En diciembre de 2012 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de Ica es de 233.7 km, de los cuales 88.6 km corresponden a redes de acero y 145.1 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según el gráfico Nº 22.

GRAFICO Nº 22. REDES DE GAS NATURAL EN ICA

FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

142 158 184 209 267 310 338 359 78 275 357 446

639

963

1,403

2,109

220 433

541 655

906

1,273

1,741

2,468

Polietileno Acero

Km

0

40

80

120

160

200

240

jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-123.2 18.7

37.0 60.8 76.7 88.6 73.4

75 83

93.5

107.1

123

145.1

73.4 78.2

101.7

130.5

167.9

199.7

233.7 Polietileno Acero

Km

21

3.8.2. Registro de instaladores

El registro de instaladores de gas natural, al mes de diciembre de 2012 cuenta con 341 instaladores registrados, de los cuales 250 son personas naturales y 91 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 de Lima y Callao

El número de instalaciones internas habilitadas de gas natural en Lima y Callao, asciende al mes de diciembre a 91,232 usuarios, presentando un crecimiento del 68 % respecto al mismo mes del año 2011, de los cuales 437 son usuarios con instalaciones industriales y 90,795 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 Y CALLAO


IG1 IG2 IG3

96

3

151

2 0

89

Persona NaturalPersona Jurídica

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

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

28,226

55,133

90,795

71 155 218

266

324

354

395

437

1,788 5,270 6,982

10,102

16,868

28,580

55,528

91,232

Industriales

Residenciales y Comerciales

N° Consumidores Conectados

22

b. Sistema de Distribución de Ica

Para diciembre del 2012 se tiene 1600 instalaciones internas habilitadas como se muestra en el gráfico Nº 25.

GRAFICO Nº 25. CONEXIONES DOMICILIARIAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION ICA

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 diciembre de 2012 llegó a los 3.22 MMPCD, lo cual representa el 0.8 % del consumo total, representando además un aumento del 30 % respecto al mismo mes del año 2011.

GRAFICO Nº 26. DEMANDA DE GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2011 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12

4

624 705 757

893

1,240

1,600

N° Instalaciones 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

3.25 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 diciembre de 2012 fue de 105.16 MMPCD, lo cual representa el 25 % del consumo total, representando una disminución del 5 % respecto al mismo mes del año 2011.

GRAFICO Nº 27. DEMANDA DE GAS NATURAL INDUSTRIAL FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

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 integradas al COES. Según lo mostrado en el gráfico Nº 28, la producción total de energía eléctrica por parte de la unidades asociadas al COES-SINAC, según la participación del recurso energético, se observa que el 55.4% es con fuente hídrica y el 41.6% se generó con gas natural.

CUADRO Nº 9. CENTRALES TÉRMICAS A DIESEL

Empresa Central Unidad Potencia Efectiva (MW) EGASA C.T. CHILINA C. COMBINADO 15.8

EGENOR C.T. CHIMBOTE TG-3 20.2

C.T. PIURA MIRLEES-1 1.2 MIRLEES-4 1.8

ELECTROPERÚ C.T. EMERGENCIA TRUJILLO 40 unidades MTU 62.1

ENERSUR C.T. ILO1 CATKATO 3.3

TG-1 34.9 TG-2 30.7

SAN GABÁN

C.T. BELLAVISTA ALCO 1.7 MAN 1 1.8

C.T. TAPARACHI

MAN 1 0.6 MAN 3 1.6 MAN 4 1.6

SKODA 1 0.5 SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS TG1 1.2

TOTAL 179.1

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

108.76 111.54 MMPCD

24

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

EDEGEL C.T. SANTA ROSA

TG8 199.8 UTI-5 53.1 UTI-6 52.0

WTG-7 123.9 C.T. VENTANILLA TG3+TG4 CCOMB F.DIREC. 492.7

EEPSA C.T. MALACAS TG-1 13.1 TG-2 15.0 TG-4 102.7

EGASA C.T. PISCO TG-1 34.4 TG-2 34.5

EGENOR C.T. LAS FLORES TG-1 198.4

EGESUR C.T. INDEPENDENCIA

WARTSILA 1 5.7 WARTSILA 2 5.8 WARTSILA 3 5.7 WARTSILA 4 5.7

ENERSUR C.T. CHILCA TG1 171.5 TG2 170.3 TG3 194.2

KALLPA C.T. KALLPA TG1 186.4 TG2 193.5 TG3 197.8

SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO TG1 29.4

TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA TG-1 88.4 TG-2 87.0

TOTAL 2,661.3

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

EGASA

C.T. CHILINA

SULZER1 5.1 SULZER2 5.0

TV2 6.2 TV3 10.2

C.T. MOLLENDO MIRLESS 1 8.9 MIRLESS 2 10.7 MIRLESS 3 10.2

EGENOR

C.T. CHICLAYO OESTE

GMT-1 4.2 GMT-2 3.8 GMT-3 2.5

SULZER-1 4.6 SULZER-2 4.5

C.T. PIURA GMT-1 4.0 GMT-2 3.7

TG 17.1

ELECTROPERÚ C.T. TUMBES MAK1 8.0 MAK2 8.3

ENERSUR C.T. ILO1 TV2 22.8 TV3 67.6 TV4 61.4

SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS TV-1 18.7 TV-2 17.1 TV-3 25.9

TOTAL 330.6

CUADRO Nº 12. CENTRALES TÉRMICAS A CARBÓN, BAGAZO Y BIOCOMBUSTIBLES Recurso Energético Empresa Central Unidad Potencia Efectiva (MW)

Bagazo AIPSAA C.T. PARAMONGA TV1 20.0 Carbón ENERSUR C.T. ILO2 TVC1 140.6 Biogás PETRAMAS C.TB. HUAYCOLORO G1-G2-G3 3.2

25

CUADRO Nº 13. CENTRALES HIDRÁULICAS Empresa Central Unidad Potencia Efectiva (MW) AYEPSA C.H. PÍAS G2 6.3

CELEPSA C.H. PLATANAL G1 108.7 G2 108.7

CHINANGO C.H. CHIMAY G1 75.5 G2 75.4

C.H. YANANGO G1 42.6

CORONA C.H. HUANCHOR G1 9.8 G2 9.9

EDEGEL

C.H. CALLAHUANCA

G1 15.2 G2 15.2 G3 15.2 G4 34.8

C.H. HUAMPANI G1 15.8 G2 14.4

C.H. HUINCO

G1 58.8 G2 63.8 G3 62.3 G4 62.4

C.H. MATUCANA G1 64.1 G2 64.4

C.H. MOYOPAMPA G1 22.8 G2 22.8 G3 20.5

EGASA

C.H. CHARCANI I G1 0.9 G2 0.9

C.H. CHARCANI II G1 0.2 G2 0.2 G3 0.2

C.H. CHARCANI III G1 2.2 G2 2.3

C.H. CHARCANI IV G1 5.0 G2 5.1 G3 5.2

C.H. CHARCANI V G1 48.1 G2 48.2 G3 48.3

C.H. CHARCANI VI G1 8.9

EGEMSA C.H. MACHUPICCHU G1 29.3 G2 30.0 G3 29.6

EGENOR

C.H. CAÑA BRAVA G1 5.7

C.H. CAÑON DEL PATO

G1 43.2 G2 44.2 G3 43.9 G4 43.8 G5 44.4 G6 44.1

C.H. CARHUAQUERO G1 32.6 G2 31.5 G3 31.0

C.H. CARHUAQUERO IV G4 10.0

EGESUR C.H. ARICOTA I

G1 11.2 G2 11.3

C.H. ARICOTA II G1 12.4

ELECTROPERÚ

C.H. MANTARO

G1 103.0 G2 104.3 G3 106.3 G4 107.3 G5 84.1 G6 82.5 G7 83.1

C.H. RESTITUCION G1 70.8 G2 71.7 G3 72.9

ENERSUR C.H. YUNCAN G1 45.5 G2 45.9

26

G3 45.4

GEPSA C.H. LA JOYA G1 4.8 G2 4.8

MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR G1 - G2 3.5

SAN GABÁN C.H. SAN GABAN II G1 56.6 G2 56.5

SANTA CRUZ C.H. SANTA CRUZ G1 3.5

G2 3.5

C.H. SANTA CRUZ II G1 3.7 G2 3.7

SANTA ROSA C.H. PURMACANA G1 1.8

SINERSA C.H. POECHOS II G1 5.0 G2 5.0

SN POWER

C.H. CAHUA G1 21.4 G2 21.7

C.H. GALLITO CIEGO G1 19.0 G2 19.1

C.H. MALPASO

G1 12.1 G2 12.8 G3 11.2 G4 11.9

C.H. OROYA G1 3.1 G2 3.2 G3 3.2

C.H. PACHACHACA G1 3.2 G2 3.3 G3 3.2

C.H. PARIAC

CH2 G1 0.5 CH2 G2 0.3 CH3 G1 0.8 CH3 G2 0.4 CH4 G1 1.5 CH4 G2 1.5

C.H. YAUPI

G1 22.7 G2 22.6 G3 22.5 G4 22.5 G5 22.5

C.H. HUAYLLACHO G1 0.2

C.H. MISAPUQUIO G1 1.9 G2 1.9

C.H. SAN ANTONIO G1 0.6 C.H. SAN IGNACIO G1 0.4

TOTAL 3,109.5

GRAFICO Nº 28. PRODUCCION ELECTRICA POR FUENTE DE ENERGÍA - 2012 FUENTE: MINEM - DGE. ELABORACION PROPIA

Hidráulica 18,821 55.4%

Gas Natural 14,109 41.6%

Carbón 492 1.4% Residual

165 0.5%

Diesel 185 0.5%

Bagazo 85

0.3%

Biogás 58

0.2%

Solar 42

0.1%

GW.h

27

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.h el año 2001 hasta 19 miles GW.h en el 2012. La producción de energía eléctrica del 2012 ha crecido en un 5.5 % en comparación con el año anterior.

(*) El valor correspondiente a diciembre es estimado

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 diciembre de 2012 fue de 251.3 MMPCD, lo cual representa el 59.8 % del consumo total, representando una disminución del 9 % respecto al mismo mes del año 2011.

GRAFICO Nº 30. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELECTRICO FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

17.6 18.0 18.5 17.5 18.0 19.6 19.5 19.1 19.9 20.1 21.9 22.0

3.2 3.9 4.4 6.7 7.5 7.8 10.4 13.4 13.0 15.9

17.0 19.0

20.8 22.0 22.9 24.3 25.5 27.4

29.9 32.5 32.9

35.9 38.9

41.0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

TérmicaHidráulica

Miles GW.h

*

0

50

100

150

200

250

300

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

31.5

60.4 64.9

125.3

167.8 173.4

240.5

280.7 296.8 MMPCD

28

3.11. MERCADO DE GNV Y GNC

3.11.1. ITF para instalaciones de GNV

A diciembre del 2012 el Tiempo de Atención promedio para la emisión de documentos de autorización de instalación de Estaciones de GNV ha sido de 10.08 días hábiles (ver gráfico Nº 31), presentando una mejora en el tiempo de atención al usuario del 7 % en relación al numero de días de atención respecto al año 2011, encontrándose por debajo del límite de los 15 días hábiles.

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 diciembre del 2012 se cuenta con 205 estaciones de GNV en operación, mostrando un crecimiento del 15 % respecto al mismo mes del año 2011; 23 estaciones con ITF aprobado que se encuentran en construcción, 84 proyectos de estaciones con ITF aprobados y habilitadas para inicio de obras, y 24 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 10.08

0

3

6

9

12

15

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Días Hábiles/ Intervención

4 22 55

95

139

178

205

13 40

73 84

95 92 84

3 22 25 33 37 27 23 25 15 28 29 24 10 24

0

50

100

150

200

250

Dic 06 Dic 07 Dic 08 Dic 09 Dic 10 Dic 11 Dic 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

29

3.11.3. Demanda de GNV

En diciembre de 2012 se alcanzó un consumo promedio diario de 60.3 MMPCD, que representa un 14.4 % del consumo total, representando además un aumento en el consumo del 13 % respecto al mismo mes del año 2011. Ver el gráfico Nº 33.

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 diciembre 2012, asciende a 151,781 unidades activas, mostrando un crecimiento del 20% en comparación con el mismo mes del año 2011, las cuales son abastecidas por las 205 estaciones de GNV, además se cuenta con 203 talleres de conversión a GNV.

GRAFICO Nº 34. VEHICULOS A GNV FUENTE: CAMARA PERUANA DE GNV. 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

59.63 MMPCD

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

5,489

23,958

54,829

81,029

103,712

126,519

151,781

N° de Vehículos a GNV

30

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 diciembre 2012 se cuenta con 43 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 – DICIEMBRE 2012

FUENTE: PROPIA

3.11.6. Unidades de transporte de GNC

En lo que respecta a las unidades de transporte de GNC, a diciembre del presente año, el mercado nacional cuenta con 108 semirremolques de GNC autorizados, siendo 842 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 – DICIEMBRE 2012

FUENTE: PROPIA

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

ITF en Trámite Con ITF En Construcción En Operación1

9 6

16

6

15

6

19

1

5

5

5

0

6

2

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

N° de Estaciones

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

ENERGY GASDEL PERU SAC

NEOGAS PERUSA

GNC ENERGIAPERU SAC

SERVOSALOGISTICA(GASCOP)

TRANSPORTESGUAPO LINDO

SRL

GRIFOSESPINOZA SA

INVERSIONESSATELITE SAC

GTM DELPERU

29

44

2

16

2

9

1 5

Semi-remolques autorizados

31

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 623 MMPCD para el año 2012.

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

3.12.2. Embarques de gas natural licuado

A diciembre del 2012, se han realizado 132 embarques para exportación del GNL, en el gráfico Nº 38 se muestra el número de embarques realizados por mes, en promedio en el último año se tiene 4.5 embarques por mes.

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

0

100

200

300

400

500

600

700

439

576

507

593 604 552

588 619 620 603 623 615

305

623

MMPCD

0

10

20

30

40

50

60

23

55

4 4 5 4 5 4 6 4 5 5 2

6

54

Nº de Embarques

32

Respecto a los puntos de destino debemos indicar que 22 embarques, es decir el 17 % del total de los 124 embarques, han tenido como destino México. En el gráfico Nº 39 podemos apreciar los otros destinos para el GNL exportado de la Planta Melchorita: Asia, Europa, Norteamérica y América del Sur.

GRAFICO Nº 39. NUMERO DE EMBARQUES SEGÚN REGION DE DESTINO – DICIEMBRE 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 en el último año al mes de diciembre del 2012 un volumen total acumulado de 207 MMMPC.

* 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 41

31%

Europa 56

42%

Mexico 22

17% América del Sur

2 2%

Norte América 11 8%

308 324 343 358

378 392 416 431

450 469 477

500

15.2 15.9 19.2 15.1 19.3 14.7 23.4 15.0 19.3 19.4 7.9 22.9

0

100

200

300

400

500

600

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

Volumen Acumulado

Volumen por mes

MMPC (*)

Mile

s

33

3.13. INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO

3.13.1. Producto Bruto Interno

En el gráfico siguiente, 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$

*

34

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 diciembre 2012, observando que para el presente mes, el precio promedio ha alcanzado un valor de 3.34 US$/MMBTU para el Henry Hub, US$/BL 87.8 para el WTI y US$/BL 109.5 para el Brent. Así mismo el precio del marcador Brent supera al precio del marcador WTI en US$/BL 21.6.

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

0

20

40

60

80

100

120

140

160

ene-

86

jun-

87

nov-

88

abr-

90

sep-

91

feb-

93

jul-9

4

dic-

95

may

-97

oct-

98

mar

-00

ago-

01

ene-

03

jun-

04

nov-

05

abr-

07

sep-

08

feb-

10

jul-1

1

dic-

12

WTI BrentHenry Hub

$/MMBTU US$/BL

35

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 diciembre 2012, del gráfico podemos resaltar los picos alcanzados en los meses de diciembre y diciembre 2005 en los que el precio Henry Hub llegó a 13.54 y 13.14 US$/MMBTU respectivamente. En promedio para el presente mes, el precio se ha mantenido con algunas oscilaciones alrededor de 3.34 US$/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 2012, 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

14US$/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

36

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 2012 tuvo un precio promedio de 1.23 S/. /m3. Para el mes de diciembre 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 1.52 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 diciembre 2012, el precio del GNV fue: 39.2 % más barato que el GLP, 57.3 % que el Diesel y 60.9 % que la Gasolina de 90 octanos.

GRAFICO Nº 47. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO VEHICULAR A DICIEMBRE 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

4296.8%

60.8 % 42.7 % 42.7 % 39.1 % 32.9 % 31.3 % GNV 42.97

GLP 70.62

Diesel B5 100.57

Gas 84 100.72

Gas 90 109.80

Gas 95 130.48

Gas 97 137.41

S/.MMBTU

37

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.

• Con fecha 14/12/12 la empresa ABS Gruop emitió el certificado del comisionado y puesta en marcha del Turbocompresor N°7.

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).

• El 29/10/2012 se dio inicio a las actividades del comisionado y puesta en marcha de los Tanques de Almacenamiento, Sistemas de Refrigeración, Prechilling y VRU correspondiente a la segunda etapa del Proyecto.

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 Diciembre 2012. Exploración y Desarrollo del Lote 88

• Desarrollo de una locación denominada San Martín Este (SME), perforación de tres pozos. Se estima que para el mes de mayo del 2013 se iniciaría la prueba de Testing.

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

• El 21 de diciembre se finalizó la perforación de los pozos, se estima que para marzo del 2013 se culminarían las pruebas de Testing.

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/.MMBT

38

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


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


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

39

Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima Y Callao

• Concesión de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lima

US$ 90 millones

Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional

• Transporte terrestre o marítimo de gas natural, en estado líquido o comprimido, desde la Planta de licuefacción de Pampa Melchorita a las ciudades por abastecer.

US$ 300 millones

Sistema de Abastecimiento LGN para el Mercado Nacional

• Concesión de un sistema de abastecimiento que permitirá contar con una reserva de LGN producido en la planta de licuefacción de gas de Pampa Melchorita .

US$ 400 millones

PETROPERU Y REPSOL • Gasoducto virtuales al sur del Perú US$ 100

millones

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

40

4.2. ENERGÍA

Para convertir de a Multiplicar por BTU Calorías (cal) 252.164

BTU Joule (J) 1.055056*103

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

MMBTU Gigajoule (GJ) 1.055

MMBTU Kilocalorías (Kcal) 2.5191*105

Calorías (cal) BTU 3.96567*10-3

Calorías (cal) Joule (J) 4.1840

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

Gigajoule (GJ) MMBTU 0.947817

Gigajoule (GJ) 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

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

Para convertir de a Multiplicar por 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

41

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

Para convertir de a Multiplicar por Barril equivalente de petróleo (BEP) MMBTU 5.80 Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.136

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

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

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU 42.5 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) 7.33 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN) 42,500 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) m³ Gas Natural (GN) 1,200 ft³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.001 ft³ Gas Natural (GN) BTU 1,000 ft³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000172 ft³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0000235 m³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.0353 m³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000608 m³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.000830 MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.172

MMBTU Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0235

MMBTU ft³ Gas Natural (GN) 1,000 MMBTU m³ Gas Natural (GN) 28.3

CUADRO Nº 20. EQUIVALENCIAS PRÁCTICAS USADAS DE GAS NATURAL FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

42

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 natural

Documents