oletín estadÍsti o
TRANSCRIPT
1
División de Supervisión de Gas Natural
1er Trimestre 2021
Boletín
ESTADÍSTICO
Procesamiento, Producción y
Transporte de Gas Natural
2
Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la División
de Supervisión de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma trimestral los indi-
cadores más relevantes en las actividades de explotación, producción, procesamiento,
transporte de gas natural y líquidos de gas natural y estado de los contratos de concesión
de gas natural, los cuales serán presentados en el Boletín Estadístico de Gas Natural, cu-
ya publicación presentamos en formato digital y está disponible en la página web de OSI-
NERGMIN.
La industria de gas y líquidos de gas natural en nuestro país es una realidad que muestra
un continuo crecimiento. Está presente en la manufactura de los principales sectores
industriales y tiene impacto positivo sobre el crecimiento económico y socio-ambiental a
futuro. Según veremos más adelante, existe en nuestro país un mercado de gas natural
con un alto potencial de desarrollo.
3
INDICADORES TRANSPORTE
RESERVAS PROCESAMIENTO PRODUCCIÓN
Reservas de Gas Natural (10) Reservas de Líquidos de Gas
Natural (11)
Gas Natural Reinyectado (15)
Gas Natural Procesado (15)
Productos Finales por Planta (16)
Producción de Gas Natural Hú-
medo (12)
Producción de Líquidos de Gas
Natural (13)
Disponibilidad de Suministro de
Gas Natural (14)
Transporte de Gas Natural por
Lotes. (17)
Capacidad Disponible de Trans-
porte de Gas Natural (18)
Reservas/Producción (24)
Producto Bruto Interno (35)
Precios al Consumidor de
Combustibles (35)
CONTENIDO
EXPORTACIÓN
Exportación de GNL (22)
Embarques y Despacho de
GNL (23)
4
El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998, se concentró en la zona de Talara y se limitaba al
procesamiento del gas asociado; este gas natural era usado básicamente para la generación eléctrica de las operaciones
petroleras y para uso residencial en los campamentos de explotación de la costa norte. A partir de ese año, se extendió a la
selva central con el inicio de las operaciones del proyecto Aguaytía. Las labores de supervisión eran desarrolladas por
OSINERGMIN a través de la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos.
Posteriormente, en agosto del 2004, se da inicio a las operaciones comerciales del Proyecto Camisea dando lugar a un
creciente desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país, lo que impulsó a OSINERGMIN a replantear su
organización creando, en agosto del 2007, la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural con la finalidad de atender la demanda
de regulación y supervisión de las actividades del gas natural en el país. En el año 2016, las actividades de supervisión de la
distribución y comercialización de gas natural pasaron a la División de Supervisión Regional, quedando las demás actividades
a cargo de la División de Supervisión de Gas Natural.
MATRIZ ENERGÉTICA
El consumo de energía primaria mundial creció en 1,3% en el 2019, este crecimiento es inferior al 2,9% registrado en el 2018,
que fue el más alto incremento desde el 2010. Por regiones, el consumo cayó en América del Norte, Europa y la CEI. En otras
regiones, el crecimiento fue inferior a la media en América del Sur y Central.
El crecimiento fue impulsado por las energías renovables (3,2 EJ) y el gas natural (2,8 EJ) que, en conjunto, contribuyeron
tres cuartos del aumento. Todos los combustibles crecieron a un ritmo más lento; tal como se muestra en el Gráfico 1.
El petróleo continúa siendo el combustible dominante en el mundo (33,1%).
El carbón es el segundo combustible más utilizado, pero disminuyó ligeramente en el 2019, representando ahora el 27%, su
nivel más bajo en los últimos 15 años. La participación tanto del gas natural como de las energías renovables aumentó a un
nivel récord máximo de 24,2% y 5,0%, respectivamente. Las energías renovables ahora han superado a la energía nuclear,
que representa solo el 4,3% de la matriz energética. La energía Hidroeléctrica se ha mantenido estable en torno al 6% duran-
te varios años.
El detalle de la cuota de mercado alcanzada por cada tipo de combustible se encuentra en el Gráfico 2.
Gráfico 1. Consumo Anual Mundial de Energía por Combustible desde 1993 hasta 2019 (en Exajoules)
División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
0
100
200
300
400
500
600
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
Exajoules Matriz de Consumo de Energía Mundial
Petróleo Carbón Gas Natural Hidroeléctrica Nuclear Energía Renovable
5
Gráfico 3. Porcentaje de Consumo Regional por Combustibles, 2019.
División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
Gráfico 2. Participaciones del Consumo Mundial de Energía Primaria por Tipo de Combustible
División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
En el Gráfico 3 se aprecia que el petróleo se mantiene como el combustible dominante en África, Europa y las Américas;
mientras que el Gas Natural domina en la CIS (Comunidad de Estados Independientes) y el Medio Oriente, se contabiliza más
de la mitad de la combinación de energía en ambas regiones. El carbón es el combustible dominante en la región de Asia
Pacífico. En el 2019, la cuota de consumo de energía primaria de carbón cayó a su nivel más bajo en Norte América y Europa.
El petróleo se consume principalmente en Asia y América del Norte; en conjunto, estas regiones representan el 60% del con-
sumo mundial. Asia domina el consumo mundial de carbón, mientras que más de dos tercios del consumo de energía nuclear
se concentra en América del Norte y Europa . Asia, América Central y América del Sur representan casi el 60% de la energía
hidroeléctrica. Más del 90% de las energías renovables se consumen en Asia, Europa y América del Norte.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019
Matriz de Consumo de Energía Mundial(Porcentaje)
Petróleo Carbón Gas Natural Hidroeléctrica Nuclear Energía Renovable
6
MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ En el 2019, el consumo energético en el Perú tuvo un incremento de 1,8%, respecto al año anterior, siendo el consumo más
alto registrado. En cuanto a las fuentes de energía, disminuyó el consumo del carbón en 32,6%. Sin embargo, el consumo de
gas natural creció en 3,7 %, Petróleo 1,7%, Hidroeléctrica 2,4% y energías renovables en 10,6%.
La evolución de la matriz de consumo de energía en el país se muestra en el Gráfico 4.
Como se observa en el Gráfico anterior, existe una marcada tendencia al cambio en la participación en el mercado
energético de cada una de las fuentes de energía, disminuyendo el consumo de carbón y el petróleo para utilizar nuevas
fuentes de energía primaria más limpias, como el gas natural y la energía renovable.
Gráfico 5. Consumo de Energía Primaria por Combustible, Perú, 1965-2019 (en Miles de Barriles de Petróleo Equivalente) División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
Gráfico 4. Consumo de Energía Primaria por Combustible: Perú, 1965-2019
División de Supervisión de Gas Natural [Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2020]
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
19
65
19
67
19
69
19
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19
73
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99
20
01
20
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20
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20
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20
17
20
19
Exajoules
Matriz de Consumo de Energía: Perú Petróleo
Hidroeléctrica
Gas Natural
Carbón
Energía Renovable
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
1965
1967
1969
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
Matriz de Consumo de Energía: Perú(Porcentaje)
Petróleo
Hidroeléctrica
Gas Natural
Carbón
7
INFRAESTRUCTURA
Cada año el gas natural se va posicionando en su participación
en mercado energético, avanzando de 25,2% (0,29 EJ) en el
2018 a tener un máximo histórico de 25,7% (0,30 EJ) en el 2019.
Caso contrario sucede con el carbón, reduciendo 0,9% (0,02 EJ).
Asimismo, la energía renovable va escalando en su
participación de la cuota de mercado al incrementarse de 4,2%
en el 2018 a 4,6% en el 2019.
En el Gráfico 6, se compara el consumo de
energías primarias en el Perú en los años
2017, 2018 y 2019, medidos en Exajoules (EJ).
En el 2019 disminuyó la participación del
Petróleo y del Carbón. En cambio, la
participación del gas natural y las energías
renovables aumentó. La participación
Hidroeléctrica se mantuvo.
Gráfico 6. Comportamiento del Consumo de Energía Primaria, Perú-2019
División de Supervisión de Gas Natural
El crecimiento de la infraestructura de producción, procesa-
miento y transporte de gas natural en el país, se ha dado con
mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al
haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento
de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfac-
toriamente el rápido desarrollo de la demanda de gas natural.
En la Ilustración 1 se muestra el área de los lotes 56, 57 y 88,
así como también las locaciones, donde están siendo explota-
dos (recuadros verdes) apreciándose que existen áreas para
desarrollo futuro.
A) Pozos en el Lote 57: 6 Productores
Ilustración 1. Lotes Productores en Camisea ESCALA 1:1,155,581
B) Pozos en el Lote 88: 14 Productores y 4 Reinyectores.
C) Pozos en el Lote 56: 8 Productores, y 2 Reinyectores
LOCACIÓN POZO ESTADO
KINTERONI KINTERONI 1X Productor
KINTERONI 2D Productor
KINTERONI 3D Productor
SAGARI 7D Productor
SAGARI SAGARI 8D Productor
SAGARI XD Productor
LOCACIÓN POZO ESTADO
SAN MAR-
TÍN 1
SAN MARTIN 1 Productor SAN MARTIN 1001D Productor SAN MARTIN 1002D Reinyector S MARTIN 1003D-ST1 Productor S MARTIN 1004D-ST1 Productor
SAN MAR-
TÍN 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
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-1001-XD Productor
MIP-1002-XD Productor
MIP-1003-XD Productor
PAGORENI
OESTE
PAG WEST -
1001X Cerrado Temporalmente
Infraestructura de Producción
Tabla 1. Infraestructura de Pozos en el Lote 57
Tabla 2. Infraestructura de Pozos en el Lote 88
Tabla 3. Infraestructura de Pozos en el Lote 56
8
Infraestructura de Procesamiento
Foto 2. Planta de Procesamiento de Líquidos de Gas Natural, Pisco. División de Supervisión de Gas Natural
Foto 1. Planta de Procesamiento de Gas Natural, Malvinas. División de Supervisión de Gas Natural
A. La Planta Malvinas ha tenido 2 ampliaciones, inició
operaciones con capacidad de procesamiento de 440
MMPCD y, actualmente, tiene 1 680 MMPCD. La última
ampliación se realizó en el 2012, incrementándose la
capacidad en 520 MMPCD al instalar un nuevo tren
criogénico con dos turbocompresores de 240 MMPCD
cada uno, cuatro módulos en el Slug Catcher, una
unidad estabilizadora de condensados de 25 000
barriles por día y una esfera de almacenamiento de
25 000 barriles .
B. La planta Aguaytía, ubicada en el departamento de
Ucayali, ha mantenido su capacidad de procesamiento
inicial de 70 MMPCD.
C. La planta de fraccionamiento de Pisco, ha tenido 2
ampliaciones, al inicio de sus operaciones tenía una
capacidad de 50 MBPD y en la actualidad tiene 120
MBPD.
D. La planta Graña Montero Petrolera (GMP), ubicada en
Talara, ha mantenido su capacidad de procesamiento
de 80 MMPCD.
E. La planta de Licuefacción de GNL de PERU LNG,
ubicada en Melchorita - Cañete.
F. La planta de procesamiento de Gas Pariñas (PGP),
ubicada en Talara - Piura.
9
Infraestructura de Transporte
Los sistemas de transporte de GN y LGN han tenido una evolución sostenida de acuerdo a las necesidades de la demanda de
gas natural para el mercado interno, desde su inicio de operación en el 2004 hasta la actualidad, como se puede apreciar en
las ilustraciones 2 y 3:
A. Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate de Lurín - Transportadora de Gas del Perú S.A.
B. Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural de Camisea a la Costa - Transportadora de Gas del Perú S.A.
Ilustración 2. Capacidad de Transporte de Gas Natural – TgP División de Supervisión de Gas Natural
Ilustración 3. Capacidad de Transporte de Líquidos de Gas Natural División de Supervisión de Gas Natural
La siguiente Ilustración 4, muestra la infraestructura actual de los sistemas de transporte de gas natural y líquidos de gas
natural, desde Camisea a la costa del Perú, también se puede ver el ducto de Perú LNG que va desde la Planta Chiquintirca
hasta la Planta Melchorita
Ilustración 4. Capacidad de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural desde Camisea a la Costa, Ducto Perú LNG -
CAP: 920 MMPCD
2016
CAP: 205 MMPCD
2004
CAP: 314 MMPCD
2007
CAP: 450 MMPCD
2009
CAP: 530 MMPCD
2011
CAP: 610 MMPCD
2012
CAP: 655 MMPCD
2014
CAP: 88 MBPD
2010
CAP: 110 MBPD
2012
CAP: 130 MBPD
2013
CAP: 50 MBPD
2004
CAP: 70 MBPD
2008
CAP: 85 MBPD
2009
10
RESERVAS
Las reservas “son esas cantidades de petróleo que se anticipan
como recuperables comercialmente a través de la aplicación de
proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas desde
cierta fecha en adelante bajo condiciones definidas. Las reservas
deben además satisfacer cuatro criterios: deben estar
descubiertas, recuperables, comerciales, y remanentes (en la
fecha de la evaluación) basado en el/los proyecto(s) de
desarrollo aplicado(s). Las reservas pueden además ser
categorizadas de acuerdo con el nivel de certeza asociado con las
estimaciones y pueden ser sub-clasificadas con base en la
madurez del proyecto y/o caracterizadas por el estado de
desarrollo y producción.” (Sistema de Gestión de Recursos
Petroleros “PRMS” SPE/WPC/AAPG/SPEE, 2009)
En el gráfico 7 se observa la clasificación de recursos de
hidrocarburos, de los cuales la clasificación de reservas está en
azul.
Las reservas, al 31 de diciembre de 2018, han disminuido en
2,3 TCF respecto del año anterior, debido a que la producción del
año 2018 alcanzó un consumo de gas por 0,466 TCF de gas. Ade-
más, la disminución se sustenta en
la reestimación de volúmenes con
base en el ajuste en el modelo de
simulación en campo Pagoreni ope-
rado por Pluspetrol en el Lote 56,
así como también en campo Cashi-
riari operado por Pluspetrol en el
Lote 88.
En el Gráfico 8 se muestran las va-
riaciones de los volúmenes de gas
natural categorizadas como reser-
vas al 31 de diciembre de los años
2016, 2017 y 2018. Para el año
2017 hubo una reducción de 19,9%
respecto al 2016 y, para el 2018,
una reducción en 17,6%.
Como se puede observar en el Grá-
fico 8, el mayor volumen de reser-
vas se encuentra en la selva sur del
país (correspondiente a los lotes
88, 56, 57 y 58), éstos representan
el 94,6% de la reserva nacional de
Gas Natural 2018.
Reservas de Gas Natural
Des
arro
llad
a
Reservas
No
Des
arro
llad
aM
argi
nal Recursos
Contingentes
Sub
-Mar
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Recursos
Prospectivos
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l
Rango de IncertidumbreNo a escala
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PII
P D
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bie
rto
Producción
No Recuperables
No Recuperables
Probada Probable Posible
P90 P50 P10
1P 2P 3P
1C 2C 3C
Estimación Baja
EstimaciónMejor
EstimaciónAlta
Gráfico 7. Sistema de Clasificación de Recursos
[Sistema de Gestión de Recursos Petroleros “PRMS” SPE/WPC/AAPG/
SPEE, 2009]
Gráfico 8. Mapa de Reservas Probadas de
Gas Natural por Lotes, al 31 de diciembre de
2018 (en TCF[109])
División de Supervisión de Gas Natural [DGH-MINEM Libro Anual de Recursos de
Hidrocarburos, 2018]
8.17.9
5.8
7.1
4.3
6.3
Desarrolladas No Desarrolladas
2018
2017
2016
11
Las reservas son volúmenes estimados. Si la estimación se realiza con un método probabilístico, entonces las reservas
probadas cuentan con una probabilidad de 90% que lo recuperado igualará o superará la estimación; del mismo modo, los
volúmenes probables y posibles tienen una probabilidad de 50% y 10%, respectivamente.
Otro indicador importante de los recursos hidrocarburíferos de un país son las cantidades de gas natural categorizados como
los recursos contingentes; estos volúmenes estimados que serán potencialmente recuperables cuando existan los proyectos
necesarios para su puesta en producción. Esto significa que se debe superar las contingencias y lograr un desarrollo técnico y
económico, comercialmente viable. Estos volúmenes se muestran en Tabla 4 y Tabla 5.
La producción de los lotes 56 y 57 está destinada para la exportación por medio de Perú LNG, que licúa el gas en la Planta
Melchorita.
En el Lote 88, las reservas probadas y posibles de los campos Cashiriari y San Martín disminuyeron por el cambio en los
escenarios de producción, los cuales tienen menos pozos adicionales que los escenarios planteados en años anteriores.
Reservas de Líquidos de Gas Natural
Lote
Reservas (TCF) Recursos (TCF)
1P (Probadas)
2p (Probadas + Probables)
3P (Probadas + Probables +
Posibles)
Contingentes 2C
Comentarios
88 6,933 7,976 8,771 0 Fin Contrato: 2040 / Vida útil: 2047
58 0 0 0 2,650 Fin Contrato: 2045 / Vida útil: 2047
Lote
Reservas (TCF) Recursos (TCF)
1P (Probadas)
2p (Probadas + Probables)
3P (Probadas + Probables +
Posibles)
Contingentes 2C
Comentarios
56 1,566 1,668 1,762 0 Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047
57 1,534 2,165 2,749 0,446 Fin Contrato: 2044 / Vida útil: 2047
Tabla 4. Reservas y Recursos para el Mercado Nacional al 31 de diciembre de 2018
Tabla 5. Reservas y Recursos para Exportación al 31 de diciembre de 2018
Las reservas probadas de Líquidos de Gas Natural al 31 de diciembre del 2018,
disminuyeron en 131 425 MSTB en comparación a las reservas probadas al 31 de
diciembre del 2017, llegando a los 514 389 MSTB, de los cuales 506 672 MSTB
(98,5%) corresponden a la zona selva sur.
Las variaciones de las reservas probadas de LGN se calcula en 20,4% y se deben principalmente a la reestimación de volúmenes de los lotes 88 y 56 por comportamiento productivo. Adicionalmente, por la producción de 31,2 MMSTB durante el año 2018.
Gráfico 9. Reservas Probadas de Líqui-
dos de Gas Natural al 31 de diciembre
de 2018 (en MMSTB [106])
División de Supervisión de Gas Natural [DGH-MINEM Libro Anual de Recursos
de Hidrocarburos, 2018]
Gráfico 10. Reservas de Líquidos de Gas Natural
al 31 de diciembre de 2018 (en MMSTB [106])
[DGH-MINEM Libro Anual de Recursos de Hidro-
carburos, 2018]
417372
288
358
209
305
Desarrolladas No Desarrolladas
2018
2017
2016
514,4
646
790
96
66
113
85
50
76
2018
2017
2016
Probadas Probables Posibles
12
PRODUCCIÓN
Producción de Gas Natural Húmedo En la zona denominada Camisea se ubica la principal fuente de gas natural del país; en esa zona, se agrupan dos estructuras
de gas y condensados localizadas en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 km. de la margen derecha del río Urubam-
ba, en donde se encuentran en producción tres lotes. Los lotes 56 y 88 son operados por Pluspetrol Perú Corporation, mien-
tras que el Lote 57 es operado por Repsol Exploración Perú. En el Gráfico 11 se muestra la producción promedio en MMPCD
de estos Lotes hasta el primer trimestre del 2021, se observa una baja producción en marzo debido a la declaratoria de
emergencia del sistema de gas natural por mantenimiento en las plantas Malvinas y Pisco.
En el primer trimestre del 2021, en promedio, el lote 88 produjo 1 017,62 MMPCD; asimismo, los lotes 56 y 57 produjeron
404,36 y 167,10 MMPCD respectivamente, haciendo un total de 1 589,08 MMPCD.
Gráfico 11. Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo al 2020, Principales Lotes (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2021]
En el Gráfico 12 se observa en Camisea un aumento de la producción promedio mensual en el primer trimestre de este año
respecto del año anterior. En el primer trimestre del 2020 se produjo en promedio 992,51 MMPCD en el lote 88;
397,31 MMPCD en el lote 56 y 196,97 MMPCD en el lote 57; siendo el total inferior a los 1 017,62 MMPCD; 404,36 MMPCD
y 167,10 MMPCD del primer trimestre del 2021.
Gráfico 12. Comparación de Producción Promedio Mensual de Gas Natural Húmedo del Cuarto Trimestre (2020 -1 vs 2021-1), Principales Lotes (MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2021]
1 034,8
1 068,9
1 096,2
1 110,5
853,2
882,5
430,3
454,8
419,7
415,3
343,4
344,0
198,9
162,5
215,7
183,8
177,6
156,6
2020
2021
2020
2021
2020
2021
en
efe
bm
ar
Tri
m.1
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
Producción GN Húmedo (MMPCD)
Promedio de Lote 88 Promedio de Lote 56 Promedio de Lote 57
13
Producción de Líquidos de Gas Natural Los hidrocarburos que contienen más de tres átomos de carbono contenidos en el gas natural húmedo se separan para obte-
ner los Líquidos de Gas Natural. En el primer trimestre del 2021 se produjo en promedio 44 965 BPD en el lote 88, 22 290 BPD
en el lote 56 y 10 401 BPD en el lote 57. Se observa una baja producción en marzo debido a la declaratoria de emergencia del
sistema de gas natural por mantenimiento en plantas Malvinas y Pisco.
La producción promedio mensual en Barriles por Día (BPD) durante el 2020 y 2021 se detalla en el Gráfico 13:
En el Gráfico 14 se compara la producción promedio mensual del primer trimestre del 2021 y la producción del mismo periodo
del año 2020. Se observa una disminución en los volúmenes totales producidos de líquidos de gas natural en todos los meses;
aumentando solo la producción del lote 56 en el mes de enero, respecto del periodo anterior del año 2020.
Gráfico 13. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2021]
Gráfico 14. Producción Promedio Mensual de Líquidos de Gas Natural , Principales Lotes (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2021]
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar
2020 2021
BPD
Promedio de LGN Producido Lote 88 Promedio de LGN Producido Lote 56
Promedio de LGN Producido Lote 57
0 20 000 40 000 60 000 80 000
2020
2021
2020
2021
2020
2021
en
efe
bm
ar
48 734
48 565
52 194
49 734
40 319
37 057
23 554
25 028
23 747
23 083
19 134
18 837
12 584
10 200
13 314
11 426
11 153
9 675
LGN Producido (BPD)
Promedio de LGN Producido Lote 88 Promedio de LGN Producido Lote 56 Promedio de LGN Producido Lote 57
14
Los lotes 88 y 56 son operados por Pluspetrol, este suscribe contratos de los
volúmenes de venta directamente con los consumidores independientes.
En el Gráfico 15 se muestran los promedios de venta mensual por cada uno de los
lotes durante el primer trimestre del 2021, el gas natural del Lote 56 es destinado
para la exportación y el gas natural del Lote 88 es para el consumo Interno.
El detalle por tipo de actividad de cada consumidor del mercado nacional se
observa en el Gráfico 16:
Suministro Disponible de Gas Natural Los volúmenes de gas natural contratados se suscriben en la modalidad a volumen firme o interrumpible; sin embargo, el
consumo de cada empresa es inferior a lo establecido en los contratos correspondientes, debido a ello se tiene en el mercado
volumen no utilizado que viene a ser la diferencia entre los volúmenes a contrato firme y el volumen medido en el punto de
entrega. Para el consumo del mercado nacional, esta diferencia se muestra en celeste en el Gráfico 17, se observa una
recuperación en el nivel de ventas luego de un descenso considerable debido a la emergencia provocada por el COVID-19.
Gráfico 17. Ventas y Consumo Mensual de Gas Natural (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]
Gráfico 16. Ventas Mensuales de Pluspetrol al T1-2021, Lote 88 (en MMPC) División de Supervisión de Gas Natural [Informe Mensual Sobre Hidrocarburos Procesados Planta Pisco & Malvinas]
Ventas de Pluspetrol a los Consumidores Independientes
Gráfico 15. Ventas de Gas Natural Promedio
del Mes (en MMPCD)
534,2
551,2
576,1
400,5
351,1
265,2
ene
feb
mar
MMPCD
Ventas Lote 88 Ventas Lote 56
368,8
174,3 246,2
511,2 648,7 696,3 720,4 719,9
819,5
642,2 534,2 551,2 576,1
531,4
727,6 655,8
390,8 253,3 205,6 180,6 181,1
81,6
258,9 339,3 322,3 297,5
0
200
400
600
800
1 000
1 200
mar20 abr20 may20 jun20 jul20 ago20 sep20 oct20 nov20 dic20 ene21 feb21 mar21
MMPCD Ventas y Consumo GN - Mercado interno
Ventas Lote 88 Disponible Lote 88 Contrato Firme Capacidad Interrumpible
Contrato Firme: 873,57
Contrato Interrumpible: 134,20
15
PROCESAMIENTO
Gas Natural Procesado A la Planta de Procesamiento de Malvinas ingresa gas natural que requiere ser procesado para separar los líquidos de Gas
Natural del gas natural seco y otros componentes no deseados; en el Gráfico 19 se observa que, en ciertas ocasiones, se
procesa mayor volumen de gas natural por lo cual se infiere que se está operando dentro del rango de flexibilidad (rango entre
el valor de diseño y el de operación) de la Planta Malvinas, siendo su capacidad de diseño de 1 680 MMPCD.
Gas Natural Reinyectado
Para mantener la presión del reservorio, procesos de reciclaje, procesos de recuperación mejorada, entre otros, se realiza el
procedimiento de reinyección, que consiste en el retorno de gas natural seco al subsuelo por medio de pozos reinyectores.
Planta Malvinas
En la planta de procesamiento Malvinas se separan los líquidos del gas natural seco y, mediante compresores de gran potencia,
retorna el gas al reservorio. Estos volúmenes reinyectados se muestran en el Gráfico 18 como un promedio diario para cada
uno de los meses del 2020 y 2021.
Gráfico 19. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta (en MMPC)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario al OSINERGMIN, 2021]
Gráfico 18. Reinyección de Gas Natural , por Lotes (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2021]
0
100
200
300
400
500
600
700
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar
2020 2021
364,
53
360,
73
37
8,4
3
45
5,4
6
48
0,8
7
45
7,1
3
331,
15
33
3,8
5
27
3,8
8
33
5,1
1
20
9,9
4
30
1,3
2
425,
83
41
7,4
4
19
8,7
9
0,00 0,00 0,00
0,0023,23
223,25
0,00 0,0063,92
0,00
0,00
0,00
0,00 12,96
32,70
MMPCD
Promedio de Reinyectado del 88 Promedio de Reinyectado del 56
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar
2020 2021
MMPCD Lote 88 Lote 56 Lote 57 Diseño de Planta
16
Productos Finales
Planta Pisco
Los Líquidos de Gas Natural son trasladados a la Planta de fraccionamiento de Pisco mediante un poliducto operado por
Transportadora de Gas del Perú (TgP).
En el Gráfico 20 se puede observar el volumen de los líquidos de gas natural procesados en la Planta Pisco en el primer
trimestre del 2021. Cabe precisar que los líquidos de gas natural que provienen del lote 57 son comprados por Pluspetrol y se
muestran como parte del lote 56 .
Por medio de procesos físicos se separan los hidrocarburos para obtener productos de uso específico como son, propano y
butano que componen el GLP, gasolina natural, nafta y MDBS (Middle Distillate Blending Stock).
En el Gráfico 21 se muestra la producción promedio mensual de la Planta Pisco, donde se evidencia una producción constante
en los meses de enero y febrero del primer trimestre 2021, baja producción en marzo debido a la declaratoria de emergencia
del sistema de gas natural por mantenimiento en las plantas Malvinas y Pisco.
Gráfico 20. Gas Natural Procesado por Lotes y capacidad de Diseño de Planta Pisco (en MBPD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2021]
Gráfico 21. Productos Finales Obtenidos del Procesamiento de Líquidos de Gas Natural (en MBPD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Pluspetrol al OSINERGMIN, 2021]
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
ene 21 feb 21 mar 21
MBPD
Lote 88 Lote 56 Capacidad de Diseño Planta Pisco (MBPD)
25,45 27,54 33,82 32,10 29,19 31,70 31,11 29,68 30,83 31,11 31,96 31,9324,86
11,57 12,9415,59 15,11
13,5515,82 13,54 12,90 13,43 13,88 13,55 13,77
11,52
31,5032,68
40,3137,63
34,6037,90 37,56
34,76 34,95 33,93 34,29 34,21
26,53
10,129,14
10,0310,26
8,68
8,376,56
6,10 5,95 5,13 4,93 5,02
3,79
0
20
40
60
80
100
ene feb mar
Trim.1
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
MBPDPromedio de Propano Promedio de Butano Promedio de Nafta Promedio de Diesel
17
TRANSPORTE
Transporte de Gas Natural La concesión de Transporte de Gas Natural por ductos está a cargo de Transportadora de Gas del Perú S.A. (TgP). En el Gráfico
22 se representa el volumen promedio diario transportado por cada mes y por cada lote.
El volumen promedio transportado mensualmente durante el primer trimestre del 2021 se encuentra representado en el
Gráfico 23, en el cual también se compara con el mismo periodo del año anterior.
El promedio diario de gas transportado durante al primer trimestre del 2021 presenta un aumento de alrededor de 1,17%
respecto al mismo trimestre del año anterior.
Gráfico 22.. Gas Natural Transportado por Lotes (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de TgP al OSINERGMIN, 2021]
Gráfico 23.. Comparación de Gas
Natural Transportado por Lotes
T1-2020 vs T1-2021(en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural
[Reporte Diario de TgP,
OSINERGMIN, 2021]
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
mar
ma
y
jul
sep
nov
ene
mar
may ju
l
sep
nov
ene
ma
r
may ju
l
sep
nov
ene
mar
ma
y
jul
sep
nov
ene
mar
ma
y
jul
sep
nov
ene
ma
r
may ju
l
sep
nov
ene
ma
r
may ju
l
sep
nov
ene
mar
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
MMPCD
Promedio de GT L88 Promedio de GT L56 Promedio de GT L57
557
156
593
175382
148
390
527
381
572306
587
188
404
200
354
164268
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
2020 2021 2020 2021 2020 2021
ene feb mar
MMPCD
Promedio de GT L88 Promedio de GT L56 Promedio de GT L57
18
TgP, concesionaria del servicio de transporte de gas natural por ductos, mediante ofertas públicas celebra contratos de
transporte a servicio firme, en los que asigna Capacidad Reservada Diaria (CRD) a las empresas contratantes.
En el siguiente Gráfico 24, se observa niveles normales del volumen transportado, luego de un descenso considerable debido a
la emergencia provocada por el COVID-19, en amarillo la CRD no utilizada por los consumidores nacionales:
El gas natural de Camisea está compuesto principalmente por Metano, aunque también contiene una proporción variable de
Etano, Nitrógeno (N2), CO2 y trazas de hidrocarburos más pesados. En el Gráfico 25 se observa la composición porcentual del
gas natural transportado por TgP, estos valores corresponden a los tomados en el City Gate de Lurín.
Gráfico 25. Composición Porcentual del Gas Natural Transportado en el City Gate Lurín (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Certificados de Entrega TgP Reportadas al OSINERGMIN, 2021]
Gráfico 24.. Capacidad de Transporte de Gas Natural no Utilizada en el Mercado Interno (en MMPC)
División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2021]
Capacidad de Transporte Disponible
89,64 89,55 89,65 89,56 89,54 89,58
8,88 9,00 8,87 8,96 9,01 8,93
1,15 1,13 1,14 1,12 1,11 1,140,23 0,24 0,24 0,25 0,25 0,25
0,10 0,07 0,10 0,10 0,09 0,10
80,00
82,00
84,00
86,00
88,00
90,00
92,00
94,00
96,00
98,00
100,00
ene feb mar
Trim.1
2018 2019 2020 2021
% Molar
Promedio de Metano Promedio de Etano Promedio de N2
Promedio de CO2 Promedio de C3+
130,07220,11
479,06589,12
654,14 672,84 671,54765,47
596,34482,37 507,13 526,33
719,30629,25
370,31260,24
195,23 176,52 177,8283,08
252,21366,38 341,63 322,42
849,36 849,36 849,36 849,36 849,36 849,36 849,36 848,55 848,55 848,75 848,75 848,75
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1 000
abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20 ene-21 feb-21 mar-21
MMPCD
Volumen Medido por Empresa Receptora Capacidad No Utilzada Capacidad Contratada
19
Mercado Secundario de Gas Natural (Transferencias)
Las transferencias de capacidad de transporte de gas
natural se dan por Acuerdo Bilaterales entre empresas
privadas que tienen Contratos de Transporte de Gas
Natural a Servicio Firme y se ejecutan cuando una de
ellas tiene un consumo por debajo de su capacidad re-
servada diaria contratada, siendo transferido a otra em-
presa que lo requiera.
El volumen transferido entre empresas receptoras se
muestran en el Gráfico 26. Estos valores son referencia-
les debido a que no se transfiere la misma cantidad to-
dos los días.
Según la información disponible a la fecha, los volúmenes totales transferidos por empresa receptora de marzo de 2019 a mar-
zo de 2021 se muestran en el Gráfico 28.
Gráfico 27. Volumen Total Transferido por Empresa Receptora durante marzo-2021 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
[Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2021]
Gráfico 26. Volumen Transferido Entre Empresas Receptoras (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2021]
Gráfico 28. Volumen de Transferencia entre Empresa Receptora. Promedio Mensual (en MMPCD)
División de Supervisión de Gas Natural [Facturas TgP reportadas al OSINERGMIN, 2021]
En el Gráfico 27 se detalla las transferen-
cias realizadas entre las empresas como un
promedio diario durante el mes de marzo
del 2021.
Los valores negativos de transferencia se
refieren a las empresas que cedieron capa-
cidad de transporte a las empresas recep-
toras que tienen valores positivos. Así se
tienen las siguientes transferencias entre:
— ENGIE Energía Perú S.A. >>> Shell GNL
Perú S.A.C., ENEL Generación Perú S.A.A.,
Limagas Natural Perú S.A. y Sudamericana
de Fibras S.A.
— Contugas S.A.C y Minsur S.A. >>>
ENEL Generación Perú S.A.A.
— Termochilca S.A.C >>> Sudamericana
de Fibras S.A.
4,48 6,02
5,01
4,92 12
,65
12,8
816
,83
17,6
214
,90
12,6
616
,72
12,9
97,
27 13,8
613
,76
11,1
810
,63 18
,24
14,0
931
,54
14,9
919
,13
23,0
828
,28
0
8
16
24
32
abr
may jun jul
ago
sep
oct
no
v
dic
en
e
feb
mar
abr
may jun jul
ago
sep
oct
no
v
dic
en
e
feb
mar
MMPCD
-4,16
6,24
-20,04
3,77
-1,90
15,99
2,29
-2,18
Contugas S.A.C. ENEL Generación Peru S.A.A. ENGIE Energía Perú S.A.
Limagas Minsur S.A. Shell GNL Perú S.A.C.
Sudamericana de Fibras S.A. Termochilca S.A.C.
0
300
600
900
1200
1500MMPC/mes
20
CONSUMO DE GAS NATURAL
El consumo de gas natural en el Perú, está en crecimiento constante y es el sector de generación eléctrica el mayor
consumidor. En los años 2017 y 2018, el consumo total de gas natural tuvo una contracción; aunque se incrementó el consumo
del los sectores industrial, GNV y residencial/comercial, no compensó la disminución del consumo de gas natural en la
generación eléctrica. Se mantienen niveles estables de consumo en el primer trimestre del 2021, luego de una considerable
disminución debido a la emergencia provocada por el COVID-19.
Gráfico 29. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – 2021 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]
Consumo de Gas Natural de Camisea por Sectores
Se puede observar una notable estacionalidad en el consumo de gas natural en el sector de generación eléctrica; la
disminución en el consumo corresponde a los primeros meses del año, época de lluvias, en los que se incrementa la generación
hidroeléctrica.
Para el primer trimestre del 2021, en comparación con el mismo periodo del año anterior, los sectores Generadores Eléctricos,
Industriales y Residencial/Comercial incrementaron su consumo en promedio 27,71; 28,58 y 1,85 MMPCD, respectivamente.
Mientras que el sector GNV redujo su consumo en 11,20 MMPCD.
En el Gráfico 30 se compara los consumos promedios por sectores del primer trimestre del 2020 y 2021.
Gráfico 30. Consumo Promedio del Trimestre 2021-1 del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia].
8,01 9,38 11,12 14,82 18,64 22,52
64,98 64,90 66,31 67,56 71,4648,18
134,04 133,83152,93 133,88 136,49
112,78
367,35404,70
336,82 353,41373,43
316,22
0
100
200
300
400
500
600
700
mar-14 sep-14 mar-15 sep-15 mar-16 sep-16 mar-17 sep-17 mar-18 sep-18 mar-19 sep-19 mar-20 sep-20 mar-21
MMPCD
Residenciales y Comerciales GNV Industriales Generadores Eléctricos
242,0254% 121,67
27%
60,4114%
20,195%
Promedio 2020-1
Generadores Eléctricos Industriales
GNV Residenciales y Comerciales
269,7355%
150,2531%
49,2110%
22,044%
Promedio 2021-1
Generadores Eléctricos Industriales
GNV Residenciales y Comerciales
21
Consumo de Gas Natural por concesión De acuerdo al estimado de las empresas concesionarias, tenemos en el siguiente gráfico, el detalle de la participación de los
sectores económicos en el consumo de gas natural dentro de sus concesiones. Respecto al trimestre 2021-1, como se puede
apreciar, son los sectores de Generación Eléctrica e Industrial, los mayores consumidores.
Gráfico 31. Consumo Promedio Mensual del Mercado Interno de Gas Natural de Camisea – marzo 2021 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]
En el Gráfico 31 se muestra el consumo promedio mensual de gas natural en el país durante cada uno de los meses del primer
trimestre del 2020 y 2021, se evidencia un aumento de consumo del 2020 al 2021 solo en el mes de marzo en todos los
sectores; sin embargo, una reducción en los meses de enero y febrero, principalmente en los sectores de generadores
Gráfico 32. Demanda de Gas Natural Estimada por Sectores de las Concesiones de Distribución. División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración Propia]
Principal uso:
Generación Eléctrica
56% del Consumo
Total:
459,298 MMPCD
Principal uso:
Generación Eléctrica
56% del Consumo
Total:
20,880 MMPCD
Principal uso:
Industriales
74% del Consumo
Total:
7,207 MMPCD
Principal uso:
Industriales
94% del Consumo
Total:
3,839 MMPCD
276,55234,08
288,17 276,98
161,34
298,11
126,70159,69
145,13 150,86
93,17
140,18
68,6552,08
70,7543,27
41,84
52,28
20,6322,79
21,0522,89
18,90
20,44
0,00
150,00
300,00
450,00
600,00
2020 2021 2020 2021 2020 2021
ene feb mar
Trim.1
MMPCD
Promedio de Generadores Eléctricos Promedio de Industriales Promedio de GNV Promedio de Residenciales y Comerciales
0%
74%
2%24%
56%
30%
10%4%
0%
94%
0%6%
56%
29%
10%5%
22
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO
La Planta de Melchorita recibió de TgP, en promedio, 50 372,1 MMPC de gas natural durante en el primer trimestre del 2021,
produciendo con este volumen 2 088 602,6 m3 de Gas Natural Licuado.
En el mismo periodo del 2020, la planta recibió 54 413,3 MMPC de Gas Natural, con los que obtuvo 2 278 717,2 m3 de GNL.
En el Gráfico 33 se muestra como promedio mensual, la producción diaria de GNL en m3.
Gráfico 33. Gas Natural Procesado en la Planta Melchorita, Promedio Mensual 2013-2021 (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
Volumen de Gas Natural Exportado
Shell GNL es el off taker, responsable de la exportación a mercados internacionales, ello lo realiza por medio de barcos
especialmente acondicionados, denominados buques metaneros.
En el Gráfico 34 se muestra el número de embarques y el volumen total exportado, por país de destino, en el primer trimestre
2021.
Gráfico 34. Volumen Total de Gas Natural Licuefactado Embarcado por país al T1 -2021 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
Suministro de Gas Natural a la Planta Melchorita
0
4 000
8 000
12 000
16 000
20 000
24 000
28 000
ene feb mar
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
26
46
1,0
5
25
05
0,9
2
22
32
6,9
9
26
27
5,4
6
25
16
2,1
3
23
57
9,0
3
24
86
9,9
7
24
48
1,9
4
25
37
8,2
7
24
69
7,9
2
19
68
8,2
1
m3
23
Embarques de Gas Natural Licuado
En el Gráfico 36 se muestra las fechas de cada uno de los
despachos que se realizaron durante el primer trimestre del 2021
desde la Estación de Carga: Planta de licuefacción Melchorita.
Para una mejor visualización, se presenta el Gráfico 37, donde se
tiene el total de GNL cargado y el número de camiones cisternas.
Despacho de GNL a Camiones Cisterna
En el Gráfico 35 se muestra en detalle las fechas de cada uno de
los embarques que se realizaron durante el primer trimestre del
2021 desde la planta de licuefacción Melchorita.
El volumen embarcado de GNL varía debido a la capacidad de
cada uno de los buques metaneros y la periodicidad depende, en
parte, de las condiciones marítimas.
Gráfico 35. Total Embarcado mensual Volumen de Gas Natural Licue-factado al T1-2021 (en m3)
División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
Gráfico 37 Total Despachado Mensual Volumen de Gas Natural Licuefactado al T1-2021 (en m3)
[Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
Gráfico 36. Total Diario Despachado Mensual de Gas Natural Licuefactado al T1-2021 (en m3) División de Supervisión de Gas Natural [Reporte Diario de Perú LNG al OSINERGMIN, 2021]
634,66
640,21639,10
423,40
732,18532,70
685,31737,51732,40
684,42495,60
446,95698,19
494,71548,47
592,68537,14
775,50635,77642,21
437,62492,71
451,17498,93
549,14450,95
541,14551,80
498,27443,62
550,25400,52397,63
550,02444,51
499,15452,06
352,76391,64
606,00499,60497,38
652,65442,95
390,75549,36541,58550,25
646,88592,90
501,82500,04
595,34492,71
592,90452,06447,17
491,60397,19
544,47503,82
395,64492,49500,71497,38
400,52545,80
500,93289,90
597,12545,80
406,520,000,000,00
252,58440,73
795,05597,78
543,14505,37
644,66641,55
489,82509,15
598,01546,91
646,88
01-ene
03-ene
05-ene
07-ene
09-ene
11-ene
13-ene
15-ene
17-ene
19-ene
21-ene
23-ene
25-ene
27-ene
29-ene
31-ene
02-feb
04-feb
06-feb
08-feb
10-feb
12-feb
14-feb
16-feb
18-feb
20-feb
22-feb
24-feb
26-feb
28-feb
02-mar
04-mar
06-mar
08-mar
10-mar
12-mar
14-mar
16-mar
18-mar
20-mar
22-mar
24-mar
26-mar
28-mar
30-mar
ene
feb
mar
0 50 000 100 000 150 000
08-ene
12-ene
19-ene
24-ene
01-feb
06-feb
18-feb
23-feb
01-mar
06-mar
12-mar
19-mar
24-mar
en
efe
bm
ar
159 733,78
169 005,76
170 593,12
135 591,41
167 884,81
136 290,78
163 868,68
155 900,74
135 556,31
166 901,96
170 172,31
135 988,86
157 007,79
18 491,12 14 034,50 14 321,51
375
282 288
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
ene feb mar
Despacho a Cisterna (m3) Suma de Despachos
24
RELACIÓN RESERVAS Y PRODUCCIÓN – BALANCE VOLUMÉTRICO
Gráfico 38. Reservas y Producción Acumulada. Lote 57 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2018, Minem]
Lote 57: Repsol Exploración del Perú S.A
Mediante la publicación del DS Nº 043-2003-EM, el 19 de noviembre de 2003 se aprobó el Contrato de Licencia para la
exploración y explotación de Hidrocarburos en el Lote 57 celebrado entre PERUPETRO S.A. y el consorcio conformado entre
Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú y Burlington Resources Peru Limited, Sucursal Peruana.
Desde diciembre del 2006 Repsol realizó actividades exploratorias en el Lote 57 y, el 27 de marzo de 2014, inició las maniobras
para poner en servicio el tramo desde yacimiento Kinteroni–Nuevo Mundo–Pagoreni, hasta la planta de procesamiento
Malvinas. En diciembre del 2017, Repsol anunció el inicio de la producción de gas natural en el yacimiento Sagari.
La Planta Malvinas de Pluspetrol está procesando el gas que proviene del Lote 57, con una producción promedio de
157,4 MMPCD de gas seco y 10,3 MBPD de LGN en el primer trimestre de 2021.
Considerando que se mantiene una producción promedio anual de 0,064 TCF (2020) y las últimas reservas probadas
desarrolladas (PD) al 31 de diciembre 2018, el Lote 57 podría producir gas natural para veintidós años más, tal y como se
observa en el Gráfico 38.
Lote 56: Compañía Pluspetrol Perú Corporation S.A.
En 2004, el consorcio formado por Pluspetrol ganó la licitación del Lote 56, cuyo gas podía ser exportado sin restricción alguna.
El Lote 56 abarca los yacimientos Pagoreni y Mipaya, y es adyacente a los Lotes 88 y 57. Su producción está destinada a la
exportación de GNL, para lo cual el gas producido de la estructura Pagoreni se lleva a la planta de licuefacción de Pampa
Melchorita. Los LGN se recuperan en la planta de fraccionamiento de Pisco.
En el Gráfico 39 se muestra el balance de reservas para el Lote 56, si se considera una producción promedio anual de 0,129 TCF
(2020) y las reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre del 2018, se tendría produciendo el Lote 56 por diez años más.
0,014 0,063 0,118 0,179 0,2440,308 0,322
0,014 0,050 0,055 0,061 0,065 0,0640,014
0,535 0,542
1,031
0,478 0,4780,478
0,478 0,478
0,4060,517
0,620
1,1171,055 0,990
0,926 0,912
0,9411,059
1,651 1,5951,533
1,4691,404 1,390
78
3329
2523 22 22
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
31/12/2014 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2018 31/12/2019 31/12/2020 31/03/2021
AñosTCF
Producción Acumulada Producción Reservas PND Reservas PD RP/P
25
Lote 88
La reducción de las reservas probadas desarrolladas del Lote 88 observadas en el Gráfico 40, entre el 31 de diciembre de
2017 y 2018, se debe en parte a la producción del año 2018 (233,88 BCF). Otros factores que influyen tanto en las Reservas
PD y PND son la suspensión de proyectos de Workover(*) y la reestimación de volúmenes con base en el ajuste en el modelo
de simulación del campo Cashiriari.
Como se puede apreciar, la producción de gas natural seco en el año 2020 ha sido alrededor de 0,207 TCF por año;
considerando que se mantiene esta producción y las últimas reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre 2018,
tendríamos gas natural disponible en el mercado local para treinta y uno años más.
(*)Proceso de realización de mantenimiento importante o tratamientos correctivos en un pozo de petróleo o gas.
Gráfico 39. Reservas y Producción Acumulada. Lote 56 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2018, Minem]
Gráfico 40. Reservas y Producción Acumulada. Lote 88 (en TCF) División de Supervisión de Gas Natural [Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2018, Minem]
0,098 0,309
0,518
0,744
0,930
1,0921,256
1,4031,529
1,663 1,7921,823
0,098 0,211 0,210 0,225 0,187 0,162 0,164 0,148 0,126 0,133 0,129 0,0310,240
1,2871,492 1,482
0,661 0,6180,806
1,1110,951 0,951 0,951 0,951
2,110
1,015
1,5051,275
1,7661,677
1,3040,838
0,6150,482 0,353 0,322
2,350 2,302
2,996
2,756
2,427
2,2952,111
1,949
1,5661,433 1,304
1,273
24
11
14
1213
1413 13
12
1110 10
0
5
10
15
20
25
0,000
0,500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
AñosTCF
Producción Acumulada Producción Reservas PND Reservas PD RP RP/P
1,1
72
1,3
37
1,51
6
1,69
9
1,9
21
2,15
5
2,4
09
2,6
37
2,8
70
3,11
5
3,3
22
3,3
72
0,1
34
0,1
65
0,1
79
0,1
84
0,2
21
0,2
34
0,2
54
0,2
29
0,2
33
0,2
45
0,2
07
0,0
511,116 1,116
2,155 2,216 2,122
4,076 3,929
5,4284,691 4,691 4,691 4,691
7,476 7,309
8,160 7,974
7,898
6,0235,803
3,377
2,242 1,997 1,791 1,740
8,6 8,4
10,3 10,2 10,0 10,19,7
8,8
6,93 6,69 6,48 6,43
64
51
5855
4543 38
38
3027
31 31
0
10
20
30
40
50
60
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
AñosTCF
Producción Acumulada Producción Reservas PND Reservas PD RP/P
26
Gráfico 42. Participación Accionaria en las Concesiones de Distribución División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración propia]
CONTRATOS DE CONCESIÓN
Mapa de Concesiones
En la actualidad, existen 8 concesiones tanto de
transporte como de distribución de gas natural y están
en proyecto la de siete regiones; a continuación,
podemos observar el mapa de concesiones.
En el siguiente cuadro se puede observar algunos datos
importantes de las concesionarias como los operadores,
el área de influencia o localización, la fecha de Puesta en
Operación Comercial (POC) y el plazo de vigencia del
contrato.
Ubicación de Concesiones de Transporte y Distribución de Gas Natural en el Perú, 2021.
División de Supervisión de Gas Natural
Es importante señalar la composición accionaria de las concesionarias de distribución; en el siguiente gráfico, se puede observar cómo está conformada cada empresa
Considerando los usuarios a conectar a mediano plazo y el Gráfico 41, se elaboró el Gráfico 42, que muestra la participación
de los accionistas en la distribución del gas natural a nivel nacional.
Gráfico 41. Composición Accionaria de las Concesiones de Distribución División de Supervisión de Gas Natural [Elaboración propia]
Tabla 6. Contratos de Concesión vigentes a marzo 2021.
(*) Convenio para la administración provisional de la concesión Suroeste. (**) El 10 de febrero de 2020, se celebró la cesión de posición contractual entre las empresas Clean Energy Del Perú S.RL. Y Gas Natural de Tumbes S.A.C.
C A L I D D A C O N TUGAS Q UA V I I GN TUMB ES GA S N O RP
40
93
75
60
69
31
7
25
25
75
C OM POSICION ACCI ONA RIA
PROMIGAS Grupo Energía Bogota TGI Surtigas EGP LNG Holding
PROMIGAS64,77%
Grupo Energía Bogota
29,42%
TGI2,13%
Surtigas3,67%
EGP0,001%
LNG Holding0,004%
Otros0,005%
PARTICIPACIÓN EN LA DISTRIBUCIÓN DE GN
Ilo
Huaraz
Chimbote
Trujillo
Pacasmayo
Chiclayo
AbancayHuanta
Ilo
GNL
Piura
Proyecto Masificación del Uso de Gas Natural - Distribución de Gas Natural por Red de
Ductos en las Regiones Altoandinas y Ucayali
27
Compromisos Contractuales
Dentro del cumplimiento de las obligaciones dispuestas en los contratos de concesión otorgados por el Estado y aquellos
derivados del proceso de promoción en el sector energía y que son competencia de ser supervisados por la DSGN, se
presenta algunos datos relevantes.
Plan mínimo de Cobertura
CONTUGAS, tiene el compromiso de conectar a 50 000 usuarios residenciales en un plazo de 6 años desde el 2015.
Al 29 de enero de 2021, de acuerdo al plazo otorgado por el MINEM de 275 días calendarios adicionales de Fuerza Mayor por
Estado de Emergencia Nacional, se cumplió el Año 6 de operación en Contugas. En el siguiente cuadro se puede observar el
avance del compromiso contractual de conectados vs lo efectivamente conectado hasta enero del 2021.
2015 2016 2017 2018 2019 2020
Chincha 7 577 1 007 1 007 1 007 1 007 378
Marcona 1 596 212 212 212 212 80
Nazca 1 057 140 140 140 140 53
Ica 14 902 1 979 1 979 1 979 1 979 740
Pisco 6 493 862 862 862 862 324
Total acumulado 31 625 35 825 40 025 44 225 48 425 50 000
31 625
35 825
40 025
44 225
48 42550 000
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
N°
de
con
ecta
do
s
Gráfico 43.Usuarios conectados y resultados de la supervisión, Ica División de Supervisión de Gas Natural
Gráfico 44. Usuarios conectados y resultados de la supervisión, Ica División de Supervisión de Gas Natural
255324
1403
740
52 5397 80
459
378
0
300
600
900
1200
1500
Año 6
Avance Pisco
BOOT Pisco
Acance Ica
BOOT Ica
Avance Nasca
BOOT Nasca
AvanceMarconaBOOT Marcona
28
NATURGY PERU S.A. (Antes GAS NATURAL FENOSA PERÚ), tiene el compromiso de conectar 64 000 usuarios residenciales
en un plazo de 7 años desde la Puesta en Operación Comercial (POC). En el Gráfico 45 se tiene el número de usuarios co-
nectados comprometidos en el Contrato BOOT.
Al respecto, en el gráfico 46 se muestra el avance de conectados del Año 3, hasta marzo del 2020, según lo reportado por la
concesionaria. Es preciso señalar que para el Año 2 (05.12.2018 al 04.12.2019) y al término del mismo, alcanzaron la meta
contractual en todas las localidades. Se declara la caducidad de la concesión del sistema de distribución de gas natural por
red de ductos suroeste a partir del 19 de diciembre de 2020.
Gráfico 46. Compromiso de Usuarios conectados vs reporte de conectado (sin supervisar), Naturgy División de Supervisión de Gas Natural [Reportes de Naturgy]
Gráfico 45. Primer Plan de Conexiones Sur Oeste División de Supervisión de Gas Natural
4 66
4
3 11
4
4 66
4
12 0
81
392
5
392 99
9
1 85
6
44
1 85
6
4 77
3
521
18
521
1 34
6
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
Año 2 Año 3
Avance Arequipa
BOOT Arequipa
Acance Moquegua
BOOT Moquegua
Avance Tacna
BOOT Tacna
Avance Ilo
BOOT Ilo
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Ilo 155 521 1 346 726 1 100 385 245
Tacna 557 1 856 4 773 2 585 3 905 1 371 870
Moquegua 114 392 999 623 838 291 186
Arequipa 1 404 4 664 12 081 6 473 9 874 3 467 2 199
Total Acumulado 2 230 9 663 28 862 39 269 54 986 60 500 64 000
2 230
9 663
28 862
39 269
54 986
60 50064 000
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
20 000N
°Co
nec
tad
os
29
QUAVII, tiene el compromiso de conectar a 150 137 usuarios residenciales en un plazo de 5 años desde la Puesta en Opera-
ción Comercial (POC). En el Gráfico siguiente se tiene el número de usuarios conectados comprometidos en el Contrato
BOOT.
Al respecto, se muestra el avance de conectados hasta marzo del 2021, según lo reportado por la concesionaria. El MINEM
otorgó 169 días calendarios adicionales de Fuerza Mayor por Estado de Emergencia Nacional; el plazo para el año 3 contrac-
tual vence el 24 de mayo del 2021.
Gráfico 47. Primer Plan de Conexiones, Concesión Norte. División de Supervisión de Gas Natural
28 0
52
13 0
89
10 4
59
9 43
2
11 5
13
6 39
0
3 56
1
4 33
2
1 86
5
2 29
7
1 40
2
1 46
0
1 13
5
630
0
3 000
6 000
9 000
12 000
15 000
18 000
21 000
24 000
27 000
30 000
Año 3
Avance Trujillo
BOOT Trujillo
Avance Chiclayo
BOOT Chiclayo
Avance Chimbote
BOOT Chimbote
Avance Cajamarca
BOOT Cajamarca
Avance Huaraz
BOOT Huaraz
Avance Lambayeque
BOOT Lambayeque
Avance Pacasmayo
BOOT Pacasmayo
Gráfico 48. Compromiso de Usuarios conectados vs
reporte de conectado (sin supervisar), QUAVII
División de Supervisión de Gas Natural
[Reportes de QUAVII]
2018 2019 2020 2021 2022
Pacasmayo 497 729 630 602 128
Lambayeque 1 152 1 690 1 460 1 396 164
Huaraz 1 813 2 661 2 297 2 197 400
Cajamarca 3 420 5 016 4 332 4 142 590
Chimbote 5 044 7 399 6 390 6 110 380
Chiclayo 7 446 10 923 9 432 9 019 914
Trujillo 10 332 15 155 13 089 12 514 674
Total Acumulado 29 704 73 277 110 907 146 887 150 137
29 704
73 277
110 907
146 887150 137
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
160 000
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
40 000
45 000N
°Co
nec
tad
os
30
Contratos y Adendas de Transporte, Suministro y Distribución de Gas Natural
De acuerdo a los contratos de Transporte suscritos a volumen firme hasta marzo de 2021 entre TGP y los usuarios indepen-
dientes, se tiene el siguiente gráfico.
Gráfico 49. Capacidad Contratada de Transporte Firme. TgP (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
Para los usuarios de mayor consumo, los generadores eléctricos, se tiene el siguiente gráfico con las capacidades contratadas
a servicio firme desde enero 2021 hasta su término de vigencia.
Gráfico 50. Capacidad Contratada de Transporte de Gas. Generadores Eléctricos (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
512,4 512,4 512,4 512,4 512,4 512,4 512,4 512,4
83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 81,6 81,9
243,20 243,20 243,20 243,20 211,03 211,03 211,03 211,03
920 920 920 920 920 920 920 920
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
ene-21 abr-21 jul-21 oct-21 ene-22 abr-22 jul-22 oct-22 ene-23
MMPCD
Generador Industrial Distribuidor Capacidad Ducto
0
100
200
300
400
500
600
ene-21 dic-21 nov-22 oct-23 sep-24 ago-25 jul-26 jun-27 may-28 abr-29 mar-30 feb-31 ene-32 dic-32 nov-33
MM
PC
D
CAPACIDAD CONTRATADA A FIRME DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL - GGEE
Kallpa SDF Energia ENGIE Egesur Fenix Power Termochilca ENEL
31
Gráfico 51. Volumen Contratado de Suministro para GGEE. Pluspetrol (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
De los gráficos de capacidades contratadas de suministro y transporte de gas natural contratados a firme, se observa que los
contratos de suministro tienen una vigencia más próxima y casi todos, a excepción de Egesur, Fénix Power, Termochilca y
SDF Energía, vencen desde agosto 2021 a agosto 2022. Por lo que las generadoras eléctricas deberían gestionar la renova-
ción de sus contratos de suministro.
Gráfico 52. Contratos de Suministro vs. Contratos de Transporte. (en MMPCD) División de Supervisión de Gas Natural
De acuerdo a los contratos de suministro suscritos entre Pluspetrol y los usuarios independientes, en el caso de generadores
eléctricos, se muestra el gráfico 51 de capacidades contratadas de suministro desde enero 2021 hasta su término de vigen-
cia.
0
100
200
300
400
500
600
MMPC
Engie Energía Perú S.A. Kallpa Generación S.A.
EGESUR Fénix Power Perú S.A.
Enel Generación Perú S.A.A. SDF Energía S.A.C.
Termochilca S.A.C.150,09
85,9
137,76
45,0314,13
139,49
0
100
200
300
400
500
600
MMPCD
Contratos Transporte GGEE Contratos Suministro GGEE
32
Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural En la 19va. edición de Oferta Pública realizada, el Acto de Adjudicación de Capacidad de Transporte e inicio del periodo de
negociación de Contratos de Servicio de Transporte adjudicados se realizó el 02 de agosto del 2018. Para dicho acto, se contó
con la presencia de un Notario Público habiéndose realizado en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de
Bases (02-08-2018, a las 16:00 horas)
El Acto de Apertura de Sobres y Admisión de Solicitudes de la Décimo Novena Oferta Pública para la Contratación del
Servicio de Transporte Firme, se realizó en la fecha y hora señalada en el Cronograma del Pliego de Bases (13-07-2018, 12:30
horas) y contó con la presencia de un Notario Público no habiéndose presentado observaciones por parte de los solicitantes
De acuerdo al Acta, se puede observar las empresas que presentaron sobres con solicitudes de capacidad fueron:
En la antepenúltima Oferta Pública, correspondiente a la 20ma edición, el Acto de Apertura de Sobres y Admisión de
Solicitudes para la Contratación del Servicio de Transporte Firme que se realizó el 06 de noviembre de 2018 no se presentó
ninguna Solicitud de capacidad. En la penúltima Oferta Pública, correspondiente a la 21ra edición, en el Acto de Adjudicación
que tuvo lugar el 15 de agosto del 2019, no se adjudicó capacidad debido a que la única solicitud presentada fue observada y
retirada. En la última Oferta Pública realizada, corresponde a la 22da edición, el Acto de Apertura de Sobres y Admisión de
Solicitudes para la Contratación del Servicio de Transporte Firme, se realizó el 27 de agosto de 2020, no se presentó ninguna
Solicitud de capacidad. En el Gráfico 53 se aprecia la Capacidad Disponible a Ofertar (Disponible Abr2021: 80,60 MMPCD).
Gráfico 53. Demanda Comprometida de Transporte de Gas Natural hasta la 22da Oferta Pública División de Supervisión de Gas Natural
CAPACIDAD OFERTADA CAPACIDAD SOLICITADA CAPACIDAD ADJUDICADA CAPACIDAD DISPONIBLE
Fecha de dispo-nibilidad
m3/día MMPCD Empresa Solici-
tante m3/día MMPCD m3/día MMPCD m3/día MMPCD
21/08/2018 78 290 2,76
Cerámica Lima S.A.
10 000 0,35 10 000 0,35
39 973 1,41 Kallpa Genera-ción S.A.
28 317 1,00 28 317 1,00
24/08/2018 22 000 0,78 No se presentaron solicitantes No se adjudicó 22 000 0,78
TOTAL 100 290 3,54 38 317 1,35 38 317 1,35 61 973 2,19
Tabla 7. Capacidades en la 19va Oferta Pública de Capacidad de Transporte de Gas Natural.
33
Mecanismo de Racionamiento para el abastecimiento de Gas Natural al mercado interno
ante una declaratoria de emergencia
De acuerdo a lo establecido en el DS 017-2018-EM del 23 de julio del 2018, ante situaciones que afecten y originen la
imposibilidad de cubrir total o parcialmente la demanda de gas natural al mercado interno, el MINEM declara la emergencia
mediante Resolución Ministerial y se activa el Mecanismo de Racionamiento con Resolución Directoral, el mismo que es de
cumplimiento obligatorio para los Productores, los Concesionarios de Transporte de Gas Natural por Ductos, los
Concesionarios de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos, los Concesionarios de Distribución de Gas Natural por
Red de Ductos, los operadores de Plantas de Licuefacción, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (COES) y los Consumidores de Gas Natural.
Declarada la Emergencia y activado el
Mecanismo de Racionamiento, el productor
debe realizar la asignación de volúmenes de
gas natural aplicando el orden de prioridad
en la asignación de gas natural para los
consumidores 1 y 2 del presente artículo.
Respecto a los consumidores 3 al 6, la
asignación de gas natural se aplica por
prorrateo.
Al respecto, se aprobó mediante RCD N°
162-2019-OS/CD del 26 de septiembre de
2019, el “Procedimiento para la Supervisión
y Fiscalización del Mecanismo de
Racionamiento de Gas Natural” a fin de
supervisar el cumplimiento de Entrega de
información referida a las obligaciones
previstas en el DS 017-2018, y el
cumplimiento según el orden de prioridad
en la asignación de volúmenes de gas
natural durante una situación de
emergencia.
Consumidores Asignación de Gas Natural
1. Consumidores Residenciales y Comer-ciales Regulados.
100% GN requerido
2. Establecimientos de Venta al Público de GNV, Establecimiento destinado al suministro de GNV en sistemas integra-dos de transporte y consumidores direc-tos de GNV destinados al transporte público; y las estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural que abas-tezcan a los mencionados Agentes.
100% GN requerido
3. Generadores Eléctricos Prorrateo
4. Consumidores Industriales Regulados con consumos menores a 20,000 m3/día y Estaciones de Compresión y Licuefac-ción de Gas Natural
Prorrateo
5. Consumidores Industriales Regulados con consumos mayores a 20,000 m3/día.
Prorrateo
6. Consumidores Independientes con Contratos de Suministro y de Servicio de Transporte en Firme e Interrumpible.
Prorrateo Tabla 8. Prioridad de la Asignación de Gas Natural en casos de Emergencia.
División de Supervisión de Gas Natural
34
Resolución Directoral Periodo del Mecanismo de
Racionamiento Causa
RD 087-2021-MINEM/DGH 27 de marzo al 04 de abril del
2021
Trabajos de mantenimiento e integridad en las
plantas de Malvinas y Pisco.
Actividades de mantenimiento en el KP 43 del
En la Tabla 9, se muestra los Mecanismos de Racionamiento activados durante el primer trimestre del 2021, detallando la
Resolución Directoral, el periodo y la causa de los mismos.
Del Mecanismo de Racionamiento activado por RD 087-2021-MINEM/DGH, en relación con los volúmenes de gas natural
autorizados por el Transportista y los volúmenes medidos para cada día operativo, éstos se muestran en el Gráfico N° 54. Al
respecto, se observa que las empresas consumieron un volumen ligeramente menor al total autorizado por el Transportista,
teniendo una variación de –5,72%.
Gráfico 54. Volúmenes Autorizados y Medidos durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 160 -2020-MINEM/DGH División de Supervisión de Gas Natural
Gráfico 55. Volumen para consumo propio PERU LNG durante el periodo de Mecanismo de Racionamiento activado por RD 160-2020-MINEM/DGH División de Supervisión de Gas Natural
El Gas Natural destinado a Perú LNG para su consumo propio proveniente del Lote 88 para el periodo de vigencia del
Mecanismo de Racionamiento se muestra en el Gráfico N° 55.
35
INDICADOR DE PRECIOS DEL GAS NATURAL
Producto Bruto Interno Perú
Henry Hub es un sistema de ductos de gas natural locali-zado en Erath, Louisiana, Estados Unidos, de propie-dad de Sabine Pipe Line LLC, una subsidiaria de EnLink Midstream Partners LP, quienes compraron el activo de Chevron Corporation en 2014. Sirve como el centro oficial de distribución para contratos de futuros. Los precios del gas natural están determinados por el inter-cambio y dependen princi-palmente por el equilibrio entre la oferta/demanda.
Gráfico 56. Indicador de precio Gas Natural Henry Hub División de Supervisión de Gas Natural
Índice de Precios de Combustibles
Tabla 9. Variación Porcentual Mensual de los Combustibles en el Índice de Pre-cios al Consumidor de Lima Metropolitana: abril 2020 - marzo 2021
[Instituto Nacional de Estadística e Informática]
Índice de Precios al Consumidor—Gas Natural Perú
Gráfico 58: Índice de Precio al consumidor de Gas Natural - Índice Base 2009=100,0 [Instituto Nacional de Estadística e Informática]
División de Supervisión de Gas Natural
2019
20
20
Hacia el cuarto trimestre del año 2020, el Producto Bruto Interno (PBI), a precios constantes del 2007, registró una disminución de -1,7 %. La pandemia provocada por el COVID-19 tiene severos efectos en la salud de las personas de las diferentes sociedades, y también está afectando la actividad económica mundial.
Gráfico 57. Producto Bruto Interno, Perú División de Supervisión de Gas Natural
{Instituto Nacional de Estadística e Informática]
132,35
136,39
135,39
137,29
144,97
146,46
145,80
148,30
153,46
152,48
156,99
158,71
155,76
152,67
156,03
156,03
156,19
154,58
158,22
154,55
157,43
156,19
150,15
150,36
150,11
149,25
149,89
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Setiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Setiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
2021
Meses
GLP
Vehicular
Var. %
GNV
Vehicular
Var. %
Gasolina
Var. %
Petróleo
Var. %
Gas
Propano
Var. %
GN Var. %
Abr 0,2 1,0 -1,1 -0,7 0,6 0,0
May -1,1 1,6 -2,1 -3,4 -4,9 0,1
Jun -1,5 0,2 -3,4 -5,9 1,2 -1,0
Jul -1,5 -1,7 -4,0 -3,7 1,2 2,4
Ago -0,8 -0,5 -1,3 0,2 0,0 -2,3
Sep 0,2 -0,4 2,7 0,8 1,2 1,9
Oct -0,3 -0,1 -0,6 -1,2 0,1 -0,8
Nov 2,3 -0,1 -0,4 -0,8 0,6 -3,9
Dic 7,0 0,0 0,7 3,1 0,1 0,1
Ene. 21 13,7 0,1 6,1 5,6 8,1 -0,2
Feb 9,2 0,0 6,3 5,0 3,3 -0,6
Mar -0,5 -0,2 6,6 7,7 0,0 0,4
8,3
6,3
6,1
5,9
2,4
3,3
4,0
2,5 4,0
2,2
-3,7
-30,
0 -9,0
-1,7
mar-2021, 2,62
0
2
4
6
8
10
12
14
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
US$
/MM
BTU
36
Factores de Conversión de Unidades y Equivalencias
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
Volumen
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
Energía
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
Presión
Para convertir de a Multiplicar por
Barril equivalente de petróleo (BEP)
MMBTU 5.80
Barril equivalente de petróleo (BEP)
Tonelada equivalen-te 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 equivalen-te 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 equivalen-te de petróleo (TEP)
0.000830
MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP)
0.172
MMBTU Tonelada equivalen-te de petróleo (TEP)
0.0235
MMBTU ft³ Gas Natural (GN) 1,000
MMBTU m³ Gas Natural (GN) 28.3
Equivalencias Usadas en Gas Natural
Gas Natural
22.09 TM GLP
21.33 TM GNL
34.06 TM Carbón
169.35 BEP
1,000 MMBTU
0.293 Gw-h
1055 GJ
35.315 PC
1327 m3 GN
46,877 PC GN
Petróleo
42 gal USA
158.98 litros
0.1589 m3
7.19 Bls
GLP
45,251 PC GN
1.17 TM de GNL
11.44 Bls
CARBÓN
0.0294 MMPC GN
4.97 BEP
31.336 MMBTU
1
MMPC
1
m3
1
TM
1
Barril
1
TM
TM GLP
1
TM de car-bón
Abreviaturas y Simbología Utilizada
Fuente: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ABREVIA-TURA
DESCRIPCIÓN
BEP Barriles equivalentes de petróleo
MMBEP Millones de barriles equivalentes de petróleo
BCF Billones de pies cúbicos (EEUU: 109 pies cúbi-cos / España: 1012 pies cúbicos)
BCFD Billones americanos de pies cúbicos por día
BLS Barriles
MBLS Miles de barriles (103 barriles)
MMBLS Millones de barriles (106 barriles)
BPD Barriles por día
MBPD Miles de barriles por día
MMBPD Millones de barriles por día
BTU British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica)
MMBTU Millones de BTU
Gal Galón: equivale a 3,78533 litros (Galón de los EEUU)
GLP Gas licuado de petróleo
GN Gas natural
GNC Gas natural comprimido, gas natural que ha sido comprimido a una presión máxima de 25MPa (250 bar)
GNV Gas natural vehicular
LNG
Gas natural licuado: gas natural en estado líqui-do a temperatura a –160°C, lo que permite re-ducir su volumen 600 veces para facilitar su al-macenamiento y transporte.
LGN Líquidos del gas natural
m3 Metro cúbico
m3 STD Metro cúbico estándar: un metro cúbico (m3) a 15ºC y a una presión absoluta de 1.013 mbar
PC Pie cúbico
MPC Miles de pies cubico
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 Interna-cional: 1018 pies cúbicos)
Coma (,) Para separar decimales
TEP Tonelada equivalente de petróleo
TM Toneladas métricas
38
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – Osinergmin Gerencia de
Supervisión de Energía— División de Supervisión de Gas Natural (DSGN) , setiembre
2020
Equipo de Trabajo de la DSGN que preparó el Boletín
Virginia Barreda Grados - Gerente de la División de Supervisión de Gas Natural
Beatriz Adaniya Higa - Jefe de Producción y Procesamiento de Gas Natural
José Unzueta Graus - Jefe de Transporte de Gas Natural
Oscar Echegaray Pacheco - Jefe de Contratos y Asuntos Regulatorios
Gerardo Meza Oscanoa - Especialista en Contratos y Asuntos Regulatorios
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autorización de la DSGN del Osinergmin. Se solicita indicar en lugar visible la autoría y la
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Osinergmin no se identifica, necesariamente, ni se hace responsable de los datos vertidos
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El Boletín Estadístico de Gas Natural es una publicación
de la División de Supervisión de Gas Natural del Organis-
mo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, Osi-
nergmin.
Editado por:
División de Supervisión de Gas Natural
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Magdalena del Mar
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Fax: (511) 224 0491
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