ESTUDIO DE PRE-INVERSIÓNNoviembre 2014

Presentar el Estudio de Pre-inversión del Proyecto “Construcción de una Planta deFraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (LGN) en la provincia de LaConvención”, ubicada en la Región Cusco, para producir GLP a partir de losLíquidos de Gas Natural, a fin de satisfacer la demanda de la Región Cusco yregiones aledañas.

� El 03.06.2011, la DGH aprobó la conformidad del Estudio de Pre-Inversión a Nivel dePerfil del Proyecto "Construcción de la Planta de Fraccionamiento de GLP en la Provinciade la Convención“ (El Proyecto), desarrollado por la empresa Consultoría Energética yMedio Ambiental S.A.C., el cual concluyó que el proyecto no es rentable desde el puntode vista social y económico.

� El 29.11.2011, mediante Oficio N°133-2011-MEM/DM, el MINE M solicitó a PETROPERÚla revisión del Estudio de Pre-Inversión del Proyecto, con la finalidad de lograr suviabilidad.

� El 19.11.2012 el Consorcio ITANSUCA (Itansuca Perú S.A.C & Itansuca Proyectos deIngeniería S.A.S. – SNC Lavalin), contratado por PETROPERÚ, inició el servicio para laelaboración el Estudio de Pre-inversión del Proyecto. Dicho estudio fue remitido alMINEM el 04.06.2013 mediante Carta N°NNEG-157-2013.

El suministro de GLP desde la planta de Pisco es vía cisternas.

1. Productor: Pluspetrol Perú Corporation S.A.

2. Plantas de Abastecimiento: Pluspetrol Perú Corporation S.A., Pisco

3. Plantas Envasadoras de GLP:

a. Victoria Juan Gas S.A.C. – Sicuani, Canchis

b. Lima Gas S.A. – Wanchaq, Cusco

c. Llama Gas S.A. – San Jerónimo, Cusco

4. EESS con gasocentros de GLP: 3 registros

5. Distribuidor de GLP a Granel y en Cilindros: 146 registros

6. Locales de Venta: 283 registros

Las principales marcas de GLP envasado en cilindros, que se comercializan en el área de influencia del proyecto son las siguientes: Solgas Repsol, Lima Gas, Llama Gas, Inti Gas, VJ Gas y Zeta Gas.

BPD de GLP 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Región Cusco 336 376 403 467 556 661 787

Demanda histórica de GLP en la Región Cusco:

Distribución actual de la demanda por provincias en la Región Cusco:

Fuente: OSINERGMIN

Precios de GLP envasado (10 kg) en la Región Cusco:

Provincias Región Cusco* S/. x Balón de 10 kg

Cusco 36.3Acomayo 36.0Calca 39.0Canchis 36.5

Chumbivilcas 38.0Espinar 38.0

Quillabamba - La Convención 40.5

Kepashiato - La Convención 60.0

* Fuente: OSINERGMIN/DGH

ACCIÓN No. 1: Construir una Planta de Fraccionamiento de Líquidos del Gas Natural y unaPlanta de Envasado y despacho a granel de GLP en el área de influencia del mercadoanalizado.

ACCIÓN No. 2: Incrementar el número de Plantas Envasadoras y Distribuidoras de GLP enlos departamentos de Cusco, Apurímac y Madre de Dios.

ACCIÓN No. 3: Mejorar la infraestructura vial y recuperar las vías existentes.

� Se selecciona como estrategia de desarrollo la Acción No. 1 ; toda vez, que permiteeliminar las causas del problema relacionadas con la distancia de los centros deproducción y envase de GLP, la utilización de otras fuentes ineficientes de energía debidoal alto costo del transporte de GLP y al inconformismo de la población del área deinfluencia de los campos de producción de gas por no beneficiarse directamente de laextracción del mismo.

Alternativas relacionadas a la ubicación de la Planta de Fra ccionamiento:

- Alternativa 1 (Localización): En Kepashiato, cerca al ducto actual que transporta loslíquidos del gas natural (LGN) entre Malvinas y Pisco.

Ducto ActualTGP

Proyecto LOOP SUR

TGP

Kepashiato

- Alternativa 2 (Localización): En Materiato, cerca al trazado del proyecto "Loop Selva" delducto que transporta (LGN) entre Malvinas y Pisco.

Ducto ActualTGP

Proyecto LOOP SUR

TGP

Materiato

- Alternativa 3 (Localización): En la ciudad de Quillabamba, con transporte del LGN desdeun punto del ducto actual de TGP.

Ducto ActualTGP

- Alternativa 4 (Localización): En la ciudad de Quillabamba, con transporte del LGN desdeun punto cercano al ducto de líquidos del “Gasoducto Andino del Sur”.

El análisis cualitativo permitió seleccionar la Alternativa 1: Localización de la Planta deFraccionamiento en Kepashiato, cerca al ducto actual que transporta los líquidos del gasnatural (LGN) entre Malvinas y Pisco.

Alternativas relacionadas al perfil de producción de la Pla nta deFraccionamiento:

- Alternativa 5 (Producción): Producción de GLP y retorno de gasolina natural al ducto de TGP.

PRODUCCION

(BPD) RENDIMIENTO

(% vol.) Gases o pérdidas 3 (*) 0.10 GLP 1513 50.43 C5

+ 1484 49.47 Carga LGN 3000 100.0

Producción y rendimientos estimados:

Alternativas relacionadas al perfil de producción de la Pla nta deFraccionamiento:

- Alternativa 6 (Producción): Producción de GLP y Diesel B5. Retorno de Nafta al ducto de TGP.

Producción y rendimientos estimados:

Producción de Diesel B5 y consumo de insumos:

PRODUCCION

(BPD) RENDIMIENTO

(% vol.) Gases o pérdidas 3 (*) 0.10 GLP 1513 50.43 Nafta 1278 42.60 Destilado 206 6.87 Carga LGN 3000 100.0

PRODUCCION

(BPD) RENDIMIENTO

(% vol.) Destilado 206 89.6 Diesel pesado 12.3 5.4 Biodiesel B100 11.5 5.0 Diesel B5 229.8 100.0

Alternativas relacionadas al perfil de producción de la Pla nta deFraccionamiento:- Alternativa 7 (Producción): Producción de GLP , Gasohol 84 y Diesel B5.

Producción y rendimientos estimados:

Producción de Gasohol 84, Diesel B5 y consumo de insumos:

PRODUCCION (BPD)

RENDIMIENTO (% vol.)

Nafta 633 25.8 Nafta craqueada 1821 74.2

Total gasolina RON 84 2454 100.0 Alcohol carburante (1) 207

Gasohol 84 2661

PRODUCCION

(BPD) RENDIMIENTO

(% vol.) Gases o pérdidas 3 (*) 0.10 GLP 1513 50.43 Nafta 1278 42.60 Destilado 206 6.87 Carga LGN 3000 100.0

PRODUCCION

(BPD) RENDIMIENTO

(% vol.) Destilado 206 89.6 Diesel pesado 12.3 5.4 Biodiesel B100 11.5 5.0 Diesel B5 229.8 100.0

El análisis cualitativo no permitió seleccionar el perfil de productos de la Planta deFraccionamiento, la selección dependerá de la evaluación económica (Análisis Cuantitativo).

ALTERNATIVA INVERSION COMPLEJIDAD PRODUCTOS DIFICULTAD EMPLEO TOTAL

No 5 1.5 1 0.9 0.3 0.3 4

No 6 1.2 0.8 1.2 0.4 0.4 4

No 7 0.9 0.6 1.5 0.5 0.5 4

En adición a las 3 alternativas planteadas (5,6 y 7), se establecieron dos sub-alternativasadicionales para las alternativas 6 y 7, en función del lugar donde se realizaría laformulación del Diesel B5 y el Gasohol 84:

� Alternativa 6.1: Formulación de Diesel B5 en Kepashiato.� Alternativa 6.2: Formulación de Diesel B5 en Cusco.� Alternativa 7.1: Formulación del Diesel B5 y Gasohol 84 en Kepashiato.� Alternativa 7.2: Formulación del Diesel B5 y Gasohol 84 en Cusco.

Demanda estimada en las provincias representativas (MBDC):

Provincia 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2031 2032TCA

2013-2020TCA

2020-2032Part %2020

0.635 0.683 0.734 1.017 1.266 1.394 1.422 1.449 6.9% 3.0%

Cusco 0.463 0.498 0.536 0.746 0.929 1.019 1.038 1.057 73.3%

La Convención 0.066 0.071 0.076 0.106 0.132 0.145 0.147 0.150 10.4%

Abancay 0.041 0.044 0.046 0.061 0.073 0.079 0.081 0.082 6.0%

Andahuaylas 0.044 0.046 0.049 0.065 0.077 0.084 0.086 0.087 6.3%

Tambopata 0.022 0.025 0.027 0.040 0.055 0.067 0.070 0.073 4.0%

Demanda estimada por región (MBDC):

2013 2015 2020 2025 2030 2032TAC

2013-2020TAC

2020-2032

0.125 0.141 0.185 0.222 0.242 0.250 5.7% 2.5%

0.848 0.982 1.366 1.702 1.867 1.937 7.1% 3.0%

0.028 0.033 0.049 0.068 0.083 0.090 8.7% 5.1%

1.001 1.156 1.601 1.992 2.192 2.277 6.9% 3.0%

REGIÓN APURÍMAC

REGIÓN CUSCOREGIÓN

MADRE DE

TOTAL

La distribución de los combustibles hacia los centros de consumo implica recorridos degrandes distancias y transito por vías accidentadas.

GLP, cisterna de 20 TM (USD/Bl)

Mollendo-Cusco 11.357

Cusco-Quillabamba 5.252

Cusco-Kepashiato 13.36

Cusco-Abancay 5.252

Cusco-Andahuaylas 7.003

Cusco-Puerto Maldonado 10.505

* Fuente: ITANSUCA

- Valorización del LGN: A precio deCanon:

El proyecto plantea que PLUSPETROL entreguelos LGN a la planta de fraccionamiento (hasta 3MBDC), valorizados a la canasta de preciosestablecida para la regalía por los LGN.

Los hidrocarburos líquidos del Lote 56 y 88 sevalorizan en base a precios internacionales, segúnuna canasta que compensa la calidad de losLíquidos de Gas Natural fiscalizados. En base aesta canasta de precios (Propano FOB MontBelvieu, Butano FOB Mont Belvieu, GasolinaNatural FOB Conway), los contratistas pagan laregalía al Estado Peruano.

- Tarifa de Transporte de TGP por Tramo :

La tarifa actual de TGP es de 4.2 US$/Bbl. Es unatarifa plana.

El proyecto plantea que TGP aplique una tarifapor tramos proporcional a la longitud del ductode Malvinas a Pisco (561 Km), esto es:

- Tarifa Malvinas-Kepashiato = 0.95 US$/BBL- Tarifa Kepashiato-Pisco = 3.25 US$/BBL

- Venta a Pluspetrol y Precio de FormulaNetback

El proyecto plantea que PLUSPETROL compre laGasolina Natural en Kepashiato a unos preciosnetback que incluyan la tarifa de transportedesde Kepashiato hasta Pisco y el costo delprocesamiento de la Gasolina Natural en suplanta de Fraccionamiento en Pisco.

Precio NetBack = Precio InternacionalNafta/Diesel Liviano – Tarifa Transporte –Margen Devolución.

- Tarifa de Transporte de TGP por Tramo :La tarifa actual de TGP es de 4.2 US$/Bbl. Es unatarifa plana.

El proyecto plantea que la Gasolina Naturalvendida a PLUSPETROL se transporte por elducto de TGP a una tarifa por tramosproporcional a la longitud del ducto de Malvinasa Pisco (561 Km), esto es:

- Tarifa Malvinas-Kepashiato = 0.95 US$/BBL- Tarifa Kepashiato-Pisco = 3.25 US$/BBL

Venta a Pluspetrol

Precio Formula Net back

Transporte por ducto

Disposición desubproductos

Precio Materia Prima:En base al supuesto referido a la valorización del LGN y al pronósticos del EIA (EnergyInformation Administration), para los líquidos que conforman la canasta de los LGN, sedeterminó el precio del LGN en Kepashaito.

US$/BARRIL 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2032Precio LGN en Kepashiato 58.83 56.48 53.29 67.69 83.34 100.11 107.15

US$/BARRIL 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2032Precio de Exportación Nafta en Kepashiato 88.19 81.00 78.94 87.02 93.85 100.13 102.96 Precio de Exportación Diesel 2 en Kepashiato 116.04 109.36 109.50 118.34 128.21 134.65 137.08

Precio de Subproductos:En base al supuesto referido a la venta a Pluspetrol de los subproductos de la Planta deFraccionamiento a precio netback, se determinó el precio de la Nafta y el Diesel.

La alternativa de producir solamente GLP y retornar la gasolina natural (Alternativa 5) resultóser la mejor de acuerdo con los criterios económicos establecidos, ya que es la que sepresenta como la más robusta ante diversos escenarios de sensibilidad.

AlternativaVAN – 2013

USDCriterio Conclusión

Alternativa 5 17’510,710 > 0 Viable, el proyecto agrega valor

Alternativa 6 - Mezcla en Kepashiato 2’071,090 > 0 Viable, el proyecto agrega valor

Alternativa 6 - Mezcla en Cusco 9’440,944 > 0 Viable, el proyecto agrega valor

Alternativa 7 - Mezcla en Kepashiato (496’970,427) < 0 No viable, el proyecto destruye valor

Alternativa 7 - Mezcla en Cusco (125’505,327) < 0 No viable, el proyecto destruye valor

La alternativa de producir solamente GLP y retornar la gasolina natural (Alternativa 5) resultóser la mejor de acuerdo con los criterios económicos y sociales establecidos, ya que es laque se presenta como la más robusta ante diversos escenarios de sensibilidad.

VARIABLES RESULTADOS

Inversión Estimada US$ 38’808,289

Valor Actual Neto (VAN al 12%) US$ 17’510,710

Tasa Interna de Retorno (TIR) 18.13%

Periodo de Recupero (Payout) 8 años

Mercado Cusco, Apurímac y Madre de Dios

Capacidad Nominal 3,000 BPD de LGN (1,513 BPD de GLP)

Los factores clave para llevar a cabo el proyecto y que tienen que concretarse previamenteson los siguientes:

� Adecuar la normatividad a fin que se contemple la entrega de los LNG por parte dePluspetrol a cuenta de las regalías que le corresponden a cada región y queposteriormente se le reconocen vía canon.

� Llegar a un acuerdo con Pluspetrol para la valorización y venta de los LGN en Kepashiato(Precio de los LGN en Malvinas + Tarifa de Transporte de Malvinas a Kepashiato)

� Llegar a un acuerdo con Pluspetrol y con TgP para la valorización y venta de la GasolinaNatural que se reinyectará al ducto de TgP.

Antes de la ejecución del Proyecto se debe garantizar el cumplimiento de las siguientespremisas:

Negociación de la materia prima:

Es necesario que los titulares de las regalías involucrados en el proyecto, secomprometan al suministro del volumen de LGN requerido por l a planta, por lo cualdeben renegociar con Pluspetrol el acuerdo vigente que cont empla la entrega de laregalía en dinero y no en especie (LGN).

Venta de la Gasolina Natural

Se requiere de la firma de un acuerdo de compraventa con Plusp etrol, que garantice lacompra de este subproducto en Kepashiato. Las condiciones d e precio estaránrelacionadas con el precio de venta en Pisco de sus component es (Nafta y DieselLiviano) y los costos de procesamiento y transporte desde Ke pashiato, tal como secalculó para el análisis económico de las alternativas.

Transporte de LGN y Gasolina Natural por

el ducto de TgP

Es necesario obtener el permiso de TgP para efectuar las inte rconexiones requeridastanto para el suministro de LGN y para el retorno de la Gasolin a Natural al ducto que vadesde Malvinas a Pisco. Adicionalmente, se debe firmar un ac uerdo de transporte en elcual se estipulen las condiciones de transporte y la tarifa d el mismo, el que deberácorresponder a un monto variable por tramo utilizado y “take or ship” como estáacordado con Pluspetrol.

� La Alternativa No. 5, que considera la ubicación de la Planta de Fraccionamiento de LGNen Kepashiato para la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP), es la que presentamejores resultados económicos (VAN = USD 17,510,710, TIR = 18.13%, Periodo deRepago = 8 años) y menor sensibilidad.

� La capacidad de la Planta de Fraccionamiento es de 3,000 BPD de LGN (para producir1,513 BPD de GLP), y la capacidad nominal de la Planta de Envasado de GLP encilindros es de 120 cilindros/hora. La suma del CAPEX de la Planta de Fraccionamiento yde la Planta de Envasado da un valor total de USD 38,808,289.

� El Proyecto, debe ser re-evaluado considerando lo siguiente:

� La disposición de Pluspetrol y TgP para suministrar los LGN y recibir la Gasolina Natural en Kepashiato.

� La ruta del posible ducto de LGN del Gasoducto Sur Peruano, cuya concesión fue otorgada el 30.06.14.

� En el supuesto que se considere la participación de PETROPERÚ en la ejecución(Construcción y operación) del Proyecto, se debe determinar si dicha participacióninfringe el principio de subsidiariedad del Estado, establecido en el artículo 60° de laConstitución Política del Perú.

Mapa del Proyecto Gasoducto Sur Peruano - trazos referenciales:

Fuente: PROINVERSIÓN

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