Reporte gas natural primer semestre

REPORTE SEMESTRAL DE MONITOREO DEL

MERCADO DE GAS NATURAL

PRIMER SEMESTRE DEL 2013

Año 2 – Nº 3 –Diciembre 2013

Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar

Lima – Perú www.osinerg.gob.pe

Oficina de Estudios Económicos Teléfono: 219-3400, Anexo 1057

http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/pages/Estudios_Eco

nomicos/77.htm

http://www.osinerg.gob.pe/

http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/pages/Estudios_Economicos/77.htm

http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/pages/Estudios_Economicos/77.htm

Reporte Semestral de Monitoreo del

Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013

Oficina de Estudios Económicos - OEE

2

Diciembre 2013

Año 2 - Nº 3 - 2013

Contenido

Resumen Ejecutivo ........................... 2

1. Mercado Mundial .......................... 3

Reservas de gas natural y proyección .... 3

Consumo de gas natural ........................ 3

Comercio internacional.......................... 4

Precios internacionales .......................... 4

2. Mercado Nacional ......................... 5

2.1. Oferta de Gas Natural ................... 5

Reservas de Gas Natural e

Hidrocarburos Líquidos .......................... 5

Reservas ................................................. 5

Producción ............................................. 6

Ratio reserva-producción ...................... 7

Inversiones ............................................. 8

2.2. Demanda de Gas Natural .............. 9

Clientes y consumo por sectores ........... 9

Gas Natural Vehicular .......................... 10

2.3. Exportaciones ..............................10

2.4. Precios .........................................10

2.5. Análisis Financiero .......................11

Pluspetrol Camisea S.A. ....................... 11

Pluspetrol Lote 56 S.A. ......................... 11

TGP ....................................................... 12

Gas Natural de Lima y Callao ............... 12

Resumen de variables ..................... 13

Notas .............................................. 14

Abreviaturas utilizadas .................... 16

Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013

Resumen Ejecutivo En este tercer Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de

Gas Natural (RSMMGN) se presentan las estadísticas relevantes

del mercado del gas natural para el primer semestre del 2013.

Asimismo, se presentan y analizan las principales variables que

describen la evolución del mercado de gas natural.

Se muestra la evolución histórica de la industria del gas natural

considerando la información disponible desde el año 2005. El

RSMMGN consta de dos secciones. En la primera sección se

presentan estadísticas del mercado mundial como reservas,

producción, consumo, precios y comercio. En la segunda sección

se presentan estadísticas asociadas al mercado nacional,

describiendo variables de oferta como reservas, producción,

inversión, y variables de demanda como clientes y consumo por

sectores. Además, se muestran estadísticas sobre precios,

exportaciones y un análisis financiero de las principales empresas

que participan en los segmentos de producción, transporte y

distribución.

En términos generales, el 2005 fue el inicio de la mayor

concentración de la producción de gas natural en la Selva Sur

dejando en segundo lugar a la Selva Central, el cual se mantiene

en la actualidad con 97% y 1%, respectivamente. En el segundo

trimestre del 2013 la producción de gas natural aumentó en 0.7%

respecto al segundo trimestre del 2012, y la producción de

líquidos de gas natural aumentó en 56% respecto al mismo

período del año anterior. En junio del 2013, el número de

demandantes de gas natural se incrementó en 51% respecto a

junio del 2012. En este mismo período, el segmento de clientes

residenciales agrupó la mayor cantidad de demandantes

creciendo en 51%. Así mimo, los principales consumidores de gas

natural siguen siendo los generadores eléctricos, quienes

consumieron 311 MMPCD en junio del 2013.




3

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

20

00

20

01

20

02

20

03

20

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20

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20

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20

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20

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20

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20

10

20

11

20

12

TCF

Reservas de Gas Natural (TCF) 2000 - 2012

Asia Pacífico África

Medio Oriente Europa y Eurasia

América del centro y del sur América del Norte

0

20

40

60

80

100

120

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

TCF

Producción de Gas Natural (TCF) 2000 - 2012




0

20

40

60

80

100

120

140

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

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20

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20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

TCF

Consumo de Gas Natural (TCF) 2000 - 2012




Fuente: BP

Fuente: BP

Fuente: BP

1. Mercado Mundial Reservas y producción Las reservas mundiales de gas natural se incrementaron de 5,447

TCF en el año 2000 a 6,614 TCF en el año 2012, creciendo a una

tasa promedio anual de 1.7%. Históricamente, la región con

mayor cantidad de reservas es el Medio Oriente, básicamente por

las reservas de Irán y Arabia Saudita. La segunda región es Europa

y Eurasia, [1] primordialmente por las reservas de Rusia, y en los

últimos cinco años, por las reservas de Turkmenistán. En el 2012,

las reservas del Medio Oriente y de Europa y Eurasia

representaron el 43.2% y el 31.4% del total, respectivamente.

Por su parte, la producción de gas natural se incrementó de 85.2

TCF en el año 2000 a 118.8 TCF en el año 2012, creciendo a una

tasa promedio anual de 2.8%. La región con la mayor producción

para el período 2000-2012 es Europa y Eurasia, básicamente por

Rusia, Noruega y Países Bajos. La segunda región es América del

Norte, básicamente por Estados Unidos. En el 2012, la producción

de Europa y Eurasia, y América del Norte representó el 30.8% y

26.6%, respectivamente. Asimismo, a pesar de que históricamente

Medio Oriente es la región con mayor reservas no ha sido uno de

los principales productores, sin embargo en los últimos años

destaca el incremento de su producción básicamente por Irán,

Qatar y Arabia Saudita.

Consumo El consumo de gas natural se incrementó de 85.1 TCF en el año

2000 a 116.7 TCF en el año 2012, creciendo a una tasa promedio

anual de 2.7%. La región que consumió la mayor cantidad en el

período 2000–2012 fue Europa y Eurasia. En esta región, los

países que consumieron más en el año 2012 fueron Rusia (38.4%),

Reino Unido (7.2%) y Alemania (6.9%). La segunda región fue

América del Norte, siendo Estados Unidos el principal consumidor

(80%). En el mismo período, destaca el incremento del consumo

de Medio Oriente básicamente por Irán y Arabia Saudita.

Si se compara la producción y el consumo en el año 2012, se

aprecia un ligero incremento en los inventarios (2.1 TCF), aunque

mínimo, dada la limitada capacidad de almacenamiento del gas

natural.




4

Total 2012 = 11.58 TCF Fuente: BP Total 2011 = 11.65 TCF




Comercio Internacional El comercio internacional de gas natural se caracteriza por la

existencia de tres mercados regionales (América del Norte, Europa

y Asia), y se transa en forma de gas natural licuado (LNG, por sus

siglas en inglés) o a través de gasoductos físicos. Es importante

resaltar el incremento de la participación del LNG en el comercio

mundial. En el año 2004, el comercio a través de gasoductos fue

de 16.1 TCF, y de LNG fue de 6 TCF representando el 27% del total

comercializado en ese año (22.1 TCF). Por otro lado, en el año

2012, el comercio a través de gasoductos fue de 24.9 TCF, y de

LNG fue de 11.6 TCF representando el 31.7% del total

comercializado en ese año (36.5 TCF).

Gas Natural Licuado (LNG) El principal importador de LNG en el 2012 fue Japón, seguido por

Corea del Sur, representando el 36% y 15% de las importaciones

totales en dicho año, respectivamente. Por otro lado, el principal

exportador de LNG en el mismo periodo fue Qatar, seguido por

Indonesia, representando el 32% y 8% de las exportaciones totales

en dicho año, respectivamente.

Gasoductos Estados Unidos es el principal importador de gas natural mediante

gasoductos, representando el 13% (3.1 TCF) y 12% (3 TCF) del

total importado en los años 2011 y 2012, respectivamente. En

Europa, Alemania es el principal importador de gas natural,

representando el 12% (3.1 TCF) del total importado a nivel

mundial en los años 2011 y 2012.

Por otro lado, Rusia es el principal exportador de gas natural a

través de ductos, exportando aproximadamente la tercera parte

del total mundial. El volumen exportado por Rusia fue de 7.3 TCF

(30%) y 6.6 TCF (26%) en los años 2011 y 2012, respectivamente.

Otros importantes exportadores son Noruega y Canadá, los cuales

representaron el 15.1% (3.8 TCF) y 11.9% (3 TCF) del total

exportado en el año 2012, respectivamente.

32%

15% 8% 7%

5%

32% 36%

15% 4% 7%

6%

32%

Importaciones de LNG (%)

Japón

Corea del Sur

Reino Unido

España

China

Otros

2012 2011

30%

9% 6% 5%

4%

45%

32%

8%

6% 5% 5%

45%

Exportaciones de LNG (%)

Qatar

Indonesia

Trinidad & Tobago

Algeria

Rusia

Otros

2012 2011

13%

12%

9%

6% 5%

56%

12%

12%

8%

4% 5%

58%

Importaciones por gasodutos (%)

Estados Unidos

Alemania

Italia

Ucrania

Turquía

Otros

2012 2011

30%

14% 13% 7%

5%

32%

26%

15.1%

11.9% 8% 5%

34%

Exportaciones por gasodutos (%)

Rusia

Noruega

Canadá

Países Bajos

Argelia

Otros

2012 2011




5

0

5

10

15

20

25

30

jun

-20

00

jun

-20

01

jun

-20

02

jun

-20

03

jun

-20

04

jun

-20

05

jun

-20

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jun

-20

07

jun

-20

08

jun

-20

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jun

-20

10

jun

-20

11

jun

-20

12

jun

-20

13

US$

/MM

BTU

Precio del Henry Hub, WTI y Brent (US$/MMBTU), Enero 2000 - Junio 2013

Henry HubWTIBrent

0

10

20

30

40

50

20

05

20

06

20

07

20

08

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09

20

10

20

11

20

12

TCF

Reservas de Gas Natural (TCF) 2005 - 2012

Reservas Probadas

Reservas Probables

Reservas Posibles

31%

32%

37%

53%

29%

18%

55%

27%

18%

0% 50% 100%

Probadas

Probables

Posibles

Reservas de Hidrocarburos 2012

Gas Natural (TCF)

Líquidos de GasNatural (MMBLS)

Petróleo (MMBLS)

Fuente: EIA

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Precios internacionales Los precios internacionales del petróleo y el gas natural han

evolucionado de manera similar hasta mediados del 2009, año a

partir del cual los precios de ambos bienes aparentemente se

empezaron a desacoplar. Una explicación de esta situación es el

hallazgo de reservas de shale gas (gas de esquisto), lo que llevó

los precios del gas natural a la baja.[2] Sin embargo, desde junio del

2012 hasta junio del 2013, el precio del Henry Hub se incrementó

ligeramente debido al mayor uso de calefacción en Estados

Unidos, reducción en los inventarios[3] y los altos precios de la

gasolina.[4] Así, en junio del 2013 el precio del Henry Hub fue de

3.83 US$/MMBTU, mostrando un aumento del 56% respecto a

junio del 2012. Asimismo, el precio del petróleo (WTI) fue

equivalente a 17.1 US$/MMBTU en la misma fecha. Según,

Ramberg y Parsons (2012), [5] pueden pasar varios años en los que

ambos precios (WTI y Henry Hub) no tengan la relación usual, a la

que volverían posteriormente dado su carácter de bienes

sustitutos.

2. Mercado Nacional

2.1. Oferta de Gas Natural

Reservas de Gas Natural e Hidrocarburos Líquidos

En el 2012, las reservas posibles de petróleo representaron el

37%, superior a su reserva probable (32%) y probada (31%). Así

mimo, las reservas probadas del gas natural fue 55%, superior a su

reserva probable (27%) y posible (18%).

Reservas de Gas natural

Las reservas probadas de gas natural en el 2012 fueron de 15.4

TCF, las cuales se incrementaron en 21% respecto al año anterior.

Ello se dio a pesar de la disminución de reservas probadas en la

zona del zócalo, gracias a que las reservas probadas de la selva

central, la selva sur y la costa norte se incrementaron en 54%, 23%

y 7%, respectivamente. Esto se debió principalmente al

incremento de las reservas probadas como resultado de nuevas

perforaciones y estudios petrofísicos en los lotes 88 y 56 que

conforman el yacimiento de Camisea de Pluspetrol.[6]




6

3.0

1.0

0.5

0.6

1.8

0.6

10.3

1.6

2.3

1.5

3.3

1.9

0.0 5.0 10.0 15.0

Probadas

Probables

Posibles

Reservas de Gas Natural por Lote (TCF) 2012

Otros 88 Selva sur Pluspetrol

57 Selva sur Repsol 56 Selva sur Pluspetrol

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MM

BLS

Reservas de Líquidos de Gas Natural (MMBLS)

2005 - 2012

Reservas Probadas

Reservas Probables

Reservas Posibles

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

II T

RIM

20

05

IV T

RIM

20

05

II T

RIM

20

06

IV T

RIM

20

06

II T

RIM

20

07

IV T

RIM

20

07

II T

RIM

20

08

IV T

RIM

20

08

II T

RIM

20

09

IV T

RIM

20

09

II T

RIM

20

10

IV T

RIM

20

10

II T

RIM

20

11

IV T

RIM

20

11

II T

RIM

20

12

IV T

RIM

20

12

II T

RIM

20

13

MM

PC

D

Producción Fiscalizada de Gas Natural (MMPCD), I TRIM 2005 - II TRIM 2013

Zócalo Norte

Selva Sur

Selva Central

Costa Norte

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Por otro lado, las reservas probables fueron de 7.7 TCF en el 2012,

las cuales disminuyeron en 13% respecto al año anterior. Esto se

debió principalmente a la revaluación de las ubicaciones a

perforar en los campos de cada lote; algunas ubicaciones se

reclasificaron como probadas y otras como recursos.

Finalmente, las reservas posibles fueron de 5.1 TCF en el 2012, las

cuales disminuyeron en 32% respecto al año anterior. Según el

MEM, esta disminución se debió principalmente a la revaluación

de las ubicaciones a perforar en los campos de cada lote; algunas

ubicaciones se reclasificaron como probables y otras como

recursos.

Analizando las reservas por lote, se observa que el lote 88 posee

la mayor cantidad de reservas probadas (10.3 TCF), seguido por el

lote 56 (3 TCF). En el caso de las reservas probables, el lote 57 es

el que tiene la mayor participación (1.8 TCF). Finalmente, el lote

88 tiene también la mayor cantidad de reservas posibles (2.3 TCF),

seguido por el lote 57 (0.6 TCF). Durante el 2012, Pluspetrol

realizó la perforación de 4 pozos, encontrándose nuevos

reservorios e incrementando las reservas probadas.[7]

Reservas de Líquidos de Gas Natural

Por su parte, las reservas probadas de líquidos de gas natural

(LGN) en el 2012 fueron de 790 MMBLS, las cuales aumentaron en

26% respecto al año anterior. Por otro lado, las reservas probables

fueron de 431 MMBLS en el mismo periodo, las cuales se

redujeron en 15% respecto al año anterior. Finalmente, las

reservas posibles fueron de 234 MMBLS, siendo menores en 36%

respecto al año anterior.

Producción de gas natural

La producción de gas natural se realiza principalmente en tres

zonas, la costa norte (cuenca de Talara/Sechura), la cuenca de

Ucayali y la cuenca de Camisea en Cusco. El 2005, fue el inicio de

la mayor concentración de la producción en la Selva Sur (53%)

dejando en segundo lugar a la Selva Central (29%), el cual se

mantiene hasta la actualidad con 97% y 1% respectivamente, al

segundo trimestre del 2013.

La producción de gas natural en el segundo trimestre del 2013 fue

de 1,190 MMPCD, incrementándose en 0.7% respecto al segundo

trimestre del 2012.




7

43% 54%

3%

Participación por empresa en la producción de Gas Natural (%), II TRIM 2013

PluspetrolCorporation - 88

PluspetrolCorporation - 56

Otros

0

20

40

60

80

100

120

II 2

00

5

IV 2

005

II 2

00

6

IV 2

006

II 2

00

7

IV 2

007

II 2

00

8

IV 2

008

II 2

00

9

IV 2

009

II 2

01

0

IV 2

010

II 2

01

1

IV 2

011

II 2

01

2

IV 2

012

II 2

01

3

MB

PD

Producción Fiscalizada de Líquidos de gas natural (MBPD), II TRIM 2005 - II TRIM 2013

Selva Central

Zócalo

Selva sur

0

20

40

60

80

100

120

jun

-05

dic

-05

jun

-06

dic

-06

jun

-07

dic

-07

jun

-08

dic

-08

jun

-09

dic

-09

jun

-10

dic

-10

jun

-11

dic

-11

jun

-12

dic

-12

jun

-13

MB

PD

Producción en plantas procesadoras de LGN (MBPD), Junio 2005 - Junio 2013

Otros

GLP

050

100150200250300350400450

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Añ

os

de

pro

du

cció

n

Ratio Reserva/Producción de Gas Natural por área

TotalCosta NorteZócaloSelva CentralSelva Sur

Total: 1,191 MMPCD Fuente: MEM

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Analizando la producción por empresa, se observa que la

producción de Pluspetrol Corporation fue el 97% del total

producido (54% en el lote 56 y 43% en el lote 88). El 3% restante

fue producido por otras empresas como Aguaytia, Petrobras,

Petrotech, entre otras.

Resaltar que el total producido por Camisea (lotes 88 y 56) a cargo

de Pluspetrol del 2005 a junio del 2013 ha alcanzado los 1.6 TCF.

Asimismo, en el II trimestre del 2013 la producción del lote 56

(54%) es superior a la producción del lote 88 (43%), a pesar que el

lote 88 posee mayor cantidad de reservas probadas (10.3 TCF)

que el lote 56 (3 TCF).

Producción de líquidos de gas natural

La producción de líquidos de gas natural se da principalmente en

el área de la selva sur (lote 88 y lote 56). La producción en el

segundo semestre del 2013 fue de 108.7 MBPD, la cual aumentó

en 56% respecto al mismo período del año anterior. El total de

derivados de líquidos de gas natural producidos en junio del 2013

fue de 107.6 MBPD, representando un incremento del 30%

respecto a similar período del año anterior.

Del total de derivados producidos en junio del 2013, el 50% fue de

GLP, el 40% nafta y el 10% restante de otros derivados; la

producción de GLP en la fecha mencionada fue de 54 MBPD,

representando un incremento de 30% respecto al año anterior.

Según Apoyo y Asociados, [8] la nafta es exportada en su totalidad,

mientras que el GLP y los destilados medios (Diesel 2) se destinan

principalmente al mercado interno. Según el MEM, en junio del

2013 el total de nafta exportada fue de 219.23 MBLS.

Ratio reserva - producción

El ratio reserva – producción indica la cantidad de años que se

podría producir gas natural considerando el volumen de reserva

actual. Es decir, asumiendo que la demanda no cambia a futuro,

este ratio es un indicador del nivel de inventarios y, por lo tanto,

de la capacidad de abastecer internamente la demanda. Para el

caso peruano, el ratio ha disminuido en el periodo 2005 – 2012,

siendo de 37 años al final de dicho periodo, tendiendo a

estabilizarse dada la mayor madurez del mercado. A nivel de área

se observa que el ratio para la selva sur, principal zona de

producción, siguió una tendencia decreciente hasta el 2011,




8

0

200

400

600

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MM

US$

Años

Inversiones en gas natural (MMUS$) 2005 - 2012

Explotación L56

Explotación L88

Fuente: MEM

Inversiones esperadas en el Sector Gas Natural (MMUS$)

* No se considera el proyecto de Kuntur, debido a que no se han iniciado las obras.

Fuente: GFGN - OSINERGMIN

presentando una ligera recuperación en el 2012, estabilizando

alrededor de este valor. La tendencia decreciente se debe a que la

producción en esta zona ha aumentado a una tasa anual

promedio de 51%.

Inversiones

De acuerdo a información del MEM, destacan las inversiones en

explotación en los lotes 88 y 56, aunque presentan un

comportamiento muy volátil en el periodo 2005-2012,

presentándose dos picos en los años 2008 y 2011, años en que la

inversión fue de 456 y 479 millones de dólares, mientras que el

año con menos inversiones fue el 2009 llegando a ser de 262

millones de dólares. Al cierre del año 2012, las inversiones en

estos lotes alcanzaron los 421 millones de dólares.

La inversión en explotación en el lote 88 se incrementó en los

últimos años, pasando de 6.6 millones de dólares en el año 2006 a

272 millones de dólares en el año 2011, destinada principalmente

a ampliación de pozos y reinyección. No obstante, en el año 2012

disminuyó a 129 millones de dólares. Por otro lado, la inversión en

explotación en el lote 56 fue volátil en el periodo 2005-2011.

Entre el año 2005 y el año 2007 aumentó de 79.4 a 382.7 millones

de dólares, posteriormente disminuyó hasta 10.1 en el año 2009,

para después aumentar a 292.1 millones de dólares en el año

2012. Este comportamiento responde a los ciclos de la inversión y

las nuevas necesidades de la demanda.

Según la GFGN y PROINVERSIÓN, [9] las inversiones planeadas en el

sector para el periodo 2013 – 2014, ascenderían a un total de

2,806 millones de dólares, previéndose la adjudicación para el

primer trimestre de 2014 del principal proyecto denominado

Mejoras a la seguridad Energética del País y Desarrollo del

Gasoducto Sur Peruano. El área de influencia del proyecto

comprenderá las regiones de Apurímac, Puno, Arequipa, Cusco,

Moquegua y Tacna. Desde dicho gasoducto se construirán ductos

y/o proyectos de infraestructura y logística para el suministro de

gas natural hacia las regiones previamente mencionadas,

conforme a lo establecido en la Ley 29970.

Periodo 2013 – 2014 *

GNLC: Ampliación de la capacidad de distribución de gas natural, de 225 a 420 MMPCD y expansión de redes.

75

Mejoras a la seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano

2,431

Sistema de Distribución Ica CONTUGAS (50,000 conexiones).

300

Periodo 2015 - 2016

Nitratos del Perú S.A.: Construcción del Complejo Petroquímico para la producción de Amoniaco y Nitrato de Amonio.

1,000

CF Industries Inc.: Construcción y operación de un complejo petroquímico ubicado en el distrito de San Juan de Marcona-Ica.

2,000

Braskem: Construcción de un Complejo Petroquímico de Polietilenos y Fertilizantes en los Puertos de Ilo.

3,000

Gasoducto Andino del Sur: 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.

13,000

Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao: Concesión de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lima.

260

Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional: Transporte de GN desde la Planta de licuefacción Melchorita.

205

Sistema de Abastecimiento LGN para el Mercado Nacional: Sistema de abastecimiento para una reserva de LGN producido en planta de licuefacción de gas Pampa Melchorita.

250

PETROPERU y REPSOL: Gasoducto virtuales al sur del Perú.

100

Masificación del Uso de Gas Natural utilizando GNC (1ra etapa): Adjudicación de construcción y operación del proyecto para suministrar GN a ciudades como Abancay, Andahuaylas, Huanta, entre otras.

17.5

Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gaseoducto Sur Peruano: Concesión de obras de infraestructura que permita afianzar el Sistema de Seguridad Energética existente y descentralizar la generación eléctrica del país

17.5




9

0

50,000

100,000

150,000

0

500

1,000

1,500

2,000

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11

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no

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1

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-12

no

v-1

2

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13

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may

-13

Evolución del número de clientes por categoría tarifaria

Enero 2011 - Junio 2013

B - Comercial B - Industrial C

D GNV E

GE A

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

ene-

11

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13

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-13

MM

PC

D

Volumen de Gas Natural distribuido por categoria tarifaria (MMPCD)

Enero 2011 - Junio 2013 GeneraciónEléctrica

E

GNV

D

C

B - Industrial

B - Comercial

185

190

195

200

205210

215

220

225

230

0

20

40

60

80100

120

140

160

180

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1

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12

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2

ene-

13

mar

-13

may

-13

Talleres de conversión

Vehículos convertidos

Vehículos convertidos y talleres de conversión

Enero 2011 - Junio 2013 VehículosconvertidosTalleres deconversión

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Fuente: CPGNV

2.2. Demanda de Gas Natural en el Perú

Clientes y consumo por sectores

El número de demandantes de gas natural fue de 124,731 en

junio del 2013, representando un incremento de 51% respecto a

junio del año anterior.

El segmento de clientes residenciales [11] agrupa la mayor cantidad

de demandantes, habiendo sido estos 123,161 en junio del 2013.

Este grupo creció en 51% respecto a junio del año anterior

(81,448). En junio del 2013, los usuarios del segmento comercial,

industrial y GNV fueron de 917, 118 y 199, respectivamente.

El volumen consumido de gas natural fue de 462 MMPCD en junio

del 2013, representando una disminución de 7% respecto a junio

del año anterior. En el mismo período, el consumo del segmento

residencial fue de 2.3 MMPCD, lo que significa un incremento de

39%. El crecimiento en el sector residencial está asociado a la

expansión de las redes de distribución en Lima y Callao, las cuales

aumentaron de 1,741 Km en diciembre del 2011 a 2,720 Km en

junio del 2013.[12] A esta misma fecha, el número de instalaciones

internas, habilitadas por el concesionario de gas natural en Lima y

Callao, se ha incrementado en un 60%, de 55,528 usuarios

registrados en el 2011 a 112,365 usuarios a junio de 2013; de los

cuales 454 son usuarios con instalaciones industriales y 111,911

son usuarios con instalaciones residenciales y comerciales.

Los principales consumidores de gas natural han sido

históricamente los generadores eléctricos, quienes consumieron

311 MMPCD en junio del 2013. Así, la producción de electricidad

de los generadores eléctricos en base a gas natural representó el

36% del total de la electricidad producida en junio del 2013

(12,929 GWh). Cabe resaltar que en los meses de junio y julio

aumenta la producción de electricidad con gas natural y

disminuye la generación hidráulica debido a la época de estiaje.

Importante mencionar que en el primer semestre del 2013 se

puso en marcha la central Tablazo de la empresa SDE Piura con

una potencia efectiva de 30 MW, la cual es una central

termoeléctrica ciclo abierto cuyo combustible es el gas natural.




10

0

50

100

150

200

250

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11

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2

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mar

-13

may

-13

Nº

Esta

cio

ne

s d

e s

erv

icio

Estaciones de servicio en operación Enero 2011 - Junio 2013

600

650

700

750

800

850

ene-

10

may

-10

sep

-10

ene-

11

may

-11

sep

-11

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may

-12

sep

-12

ene-

13

may

-13V

eh

ícu

los

po

r ga

soce

ntr

o

Ratio Vehículos converidos/gasocentro Enero 2010 - Junio 2013

0

100

200

300

400

500

600

700

800

jun-10 ene-11 ago-11 mar-12 oct-12 may-13

MM

PC

D

Exportaciones promedio de gas natural (MMPCD)

Fuente: CPGNV

Fuente: CPGNV

Fuente: PERUPETRO

Gas natural vehicular (GNV)

Luego de los generadores eléctricos, los consumidores de GNV

son el segundo grupo de mayor importancia de consumo de gas

natural en el Perú. Los usuarios de GNV consumieron 53 MMPCD

en junio del 2013, representando el 12% del total consumido.

El número de vehículos convertidos a junio del 2013 fue de

161,088. Ello representó un incremento de 16% respecto a junio

del 2013. El aumento las conversiones a GNV también se

relacionan con el incremento de los talleres de conversión, que

aumentaron de 4 a 202 en el periodo enero 2006 – junio 2013. Sin

embargo, si se analiza la variación porcentual de los talleres de

conversión en los últimos años, se encuentra una disminución al

pasar de menos 3% en el período junio 2011 – junio 2012 a menos

6% en el período junio 2012 – junio 2013. Por otro lado, el

número de gasocentros (estaciones de servicio) en operación en

junio del 2013 fue 216, representando un incremento de 14%

respecto al mismo mes del año anterior.

El ratio vehículos convertidos por gasocentro [13] en el período

enero 2010-junio 2013 llegó a un mínimo de 711 en julio de 2011,

a partir del cual tuvo una leve tendencia creciente hasta junio de

2013 llegando a 746. Sin embargo, en todo este período el ratio

disminuyó en 0.3% pasando de 833 en enero de 2010 a 746 en

junio de 2013, debido al mayor crecimiento de los gasocentros

(1.9%) respecto de los vehículos convertidos (1.7%).

2.3. Exportaciones

En promedio, en el primer semestre del 2013 se exportó 591

MMPCD, donde México fue el principal destino con 224 MMPCD,

seguido por España y Japón con 161 y 123 MMPCD,

respectivamente. Así mismo, en junio de 2013 las exportaciones

de LNG fueron de 589 MMPCD, mayores en 32% respecto a junio

del 2012.

2.4. Precios

A junio del 2013, el precio de venta para el segmento residencial,

industrial, comercial, generación eléctrica y vehicular fue de 0.35,

0.21, 0.25, 0.12 y 0.18 US$/m3, respectivamente. Los usuarios

residenciales pagan un mayor precio porque usan más

infraestructura (red de polietileno) y porque tienen un menor

nivel de consumo, a diferencia de los otros usuarios.




11

0.00 0.20 0.40

Residencial

Industrial

Comercial

GE

GNV

US$/m3

Usu

ario

Estructura del Precio del Gas Natural (US$/m3), junio 2013*

Boca de pozo Transporte Distribución

14%

27%

21%

38%

Exportaciones de LNG por destino, I SEM 2013

Corea del Sur

España

Japón

México

Promedio I Semestre 2013: 591MMPCD Fuente: PERUPETRO

*Sin incluir IGV

Fuente: CALIDDA

Principales Ratios Financieros

Fuente: SMV

Por otro lado, en este semestre las empresas generadoras de

electricidad han tenido una tarifa en boca de pozo (0.07 US$/m3)

menor a la de los otros usuarios, que es de (0.11 US$/m3).

Según el último pliego tarifario de Calidda, los precios máximos

para otros usuarios y para los generadores eléctricos son 3.18 y

1.83 US$/MMBTU, respectivamente. [14]

2.5. Análisis Financiero

En esta sección se realiza un breve análisis financiero de las

principales empresas del sector. Como indicador de liquidez se

utiliza la razón corriente,[15] como indicador de solvencia se ha

tomado el ratio de endeudamiento patrimonial[16] y como

indicadores de rentabilidad se han utilizado los ratios ROE (Return

On Equity)[17] y ROA (Return On Assets).[18]

Pluspetrol Camisea S.A: La razón corriente aumentó de 0.89 en el

primer semestre del 2012 a 1.03 en el primer semestre del 2013.

Según Apoyo y Asociados,[19] en el 2012 la compañía tomó la

decisión de autofinanciar parte de sus inversiones y recibir

préstamos de corto plazo de Pluspetrol, siendo cancelados

durante el 2013 con captación de deuda de largo plazo. El ratio de

endeudamiento patrimonial bajó de 1.23 en el primer semestre

del 2012 a 0.87 en el primer semestre del 2013; debido a la

política de restructuración de pasivos a través de la emisión de

bonos corporativos.

Por otro lado, el ROE aumentó de 25% en el primer semestre del

2012 a 36% en el primer semestre del 2013. Esto se debió al

aumento de la utilidad neta como consecuencias del mayor

volumen vendido de nafta, diesel y propano, así como al

incremento del precio internacional del gas. Finalmente, el ROA

aumentó de 11% en el primer semestre del 2012 a 19% en el

segundo semestre del 2013 fundamentado en el aumento de la

utilidad neta explicada anteriormente, y a la disminución de la

cuenta efectivo y equivalentes de efectivo.[20]

Pluspetrol Lote 56 S.A: El indicador de liquidez de esta empresa

disminuyó de 1.95 en el primer semestre del 2012 a 1.12 en el

primer semestre del 2013; esto se debe principalmente a la

disminución del activo corriente.

Ratio Pluspetrol Camisea S.A.

I SEM 2012 I SEM 2013

Razón Corriente

0.89 1.03

Endeudamiento patrimonial

1.23 0.87

ROE 25% 36%

ROA 11% 19%




12


Ratio Pluspetrol Lote 56 S.A.

I SEM 2012 I SEM 2013

Razón Corriente

1.95 1.12


1.38 1.23

ROE 55% 58%

ROA 23% 26% Fuente: SMV


Ratio TGP

I SEM 2012 I SEM 2013

Razón Corriente

2.19 4.93


2.67 2.15

ROE 12% 9%



Ratio GNLC

I SEM 2012 I SEM 2013

Razón Corriente

1.35 4.77


1.66 1.72

ROE 9% 2%


Al analizar el indicador de solvencia, se observa que este

disminuyó de 1.38 en el primer semestre del 2012 a 1.23 en el

primer semestre del 2013. Según Apoyo y Asociados,[21] la

empresa empezó en el 2012 un programa de amortización de

emisiones de deuda de los bonos corporativos. Por otro lado, el

ROE aumentó de 55% en el primer semestre del 2012 a 58% en el

primer semestre del 2013. Esto se genera porque el patrimonio se

incrementó en 4% y la utilidad neta aumentó en 10% el periodo

en mención debido a los menores costos de venta. Finalmente, el

ROA aumentó de 23% en el primer semestre del 2012 a 26% en el

primer semestre del 2013.

TGP: El indicador de liquidez de esta empresa es el mayor dentro

del grupo analizado, aumentando de 2.19 en el primer semestre

del 2013 a 4.93 en el segundo semestre del 2013. Según Apoyo y

Asociados,[22] la empresa mantiene un alto porcentaje de la deuda

senior a largo plazo y un saldo importante en caja. El

endeudamiento patrimonial se redujo de 2.67 en el primer

semestre del 2012 a 2.15 en el primer semestre del 2013 debido a

que el contrato Ship or Pay de transporte de NGL pasó de 85 a 110

MBPD. Finalmente, el ROE para el primer semestre del 2013 (12%)

sufrió una disminución de 3% respecto al primer semestre del año

anterior producto del incremento del patrimonio y la disminución

de la utilidad neta. El ROA (3%) se mantuvo estable entre el

primer semestre del 2012 y el primer semestre del 2013.

GNLC: La razón corriente de esta empresa aumentó de 1.35 en el

primer semestre del 2011 a 4.77 en el primer semestre del 2013,

debido principalmente al programa de expansión y gasto de

inversión de la compañía, según Standard & Poor’s.[23] El ratio de

endeudamiento patrimonial aumentó de 1.66 en el primer

semestre del 2012 a 1.72 en el primer semestre del 2013 por un

menor incremento proporcional del patrimonio (50%) que el del

pasivo (55%). El ROE en el primer semestre del 2013 se ubicó en

2% al sufrir una disminución de 7% respecto al primer semestre

del 2012 debido al incremento del patrimonio neto. Finalmente, el

ROA disminuyó de 3% en el primer semestre del 2012 a 1% en el

primer semestre del 2013 por una disminución de la utilidad neta

explicada por un mayor gasto en préstamos de deuda senior y

bono, así como el gasto en intereses de bonos.[24]

Resumen de las principales variables del sector de gas natural en el Perú

Detalles Unidades 2004 2011 2012 I SEM 2013

Variables

Agentes del Sector

Exploradores Cantidad 11 38 49 49

Explotadores Cantidad 7 8 8 8

Transportadores Cantidad 1 1 1 1

Distribuidores Cantidad 1 1 1 1

Estaciones de Servicio de GNV Cantidad 0 167 204 216

Estaciones de carga de GNC Cantidad n.a. 14 16 19

Cobertura

Cobertura % 0.0 0.9 1.4 1.7

Clientes Residenciales Cantidad 0 51,977 102,375 123,161

Clientes Comerciales Cantidad 0 593 698 917

Clientes Industriales Cantidad 11 409 428 444

Generadores Eléctricos Cantidad 1 10 9 10

Demanda Nacional MMPCD 85 445 417 462

Demanda Total MMPCD 85 1,186 1,055 1,190

Vehículos Convertidos Cantidad 0 122,221 151,781 161,088

Talleres de Conversión Cantidad 0 212 203 206

Mercado Nacional de Gas

Natural

Generación Eléctrica (Categoría GE) % 67.6 68.0 60.0 64.0

Industria (Categorías B-Industrial, C, D y E) % 32.4 20.0 25.0 23.0

GNV % 0.0 11.0 14.0 12.3

Residenciales y Comerciales (Categoría A y B-Comercial)

% 0.0 1.0 1.0 0.7

Mercado de

Líquidos de Gas Natural-Camisea

Producción de Líquidos de Gas Natural (LGN)

MBPD 23 84 85 108

Facturación (*)

Producción mill. US$ 149 1,104 899 540

Transporte mill. US$ 180 406 464 251

Distribución mill. US$ 24 303 274 199

Rentabilidad

Producción (Pluspetrol Camisea)

ROA % 25.0 30.6 26.5 19.3

ROE % 54.8 73.6 64.5 36.0

Transporte

ROA % 10.3 4.5 4.9 3.0

ROE % 44.0 18.2 16.6 9.4

Distribución

ROA % 2.6 6.7 5.4 0.6

ROE % 9.9 18.3 13.1 1.5

Participación privada

Producción % 100 100 100 100

Transporte % 100 100 100 100

Distribución % 100 100 100 100

(*) Para los años 2004, 2010 y 2011 considera a Olympic Peru Inc., Sapet Development Peru Inc, Graña y Montero Petrolera S.A., Petrobras Energía Perú S.A., Petro tech Peruana S.A., Aguaytía Energy del Perú S.A., Pluspetrol Perú Corporation S.A. – Lote 88 y Pluspetrol Perú Corporation S.A. – Lote 56. Para el primer semestre del 2013 se considera a Pluspetrol Camisea S.A. y a Pluspetrol Lote 56 S.A. Fuentes: OSINERGMIN, MEM, Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular y SMV.




14

Notas

[1] Europa y Eurasia incluye países de Europa y de la ex Unión Soviética.

[2] Para mayor detalle ver: Vásquez, A.; García, R.; Cueva, S.; Nario, T. y O. Almeida (2012). Reporte de Inteligencia Económica Sectorial – Gas Natural, Año 1 – Número 1. Oficina de Estudios Económicos, OSINERGMIN – Perú.

[3] Para mayor detalle ver: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/eeuu-se-espera-aumento-en-la-demanda-de-gas-durante-

este-invierno

[4] Para mayor detalle ver: http://www.reuters.com/article/2013/10/08/eia-outlook-natgas-idUSL1N0HY0S120131008

[5] Para mayor detalle ver: Ramberg, David y Parsons, John (2012), “The Weak Tie Between Natural Gas and Oil Prices,” The Energy Journal,

Vol. 33, Nº 2. Pág. 13 -35.

[6] Para mayor información ver: http://gestion.pe/economia/reservas-comerciales-gas-camisea-suben-mas-15-tcf-2070338

[7] Para mayor información ver: http://www.pluspetrol.net/informepluspetrol2012.pdf

[8] Para mayor detalle ver: Apoyo & Asociados (2012), Informe Sectorial – Sector Hidrocarburos. Pág. 10 -11.

[9] Para mayor detalle ver: Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (2012), Boletín de Indicadores de la Industria del Gas Natural, Junio 2013. Pág. 38 - 40. Asimismo revisar la cartera de proyectos de PROINVERSIÓN de la parte de Hidrocarburos.

[10] Para mayor información ver: http://peru21.pe/economia/gasoducto-sur-tardaria-cinco-anos-2120928

[11] Los clientes residenciales están conformados por la categoría tarifaria A, cuyo rango de consumo es entre 0 y 300 m3/mes. Por otro lado,

los clientes comerciales e industriales están dentro de la categoría tarifaria B, cuyo rango de consumo es entre 301 y 17,500 m3/mes. Además,

las categorías tarifarias C y D tienen un rango de consumo de 17,501-300,000 m3/mes y 300,001-900,000 m

3/mes, respectivamente.

[12] Para mayor detalle ver: Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (2013), Boletín de Indicadores de la Industria del Gas Natural, Junio 2013. Pág. 23.

[13] Este ratio se calcula dividiendo el número de vehículos convertidos sobre el número de estaciones de servicio en operación.

[14] Los precios máximos iniciales para los generadores eléctricos y otros usuarios eran de 1 y 1.8 US$/MMBTU, según el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88.

[15] La razón corriente mide la capacidad de la empresa para cumplir sus obligaciones a corto plazo. Se calcula dividiendo el activo corriente entre pasivo corriente.

[16] El ratio de endeudamiento patrimonial define la estructura financiera de la empresa, mide la dependencia que una empresa tiene de financiarse a través de deuda en relación al patrimonio. Se calcula dividiendo el pasivo total entre el patrimonio neto.

[17] El ROE mide la eficiencia de la empresa para generar ganancias por cada unidad del patrimonio de los accionistas. Se calcula dividiendo la utilidad neta entre el patrimonio neto.

[18] El ROA mide la eficiencia de la empresa para convertir la inversión en ganancia, mientras sea mayor es mejor, pues estaría generando más ganancia con menor inversión. Se calcula dividiendo la utilidad neta entre el activo total.

[19] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Análisis de Riesgo – Bonos Corporativos de Pluspetrol Camisea S.A. pp. 14

[20] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Análisis de Riesgo – Bonos Corporativos de Pluspetrol Camisea S.A. pág. 8 - 9

[21] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Análisis de Riesgo – Pluspetrol Lote 56 S.A. 2012. pp.10

[22] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Informe Anual – Transportadora de Gas del Perú pág. 1 - 2

[23] Para mayor detalle ver: http://calidda.com.pe/inversionistas/descargas/SP_Ratings_Calidda_esp.pdf pp.2

http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/eeuu-se-espera-aumento-en-la-demanda-de-gas-durante-este-invierno

http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/eeuu-se-espera-aumento-en-la-demanda-de-gas-durante-este-invierno

http://www.reuters.com/article/2013/10/08/eia-outlook-natgas-idUSL1N0HY0S120131008

http://gestion.pe/economia/reservas-comerciales-gas-camisea-suben-mas-15-tcf-2070338

http://www.pluspetrol.net/informepluspetrol2012.pdf

http://peru21.pe/economia/gasoducto-sur-tardaria-cinco-anos-2120928

http://calidda.com.pe/inversionistas/descargas/SP_Ratings_Calidda_esp.pdf




15

[24] Para mayor detalle ver: http://www.smv.gob.pe/ConsultasP8/temp/3hkkzbog.ds1.pdf pp. 39

http://www.smv.gob.pe/ConsultasP8/temp/3hkkzbog.ds1.pdf




16

Abreviaturas utilizadas

BP: British Petroleum EIA: U.S. Energy Information Administration MEM: Ministerio de Energía y Minas

PETROPERÚ: Petróleos del Perú S.A.

TGP: Transportadora de Gas del Perú

CPGNV: Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular

SMV: Superintendencia del Mercado de Valores

GNLC: Gas Natural de Lima y Callao

GFGN: Gerencia de Fiscalización de Gas Natural

GLP: Gas Licuado de Petróleo

MMBTU: Millones de BTU (British Thermal Unit)

MMPCD: Millones de pies cúbicos por día

MMBLS: Millones de barriles

MBPD: Miles de barriles por día

TCF: Trillion cubic feet (EE.UU.), billones de pies cúbicos (Perú)




17

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que se indique lo contrario.

Citar el reporte como: Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Primer Semestre del 2013, Año 2 – N° 3 – Diciembre 2013. Oficina de Estudios Económicos, OSINERGMIN – Perú.

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Julio Salvador Jácome Gerente General

Equipo de Trabajo de la OEE que preparó el Reporte

Arturo Vásquez Cordano Gerente de Estudios Económicos

Raúl García Carpio Especialista

Carlos Miranda Velásquez Analista Sectorial

José A. Cabrera Holguin Practicante Profesional

Reporte gas natural primer semestre

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