REPORTE SEMESTRAL DE MONITOREO DEL MERCADO DE GAS NATURAL

Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural Segundo Semestre del 2014 Año 3 – Nº 6 – Diciembre 2015 Gerencia de Políticas y Análisis Económico - GPAE

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REPORTE SEMESTRAL DE MONITOREO DEL

MERCADO DE GAS NATURAL

SEGUNDO SEMESTRE DEL 2014

Año 3 – Nº 6 – Diciembre 2015

Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar

Lima – Perú www.osinergmin.gob.pe

Gerencia de Políticas y Análisis Económicos Teléfono: 219-3400, Anexo 1057

http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/acerca_

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economicos

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Diciembre 2015

Año 3 - Nº 6 - 2015

Contenido

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

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

Reservas y producción ......................... 3

Consumo .............................................. 3

Comercio Internacional ....................... 4

Gas Natural Licuado (LNG) ................... 4

Gasoductos .......................................... 4

Precios internacionales........................ 5

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

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

Reservas de Gas natural ...................... 5

Reservas de Líquidos de Gas Natural... 6

Producción fiscalizada de gas natural .. 6

Producción de líquidos de gas natural. 7

Ratio reserva - producción .................. 8

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

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

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

Gas Natural Vehicular .......................... 9

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

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

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

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

Pluspetrol Lote 56 S.A ........................ 12

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

GNLC .................................................. 12

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

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

Abreviaturas utilizadas ............................ 14

Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural Segundo Semestre del 2014

Resumen Ejecutivo En este sexto Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas

Natural (RSMMGN) se presentan las estadísticas relevantes del

sector para el segundo semestre del 2014. Asimismo, considerando

la información histórica disponible, se presentan y analizan las

principales variables que describen la evolución del mercado de

gas natural.

El RSMMGN consta de dos secciones. En la primera sección, se

presentan las principales estadísticas del mercado mundial de gas

natural como las reservas, producción, consumo, comercio

internacional y precios. En la segunda sección, se presentan

estadísticas asociadas al mercado nacional, describiendo variables

de oferta como las reservas, producción e inversión y variables de

demanda como el número clientes y consumo por sectores de gas

natural. Asimismo, 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, desde el año 2005 el crecimiento de la

producción de gas natural registrada en la selva sur ha desplazado

la posición que históricamente ocupó la selva central. En ese

sentido, al cuarto trimestre del 2014, las participaciones

registradas en cada área fueron del 95.3% y 1.1%,

respectivamente. En ese mismo periodo, la producción de gas

natural registró un crecimiento del 6.1% respecto al año 2013, de

igual forma la producción de líquidos de gas natural registró una

incremento del 7.5% respecto al período de análisis. Por otra parte,

el principal consumidor de gas natural ha sido el segmento

eléctrico, con un consumo promedio diario de 342.1 MMPCD

durante el cuarto trimestre del 2014.


3

Fuente: BP

Fuente: BP

Total 2014 = 118.4 TCF Fuente: BP Total 2000 = 85.2 TCF

1. Mercado Mundial Reservas y producción

Las reservas mundiales probadas de gas natural se incrementaron

de 4,924 TCF en el año 2000 a 6,606 TCF al año 2014, creciendo a

una tasa promedio anual de 2.2%. Históricamente, la región con

mayor cantidad de reservas es el Medio Oriente, básicamente por

las reservas probadas de Irán, Qatar y Arabia Saudita. La segunda

región es Europa y Eurasia, [1] primordialmente por las reservas de

Rusia y en los últimos siete años, por las reservas de Turkmenistán.

En el 2014, las reservas probadas del Medio Oriente y Europa y

Eurasia representaron el 42.7% y 31.0% del total respectivamente.

Por su parte la producción del gas natural se incrementó de 85.3

TCF en el año 2000 a 122.2 TCF en el año 2014, creciendo a una

tasa promedio anual de 2.6%. La región con mayor producción

para el periodo 2000-2014 es Europa y Eurasia, básicamente por

Rusia, Noruega, Uzbekistán y Países Pajos. La segunda región es

América del Norte, básicamente por Estados Unidos. En el 2014, la

producción de Europa y Eurasia, y América del Norte representó el

29.9% y 27.4%, respectivamente. Asimismo, a pesar de que

históricamente Medio Oriente es la región con mayor cantidad de

reservas no ha sido uno de los principales productores; sin

embargo, en los últimos años destaca el incremento de su

producción básicamente por Qatar, Irán, Arabia Saudita y Emiratos

Árabes Unidos.

Consumo

Entre los años 2000 y 2014, la participación del consumo de gas

natural registró un incremento del 1% dentro de la estructura de

consumo energético a nivel mundial (de 23% al 24% del total). En

términos absolutos, el consumo de gas natural en el mismo

período se incrementó de 85.2 TCF a 118.4 TCF, creciendo a una

tasa promedio anual del 2.4%.

La región que consumió la mayor cantidad en el período 2000–

2014 fue Europa y Eurasia. En esta región, los países que

consumieron más en el año 2014 fueron Rusia (40.5%), Alemania

(7.0%) y Reino unido (6.6%). La segunda región fue América del

Norte, siendo Estados Unidos el principal consumidor (80%). En el

2014, destaca el incremento del consumo de Medio Oriente

básicamente por Irán y Arabia Saudita.

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Años

Norte América S. & Cent. AmericaEuropa y Eurasia Medio OrienteÁfrica Asia Pacífico

Reservas Probadas de Gas Natural (TCF) 2000-2014

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1

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2

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13

201

4

TCF

Años

Norte América S. & Cent. AmericaEuropa y Eurasia Medio OrienteÁfrica Asia Pacífico

Producción de Gas Natural (TCF) 2000 - 2014

25%

23% 6% 6%

38%

1% 30%

24% 7% 4%

33%

2%

Carbón

Gas Natural

Hidroeléctrica

Nuclear

Petróleo

Renovables

Estructura del Consumo de Fuentes de Energía (%), 2014

Año: 2014

Año: 2000


4





Comercio Internacional

El comercio internacional de gas natural se caracteriza por la

presencia de tres mercados regionales relevantes (Norte América,

Europa y Asia), en los cuales el gas natural se comercializa en

forma de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) o a

través de gasoductos físicos. En el año 2013, el comercio a través

de gasoductos fue de 25.1 TCF, y de LGN fue de 11.8 TCF

representado el 31.4% del total de comercialización de ese año

(36.9 TCF), Por otro lado, en el 2014, el comercio a través de

gasoductos fue de 23.5 TCF, y de LNG fue de 11.8 TCF

representando el 33.4% del total comercializado en ese año (35.3

TCF).

Gas Natural Licuado (LNG)

El principal importador de LNG en el 2014 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 31% y 7% de las exportaciones totales

en dicho año, respectivamente.

Gasoductos

Alemania es el principal importador de gas natural mediante

gasoductos, representando el 13% del total importado en los años

2013 y 2014, 3.4 TCF y 3 TCF respectivamente. Estados Unidos es el

segundo importador de gas natural, representando el 11% del total

importado a nivel mundial en los años 2013 y 2014, 2.8 TCF y 2.6

TCF respectivamente.

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

través de gasoductos, exportando 7.5 TCF (30%) y 6.6 TCF (28%) en

los años 2013y 2014, respectivamente.

Otros exportadores importantes son Noruega y Canadá, los cuales

representaron el 15% (3.6 TCF) y 11% (2.6 TCF) del total exportado

en el año 2014, respectivamente.

37%

17% 3% 5% 8%

32% 36%

15% 3% 5% 8%

32%

Importaciones de LNG (%)

JapónCorea del SurReino UnidoEspañaChinaOtros

Año: 2014

Año: 2013

32%

7% 6% 5% 4%

46%

31%

7% 6%

5% 4%

47%

Exportaciones de LNG (%)

Qatar

Indonesia

Trinidad & Tobago

Algeria

Rusia

Otros

Año: 2014

Año: 2013

13%

11%

7% 4%

5%

59%

13%

11%

7%

3% 6%

60%

Importaciones por gasoductos (%)

AlemaniaEstados UnidosItaliaUcraniaTurquíaOtros

Año:2014

Año: 2013

30%

14% 11%

7% 4%

33% 28%

15%

11% 7%

4%

35%

Exportaciones por gasoductos (%)

RusiaNoruegaCanadáPaíses BajosArgeliaOtros

Año: 2014

Año: 2013


5

Fuente: EIA

Fuente: EIA

Fuente: MEM

Precios internacionales

Las cotizaciones internacionales del petróleo [2] y del gas natural

registraron un comportamiento similar hasta principios del 2009,

año a partir del cual dichos marcadores empezaron a diferenciarse.

Las razones que explicaron este evento fueron el hallazgo de las

reservas de shale gas o gas de esquisto y los conflictos internos en

el medio oriente. [3] A diciembre del 2014, los precios del West

Texas Intermediate (WTI, por sus siglas en inglés) y Brent

registraron un nivel de US$ 10.6 y US$ 11.1 por MMBTU,

respectivamente. Cabe señalar que a diciembre del 2014, las

cotizaciones internacionales del petróleo han registraron

significativas caídas, debido principalmente a la sobre oferta

generada por Arabia Saudita y la baja demanda de China. [4] Por

otra parte, las cotizaciones para el Henry Hub alcanzaron un nivel

de US$ 3.5 por MMBTU, registrando una caída del 17.9% respecto

a diciembre del 2013 (US$ 4.2 por MMBTU).

Si comparamos la evolución diaria del Henry Hub registrada en el

2014 respecto a los niveles históricos de los últimos 5 años (2009-

2013), se observa que las cotizaciones han registrado niveles

superiores a los límites máximos históricos, estabilizándose en el

último semestre con tendencia a la baja. Cabe señalar que durante

los meses de febrero y marzo del 2014, se registraron picos

máximos a consecuencia de la inestabilidad política en Ucrania y la

intromisión militar de Rusia en Crimea.

2. Mercado Nacional

2.1 Oferta de Gas Natural

Reservas de Gas natural

En el año 2014, las reservas probadas de gas natural a nivel

nacional registraron un volumen equivalente a 14.6 TCF, lo cual

representó una reducción de 2,8% respecto al año anterior. Esta

situación fue explicada por la disminución de las reservas probadas

en la Selva Central y Selva Sur (Camisea) en 6% y 4%,

respectivamente. No obstante, los incrementos de las reservas

probadas de la Costa Norte (8.4%) y Zócalo (57.8%) atenuó dicha

reducción. Cabe señalar que pese a la reducción las reservas de la

Selva Sur representan el 91.5% del total de reservas probadas para

el año 2014.

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US$

/MM

BTU

Evolución del Precio del Henry Hub, WTI y Brent (US$/MMBTU)

Enero 2000 - Dicembre 2014

Henry Hub

WTI

Brent

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1

2

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feb

mar

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US$

/MB

TU

Evolución diaria del precio del Henry Hub (US$/MMBTU), 2014

2014

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14

TCF

Posibles

Probables

Probadas

Reservas de Gas Natural (TCF) 2005-2014


6

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Por otro lado, las reservas probables de gas natural registraron un

volumen equivalente a los 6.4 TCF para el año 2014 (menor en

1.0% respecto al 2013). Finalmente, las reservas posibles de gas

natural registraron un volumen equivalente a los 4.8 TCF para el

año 2014, disminuyendo en 9.9% respecto al 2013.

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

la mayor participación dentro de las reservas probadas de gas

natural con 10.0 TCF, seguido por el lote 56 con 2.4 TCF. Para el

caso de las reservas probables, el lote 58 registro mayor

participación con 2.5 TCF y en las reservas posibles, el lote 88

registro la mayor participación con 2.2 TCF.

Reservas de Líquidos de Gas Natural

Por su parte, las reservas probadas de líquidos de gas natural (LGN)

registraron un volumen de 727 MMBLS para el año 2014, lo cual

generó una disminución del 17.0% respecto al 2013. Por otro lado,

las reservas probables de LGN registraron un nivel de 289 MMBLS

en el 2014, esto generó una reducción del 17.4% respecto al año

anterior. Finalmente, las reservas posibles de LGN registraron un

volumen de 249 MMBLS, lo cual generó una caída del 6.4%

respecto a lo registrado en el año 2013.

Producción fiscalizada de gas natural

La producción de gas natural se ha concentrado en tres zonas del

país: la Costa Norte (cuenca de Talara/Sechura), la cuenca de

Ucayali y la cuenca de Camisea ubicada en Cusco. Desde el inicio

de operación comercial de Camisea, la participación en la

producción de la Selva Sur se ha incrementado significativamente,

pasando del 53%, para el año 2005, al 95%, para el 2014. A nivel

nacional, la producción fiscalizada de gas natural fue de 1,252

MMPCD durante el año 2014, lo cual registró un incremento del

6.1% respecto al año 2013. Cabe señalar que la Costa Norte fue la

segunda zona de mayor producción, registrando una participación

del 2.7% respecto al total de gas natural producido durante el año

2014 (37 MMPCD).

10.0

1.7

2.2

2.4

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0.9

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Probadas

Probables

Posibles

TCF

Reservas de Gas Natural por Lote (TCF) 2014

Otros

58 - Petrobras

57 - Repsol

56 - Pluspetrol

88 - Pluspetrol

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2

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3

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4

MM

BLS

Posibles

Probables

Probadas

Reservas de Líquidos de Gas Natural (MMBLS) 2006 - 2014

0

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400

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1,000

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1,400

I III I III I III I III I III I III I III I III I III I III2005200620072008200920102011201220132014

MM

PC

D

Zócalo Norte

Selva Central

Costa Norte

Selva Sur

Producción Fiscalizada de Gas Natural (MMPCD), I TRIM 2005 - IV TRIM 2014


7

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Analizando la producción a nivel de empresa, se observó que

Pluspetrol Corporation generó alrededor del 91% del total de gas

producido durante el año 2014. En términos absolutos la

producción de dicha empresa registró un volumen equivalente a

los 0.41 TCF (46% proveniente del lote 56 y 54% del lote 88). Cabe

señalar la entrada en producción del Lote 57 a cargo de la empresa

Repsol, cuya participación alcanzó los 5.0% respecto al total del gas

natural producido en el periodo de análisis. El resto de la

producción estuvo a cargo de las empresas Aguaytia, Olympic,

Petrobras, entre otras.

Producción de líquidos de gas natural

A nivel nacional, la producción fiscalizada de líquidos de gas natural

(LGN) ha sido explicada fundamentalmente por lo generado en la

Selva Sur: lotes 88, 56 y 57. Durante el segundo trimestre del 2014,

la producción diaria de LGN a nivel nacional fue de 103.8 MBPD,

registrando una caída del 3.4% respecto al mismo periodo del año

previo. En términos agregados, la producción de LNG en el primer

semestre del 2014 alcanzó un nivel equivalente a los 18,545 MBL,

registrando una caída del 4.3% respecto al mismo periodo del

2013. Cabe señalar que la Selva Central (lote 31C) fue la segunda

región de mayor producción con 412 MBL en el mismo periodo de

análisis.

Por otra parte, la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP)

representó el 50.2% del total de derivados producidos en el mes de

diciembre del 2014, el 49.8% restante correspondió a gasolina

natural (39.0%) y otros derivados (10.2%). [5] En términos

absolutos, la producción diaria de GLP registró un nivel equivalente

a los 51.2 MBPD, registrando una caída de 0.4% respecto al mismo

periodo del año previo. Durante el año 2014, el total de gasolina

natural exportada registró un volumen acumulado de 12.1 MMBLS,

lo cual representó una caída del 15.5% respecto al año previo. [6]

43.6%

23.2%

13.4%

10.1%

5.0%

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2.1%

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1.2%

90.9%

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0.9%

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0.6%

0.1%

5.0%

0.0% 50.0% 100.0%

Aguaytía

Pluspetrol Corporation

Petrotech

Petrobras Energía Perú

Sapet

GMP

Olympic

Petrolera Monterrico

Repsol

2014

2004

Participación por empresa en la producción fiscalizada de Gas Natural (%)

2004 - 2014

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40

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I III I III I III I III I III I III I III I III I III I III2005200620072008200920102011201220132014

MM

PC

D

Zócalo NorteSelva CentralSelva Sur

Producción Fiscalizada de Líquidos de Gas Natural (MBPD), I 2005 - IV 2014

0

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60

80

100

120

ene

sep

may

ene

sep

may

ene

sep

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sep

may

ene

sep

may

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MM

PC

D

Otros* GLP

Producción en Plantas Procesadoras de LGN (MBPD) enero 2005 - diciembre 2014


8

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Ratio reserva - producción

El ratio reserva – producción (R/P) indica la cantidad de años que

las reservas actuales asegurarían el abastecimiento de la demanda

de gas natural si se prevé el mismo nivel de producción registrado

durante el último año. Es decir, asumiendo que la demanda se

mantiene constante, este ratio es un indicador del nivel de

inventarios y, por lo tanto, de la capacidad para abastecer la

demanda interna del país.

En el periodo 2005-2014, el ratio R/P a nivel nacional registró una

disminución significativa, alcanzando un nivel de 32 en el año

2014. No obstante, en los últimos años, debido a la mayor madurez

del mercado interno, el R/P ha registrado un comportamiento más

estable. A nivel de área, se observa que el ratio R/P para la Selva

Sur, principal zona de producción, siguió una tendencia

decreciente hasta el año 2010, registrando una ligera recuperación

en el año 2012.

Inversiones

En el periodo 2005-2014, la evolución de las inversiones en

exploración registró un comportamiento creciente hasta el año

2012, año en el cual se alcanzó un monto de inversión equivalente

a los 959 MMUS$. En el año 2013 las inversiones en exploración de

hidrocarburos disminuyeron en 57%. Para el año 2014 se presentó

un incremento en las inversiones del 21% respecto al año previo,

en el cual se alcanzó el un monto de inversión equivalente a 502

MMUS$. Esto se explica principalmente por un incremento de la

inversión en la Costa Norte de 5.5 MMUS$ en el año 2013 a 43.2

MMUS$ en el año 2014.

Por otra parte, las inversiones en explotación registraron un

comportamiento decreciente, al cierre del año 2014, estas

inversiones alcanzaron un nivel de 693 MMUS$, registrando un

caída del 28% respecto al año anterior. La participación de la zona

Selva registró una caída de 51% respecto al año previo. Esto fue

explicado por la disminución de la inversión realizada por la

empresa Perenco Perú (lote 67), donde disminuye su monto de

inversión equivalentes en 271 MMUS $ en el año 2013 hasta 71

MMUS$ en el año 2014; y la empresa Pluspetrol Corporation (lote

88), donde disminuye su inversión equivalentes en 94 MMUS $ en

el año 2013 hasta 36 MMUS$ en el año 2014. [7]

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128

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31 Rat

io (

R/P

)

Selva central

Nacional

Costa norte

Zocalo

Ratio reserva/producción de GN por Área

175 108

313 357

539 576 599

959

414 502

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0

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1

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2

201

3

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4

SelvaCosta NorteZócaloSierra

Inversiones en Exploración por área (en MMUS$) 2005-2014

254

581

1 132 1 128

611

747

1 046 921 967

693

-

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201

2

201

3

201

4

Selva Zócalo Costa Norte

Inversiones en explotación por área (en MMUS$) 2005-2014


9

Fuente: MEM

Fuente: MEM

Fuente: CPGNV

2.2 Demanda de Gas Natural en el Perú Clientes y consumo por sectores

A diciembre del 2014, en Lima Metropolitana, el número de

clientes totales conectados a gas natural fue de 255 mil usuarios,

registrando un crecimiento del 156% respecto a diciembre del

2013. El segmento residencial [8] concentra a la mayor cantidad de

usuarios de gas natural. Este sector registró a 250 750 usuarios

conectados, alcanzando un incremento del 54.7% respecto a

diciembre del 2013. Cabe señalar que el crecimiento de este sector

estuvo asociado a la expansión progresiva del Mecanismo de

Promoción de Conexiones Residenciales. [9] Este mecanismo

consiste en un descuento sobre parte del costo de instalación del

servicio en usuarios ubicados en determinadas zonas geográficas

según sus niveles socioeconómicos. Por otra parte, el segmento

comercial registró a 3 657 clientes conectados, lo cual representó

un crecimiento del 227.4% respecto a lo registrado en diciembre

del 2013. Cabe señalar que los clientes industriales, generadores

eléctricos y gasocentros alcanzaron los 596 usuarios conectados.

Durante el cuarto trimestre del 2014, el volumen promedio de

consumo diario de gas natural fue de 554.3 MMPCD, registrando

un crecimiento del 11.7% respecto al cuarto trimestre del año

previo. En el mismo período de análisis, el consumo del segmento

residencial alcanzó los 4.5 MMPCD, lo que representó un

incremento del 44%. Por otra parte, el principal consumidor de gas

natural fue el segmento de generación eléctrica, cuyo consumo

promedio diario alcanzó los 342.1 MMPCD durante el cuarto

trimestre del 2014, registrando un crecimiento del 5.3%.

Gas Natural Vehicular

Durante el cuarto trimestre del 2014, el consumo de gas natural

del sector vehicular registró un incremento del 2.2% respecto al

mismo periodo del año previo, pasando de 62.6 MMPCD a 63.9

MMPDC.

Por otra parte, el número de vehículos convertidos a diciembre del

2014 fue de 197.2 mil, ello representó un incremento del 15.6%

respecto al mismo mes del año previo. No obstante, el número de

talleres de conversión a GNV registró una caída del 7.8%,

quedando en operación 177 talleres.

0

100

200

300

400

500

600

700

I III I III I III I III I III I III I III I III I III2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MM

PC

D

ResidencialComercialGas Natural VehicularIndustrialGeneración Eléctrica

Volumen de Gas Natural distribuido por sector (MMPCD), I 2005 - IV 2014

120

150

180

210

240

0

50

100

150

200

ene-

10

may

-10

sep

-10

ene-

11

may

-11

sep

-11

ene-

12

may

-12

sep

-12

ene-

13

may

-13

sep

-13

ene-

14

may

-14

sep

-14

Ve

hícu

los co

nve

rtido

s (mile

s)

Talle

res

de

con

vers

ión

(u

nid

ades

)

Vehículos convertidos (Miles)Talleres de conversión

Vehículos convertidos y talleres de conversión, Enero 2010-Diciembre 2014

152 318 452 518

697 814

1,117

0

400

800

1,200

dic

-2

00

7

dic

-2

00

8

dic

-2

00

9

dic

-2

01

0

dic

-2

01

1

dic

-2

01

2

dic

-2

01

3

dic

-2

01

4

3,657 7,781 11,449 18,399 35,013

62,886

102,375

162,141

250,752

3,000

48,000

93,000

138,000

183,000

228,000

273,000GasocentrosGeneradores EléctricosIndustrialesComercialesResidenciales

Número de clientes por sector económico diciembre 2007 - diciembre 2014


10

Fuente: CPGNV

Fuente: PERUPETRO

Total 2014 = 0.20 TCF Fuente: PERUPETRO

Total 2013 = 0.21 TCF

A diciembre del 2014, el número de gasocentros o estaciones de

servicio de gas natural en operación fue de 248, registrando un

crecimiento del 9.3% respecto a diciembre del año previo.

Asimismo, entre enero del 2010 y diciembre del 2014, el ratio

vehículos convertidos por gasocentro [10] alcanzó su nivel mínimo

en julio de 2011 (711 vehículos atendidos por gasocentro), periodo

a partir del cual se ha registrado una tendencia creciente

alcanzando un nivel de 797 en noviembre del 2014.

2.3 Exportaciones

Durante el cuarto trimestre del 2014, el volumen promedio diario

de exportaciones de gas natural registró un nivel de 689 MMPCD,

esto representó un crecimiento del 20% respecto al mismo periodo

del año previo (600 MMPCD). Cabe señalar que la totalidad del

volumen de gas natural exportado se realiza a través de LNG en la

planta localizada entre los kilómetros 167 y 170 de la Carretera

Panamericana Sur, denominada Pampa Melchorita.

En términos agregados, durante el año 2014, se exportó un

volumen equivalente a los 0.20 TCF, registrando una caída del 3.6%

respecto al año previo. Por otra parte, el principal destino de

exportación fue México, registrando una participación del 72%

respecto al total de LNG exportado (0.15 TCF). Cabe señalar que al

segundo semestre del 2014, la estructura de exportación por

destino registró un cambio significativo respecto a lo ocurrido

durante el año 2013. En ese sentido, España redujo su

participación del 30% al 25%, asimismo, los envíos al continente

asiático registraron una importante caída al pasar del 25%, para el

2013, al 2%, para el segundo semestre del 2014.

2.4 Precios

A diciembre del 2014, el precio real de venta de gas natural a nivel

de estación de servicio registró un nivel de S/. 2.67 por galón de

gasolina equivalente, [11] con lo cual se registró un ligero

incremento del 0.6% respecto al mismo mes del año previo.

600

650

700

750

800

850

0

50

100

150

200

250

ene-

10

may

-10

sep

-10

ene-

11

may

-11

sep

-11

ene-

12

may

-12

sep

-12

ene-

13

may

-13

sep

-13

ene-

14

may

-14

sep

-14

Ratio

(vehícu

los/gaso

centro

) Gas

oce

ntr

os

(un

idad

es)

Gasocentros

Autos convertidos/ Gasocentros

Número de estaciones de servicio y ratio de vehículos convertidos por gasocentro

ene. 2010 - dic. 2014

483 514

586 583

521 509

592

483

574 602

559 574 600

418

559

689

0

100

200

300

400

500

600

700

800

I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV

2011 2012 2013 2014

MM

PC

D

Exportaciones promedio diarias de Gas Natural (MMPCD), I 2011- IV 2014

46%

30%

14%

11%

72%

25%

2%

1%

México

España

Japón

Francia

Corea del Sur

Año: 2014

Año: 2013

Exportaciones por destino (TM) 2013-2014


11

Fuente: DSHL

Fuente: Osinergmin, MEM

Principales Ratios Financieros

Ratio Pluspetrol Camisea S.A.

2013 2014

Razón Corriente 0.87 1.83

Endeudamiento Patrimonial

1.21 1.26

ROE 80% 75%

ROA 36% 33%

Fuente: SMV

Por otra parte, la brecha entre el precio real del GNV y GLP por

consumo de un galón de gasolina equivalente durante el mismo

periodo de análisis registró una caída del 13.7% al pasar de S/. 1.95

a S/. 1.68, es decir, por cada galón de gasolina equivalente

consumida a través de GNV, se obtuvo un ahorro de

aproximadamente S/. 1.7 reales respecto al consumo de GLP.

Asimismo, las brechas entre el GNV respecto a la gasolina y al

diésel [12] registraron un nivel de S/. 4.9 y S/. 3.59 reales por galón

de gasolina equivalente, respectivamente. [13]

A diciembre del año 2014, el peso que representó el gas natural en

boca de pozo en la factura promedio mensual de los sectores

residencial, comercial, generación eléctrica, vehicular e industrial [14] fue del 32%, 50%, 50%, 62% y 62%, respectivamente. Por otra

parte, el componente asociado a la distribución de los mismos

sectores fue de 58%, 35%, 23%, 20% y 19%, respectivamente. Cabe

señalar que a partir de la suscripción de la adenda al contrato

BOOT con Cálidda, [15] se implementó un nuevo esquema tarifario,

el cual integró la tarifa de la red principal de distribución y la tarifa

de otras redes en una sola tarifa.

2.5 Análisis Financiero

En esta sección se realiza un breve análisis financiero de las

principales empresas del sector de gas natural a nivel nacional. El

indicador de liquidez que se utilizará será la razón corriente; [16] el

indicador de solvencia, el ratio de endeudamiento patrimonial; [17]

y los indicadores de rentabilidad, los ratios ROE (Return on Equity)

[18] y ROA (Return on Assets). [19]

Pluspetrol Camisea S.A

La razón corriente registró un incremento significativo al pasar de

0.87 a 1.83 al cierre del año 2013 y 2014, respectivamente,

respectivamente. Por otra parte, el ratio de endeudamiento

patrimonial registró una aumento de 1.21 a 1.26 en el mismo

periodo de análisis. Por otro lado, el ROE registró una caída al

pasar del 80% al 75% del año 2013 al 2014, respectivamente.

Asimismo, el ROA registró una ligera caída del 36% al 33% en el

mismo periodo de análisis.

0.40

2.40

4.40

6.40

8.40

ene

jun

no

v

abr

sep

feb jul

dic

may oct

mar

ago

ene

jun

no

v

abr

sep

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

S/. d

el 9

4 /

gal

ón

eq

uiv

alen

te Diesel Gasolina

GLP GNV

Precios reales de combustibles vehiculares (S/. del 94 / galón equivalente), enero 2008 - diciembre 2014

62%

62%

50%

50%

32%

18%

18%

27%

15%

10%

19%

20%

23%

35%

58%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Industrial

Gasocentro

Generador Eléctrico

Comercial

Residencial

Boca de pozo Transporte Distribución

Composición del pago mensual promedio del precio gas natural por sector, diciembre 2014


12


Ratio Pluspetrol Lote 56 S.A.

2013 2014



2.25 2.37

ROE 127% 84%

ROA 39% 25%

Fuente: SMV


Ratio TGP

2013 2014



2.38 2.90

ROE 12% 24%

ROA 3% 6%

Fuente: SMV


Ratio GNLC

2013 2014



1.65 1.49

ROE 7% 13%

ROA 3% 5%

Fuente: GNLC – Estados Financieros

Pluspetrol Lote 56 S.A

El indicador de liquidez de esta empresa registró un ligero

aumento al pasar de 0.76 a 0.80 en el mismo periodo de análisis.

Por el contrario, el indicador de solvencia registró un incremento al

pasar de 2.25 a 1.37 en el mismo periodo de análisis.

Por otro lado, los indicadores de rentabilidad registraron

significativas caídas. En ese sentido, el ROE pasó del 127% al 84%

entre el cierre del año 2013 y 2014. Asimismo, el ROA registró una

caída pasando del 39% al 25% en el mismo periodo de análisis.

Estas reducciones fueron explicadas por la reducción de las

utilidades netas en 15.1%, durante el periodo evaluado.

TGP

El ratio de endeudamiento patrimonial registró un incremento,

pasando de 2.38 a 2.90 en el mismo periodo de análisis. Esto fue

explicado por la reducción del patrimonio en 17% asociado al

menor nivel de la cuenta de resultados acumulados.

Por otra parte, el ROE registró un importante incremento al pasar

del 12% al 24% en el mismo periodo de análisis. Asimismo, el ROA

registró un ligero incremento del 3%. Estos incrementos fueron

explicados por el crecimiento de las utilidades netas en 69%.

GNLC

El ratio de razón corriente de esta empresa registró una ligera

reducción, pasando de 2.70 a 2.23 entre el cierre del año 2013 y

2014. Esto se explica debido a la caída del activo corriente en

17.2%, asociado a la cuenta efectivo y equivalentes de efectivo.

Asimismo, el ratio de endeudamiento patrimonial registró una

caída pasando de 1.65 a 1.49 en el mismo periodo de análisis.

Por otra parte, tanto el retorno respecto al patrimonio como el

retorno respecto a los activos registraron un mejor desempeño. El

ROE pasó del 7% al 13%, mientras que el ROA se incrementó del

3% al 5% en el mismo periodo de análisis. Esto fue explicado por el

aumento significativo de las utilidades netas de la empresa, en

68.8%.


13

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

Detalles Unidades 2011 2012 2013 2014

Variables

Agentes del Sector

Exploradores Cantidad 46 49 38 37

Explotadores Cantidad 8 8 8 9

Transportadores Cantidad 1 1 1 1

Distribuidores Cantidad 1 1 1 2

Estaciones de servicio de GNV Cantidad 176 204 227 248

Estaciones de carga de GNC Cantidad 2 5 6 7

Cobertura

Cobertura % 0.7 0.8 2.0 4.0

Clientes Residenciales Cantidad 62,886 102,375 162,141 250,752

Clientes Comerciales Cantidad 697 814 1 117 3 657

Clientes Industriales Cantidad 305 312 341 361

Generadores Eléctricos Cantidad 10 9 13 15

Demanda Nacional MMPCD 424 457 471 563

Demanda Total MMPCD 1 098 1 144 1 179 1 252

Vehículos Convertidos Cantidad 126 519 151 781 170 526 197 152

Talleres de Conversión Cantidad 216 203 192 177

Estructura del Mercado de Gas

Natural

Generación Eléctrica % 70 69 66 63

Industria % 20 19 20 24

GNV % 10 11 13 11

Residenciales y Comerciales % 1 1 1 1

Mercado de Líquidos de Gas Natural-Camisea

Producción de Líquidos de Gas Natural (LGN)

MBPD 80 80 101 100

Facturación (*)

Producción mill. US$ 1 104 1 191 1 190 741

Transporte mill. US$ 185 204 319 256

Distribución mill. US$ 205 261 346 137

Rentabilidad

Producción (Pluspetrol Camisea)

ROA % 30.6 26.5 36.0 33.0

ROE % 73.6 64.5 79.6 74.6

Transporte

ROA % 4.5 4.9 3.4 6.1

ROE % 18.2 16.6 11.6 23.6

Distribución

ROA % 6.7 5.4 2.6 5.1

ROE % 18.3 13.1 6.8 12.6

Participación

privada

Producción % 100 100 100 100

Transporte % 100 100 100 100

Distribución % 100 100 100 100 (*) Se 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. 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] El Western Texas Intermediate (WTI, por sus siglas en inglés) y el Brent son dos marcadores de referencia para las cotizaciones internacionales del petróleo a nivel mundial. Estas canastas reúnen los requisitos de calidad óptimo tanto en grados API (American Petroleum Institute) como en su contenido de azufre (Vasquez, A. (2005). La Organización Económica de la Industria de Hidrocarburos en el Perú: el Segmento Upstream del Sector Petrolero. Documento de Trabajo N° 8, Oficina de Estudios Económicos, Osinergmin). [3] 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. [4] Para mayor detalle ver el “Reporte de Análisis Económico Sectorial Sector Hidrocarburos Líquidos; Año 3 – Nº 5 – Diciembre 2014. [5] Incluye los destilados medios para mezcla y HAL/HAS. [6] Datos de la Balanza Comercial de Hidrocarburos publicados por el MEM. [7] Información extraída del Capítulo II del Anuario 2014 (MEM): http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/CAPITULO%20II.pdf [8] Los clientes residenciales están conformados por la categoría tarifaria A, cuyo rango de consumo es entre 0 y 300 m

3/mes. Por otro

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

los clientes industriales están considerados dentro de las categorías tarifarias C, D y E, cuyos rangos de consumos son entre 17,501-300,000 m

3/mes, 300,001-900,000 m

3/mes y más de 900,000 m

3/mes, respectivamente.

[9] Para mayor detalle ver: Decreto Supremo N° 040-2008-EM - Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos. [10] Este ratio se calcula dividiendo el número de vehículos convertidos sobre el número de estaciones de servicio en operación. [11] Es el precio del combustible a nivel de estación de servicio expresado en soles de 1994 por consumo de un galón de gasolina equivalente, es decir, es el precio real necesario para poder consumir la energía producida por un galón de gasolina. Para mayor detalle de los factores de conversión ver: http://www.extension.iastate.edu/agdm/wholefarm/html/c6-87.html [12] Se realizó un promedio ponderado entre los distintos tipos de gasoholes (84, 90, 95, 97 y 98 octanos) y diéseles (B5 y B5-S50). Los ponderadores utilizados fueron los volúmenes totales comercializados a nivel de estación de servicio. [13] A diciembre del 2014, la reducción de precios internacionales del petróleo ha generado un impacto relativamente leve sobre los precios promedios del Diésel y de la Gasolina en los últimos meses. [14] En base al consumo promedio mensual de gas natural por usuario (m3/mes) y a la estructura de tarifas vigentes a diciembre del año 2013, se determinó la facturación mensual promedio por usuario en cada sector. [15] Para mayor detalle: Resolución Suprema N° 037-2010-EM. [16] 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. [17] 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. [18] 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.

[19] 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.

http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/CAPITULO%20II.pdf

http://www.extension.iastate.edu/agdm/wholefarm/html/c6-87.html


15

Abreviaturas utilizadas

BP: British Petroleum CPGNV: Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular

DSHL: División de Supervisión de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos

EIA: U.S. Energy Information Administration GNLC: Gas Natural de Lima y Callao

GPAE: Gerencia de Políticas y Análisis Económico

GLP: Gas Licuado de Petróleo

IEA: International Energy Agency LNG: Liquefied Natural Gas

LGN: Líquidos de Gas Natural

MBPD: Miles de barriles por día

MEM: Ministerio de Energía y Minas

MMBLS: Millones de barriles

MMBTU: Millones de BTU (British Thermal Unit)

MMPCD: Millones de pies cúbicos por día

MMUS$: Millones de dólares

NBP: National Balancing Point

PETROPERÚ: Petróleos del Perú S.A.

SMV: Superintendencia del Mercado de Valores

TGP: Transportadora de Gas del Perú

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


16

El contenido de esta publicación podrá ser reproducido total o parcialmente con autorización de la

Gerencia de Políticas y Análisis Económico del Osinergmin. Se solicita indicar en lugar visible la autoría

y la fuente de la información. Todo el material presentado en este reporte es propiedad del

Osinergmin, a menos que se indique lo contrario.

Citar el reporte como: Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Segundo

Semestre del 2014, Año 3 – N° 6 – Diciembre 2015. Gerencia de Políticas y Análisis Económico,

Osinergmin – Perú.

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Gerencia de Políticas y Análisis Económico – GPAE

Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Año 3 – N° 6 – Diciembre 2015

Alta Dirección

Jesús Tamayo Pacheco Presidente del Consejo Directivo

Julio Salvador Jácome Gerente General

Equipo de Trabajo de la GPAE que preparó el Reporte

Arturo Vásquez Cordano Gerente de Estudios Económicos

Carlo Vilches Cevallos Economista

Edison Chávez Huamán Analista Económico Sectorial

Daniel Pajita Dominguez Practicante Profesional

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REPORTE SEMESTRAL DE MONITOREO DEL MERCADO DE GAS NATURAL