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SECTOR HIDROCARBUROS
Información a Diciembre 2013 Fecha de publicación: 21 de Abril de 2014
Rocío Acosta Andrade
(511) 208.2530 racosta@ratingspcr.com
Brenda Bergna Aguilar bbergna@ratingspcr.com
Resumen Ejecutivo
Relevancia del Gas Natural a partir del descubrimiento de Camisea. El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú tuvo un inicio incipiente debido a la escasa cantidad de reservas probadas que estaba supeditada a la extracción de gas del área de Talara (Noroeste) y Aguatía (Selva). Sin embargo, en los últimos años este comportamiento ha sido revertido por la exploración y explotación de nuevos yacimientos en la Selva en el marco del proyecto Camisea (Pluspetrol –Lote 56 y 88) con un alto nivel de reservas probadas que están siendo explotadas y cuentan con una alta participación sobre el total de producción fiscalizada anual constituyendo un cambio sustancial en la industria.
Potencial de crecimiento en el mercado local e internacional de gas natural. Los recursos explotados tienen como destino el mercado interno y externo, en el caso del consumo nacional está destinado a las generadoras, distribuidoras y empresas industriales, cuando antes solo se orientaba a la generación eléctrica en las operaciones petroleras y el uso residencial en los campamentos de explotación de la costa norte. La producción destinada a exportación es el Líquido de Gas Natural (Proveniente del Lote 56), cuyos principales países importadores son España, México, Japón y Tailandia teniendo la posibilidad de expansión dado el incremento en la demanda de este producto. En el 2014, Repsol Exploración Perú inició la extracción comercial de gas natural y líquidos de gas natural en el Lote 57 (Selva Sur) y dado su potencial de recursos, se posicionaría como una de las principales fuentes de producción y abastecimiento al mercado local e internacional, luego de Camisea.
Proyectos para la diversificación de la capacidad eléctrica en el Perú. Dentro de cartera de proyectos planeada para el 2014 se encuentra la licitación del Gasoducto Sur Andino, proyecto a través del cual el Gobierno planea desarrollar un complejo energético en la costa con plantas térmicas cruciales para abastecer la creciente demanda interna en el sur de Perú, cuyo objetivo es diversificar la capacidad eléctrica que se viene concentrando en el centro del país con el gas proveniente de Camisea.
Expectativas de crecimiento en la producción de crudo nacional. Actualmente la proporción de crudo importado para refinación oscila en 64%, indicando que la capacidad de refino nacional supera a lo extraído de las actividades de explotación del recurso. Se espera revertir este escenario a partir de las operaciones de nuevos lotes, entre ellos el lote 67 (operado por Perenco) que empezó a operar totalmente en diciembre 2013 y con cuyas reservas se estima un crecimiento en 10% para la producción de crudo en 2014.
Clima de inversión afectada por conflictos sociales y demoras en temas burocráticos. Las actividades extractivas se caracterizan por presentar conflicto de intereses entre las comunidades en donde operan y sus actividades de exploración y/o explotación; sin embargo, para el año 2013 los conflictos sociales han representado uno de los factores de mayor relevancia en la suspensión de contratos de explotación, lo que desmejora los niveles de producción nacional de hidrocarburos. Cabe mencionar el proyecto Loop Sur que venía desarrollando Transportadora de Gas del Perú (TGP), cuyas actividades referían a la ampliación de ductos de transporte tanto de gas natural como LGN, que dado a los conflictos e inseguridad en la zona de desarrollo del proyecto se suspendió totalmente en septiembre 2013. Por otro lado, existen retrasos en las elaboraciones y aprobaciones de los Estudios de Impacto Ambiental; estos conforman demora en las actividades de empresas en procesos exploratorios, afectando negativamente los plazos estimados de los proyectos de las empresas, así como sus resultados a mediano y largo plazo de no desarrollarse los proyectos.
Entorno Macroeconómico
A diciembre 2013, el Fondo Monetario Internacional (FMI) ha realizado un leve ajuste a la alza al crecimiento del producto mundial con un estimado de cierre de 3.0% para el 2013 que se basa en el rebrote durante el segundo trimestre de la actividad y el comercio internacional. En las economías desarrolladas, la demanda se expandió y en el caso de las economías emergentes, el crecimiento de las exportaciones fue el principal motor de la aceleración de la actividad.
Respecto de la primera, las condiciones financieras han mejorado y no se han presentado graduales cambios desde del anuncio de la Reserva Federal de Estados Unidos en diciembre acerca del retiro gradual de las medidas de expansión cuantitativa. Sin embargo, están latentes los riesgos que podrían tener efectos sobre el crecimiento a causa de la incertidumbre en las políticas monetarias y fiscales de los países desarrollados, al igual que la desaceleración en el crecimiento de las economías emergentes por factores estructurales como el incremento de las salidas de capitales y el control de la calidad del crédito.
Los países de la eurozona han mantenido una proyección negativa en el 2013 de 0.40%, sin embargo para el 2014 se posee una perspectiva de resultado positivo con un avance de 1.00%. De otro lado, en las economías de mercados emergentes se ha realizado un ajuste a la alza en la proyección de crecimiento debido al repunte de China por la
2 aceleración de la inversión y la evolución positiva de India, después de una temporada favorable de monzones y un aumento en su mercado de exportación. Si bien otras economías de mercados emergentes han comenzado a beneficiarse por el fortalecimiento de la demanda externa proveniente de las economías desarrolladas y de China, para el caso de Brasil la demanda interna se ha mantenido más débil de lo esperado.
El Perú1 registró un crecimiento de 5.02% en el 2013, siendo menor al presentado en el 2012 (6.3%) debido a una reducción del dinamismo de la demanda interna y la disminución del crecimiento en las exportaciones ocasionado por el menor nivel en el precio de los minerales. De otro lado, la depreciación del Sol fue de 9.60% en el 2013 en relación al 2012 como resultado del anuncio del retiro de los incentivos fiscales por parte de la FED.
Mercado de combustibles
La demanda mundial2 de combustibles líquidos a diciembre 2013 se encuentra en 90.4 MM de barriles por día, con un crecimiento de 1.40% en relación al año anterior (89.2 MM de barriles por día a Diciembre 2012). Este crecimiento estuvo impulsado esencialmente por Estados Unidos y China, países que han presentado un crecimiento de 2.10% y 3.70% respectivamente. De otro lado, se debe señalar que las proyecciones de la demanda mundial de crudo para el 2014 denotan que alcanzará los 91.6 MM de barriles por día teniendo como factor de impulso a China (+3.70%). Desde el punto de vista de la oferta, el cual incluye los inventarios disponibles, la demanda mundial de combustibles líquidos fue abastecida a pesar de la menor producción de los países que conforman la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC) los cuales disminuyeron su fabricación en 2.40% en relación al 2012, estableciéndose en 35.8 MM de barriles diarios. La disminución denotada fue compensada por la mayor producción de Estado Unidos ascendiendo a 12.30 MM de barriles diarios, siendo 10.90% más que el año anterior por el desarrollo de los campos de shale gas3 y shale oil4.
Localmente se observa que la demanda nacional de combustibles líquidos del Perú mantiene una tendencia positiva observada en periodos anteriores. En base a la información publicada por la Dirección General de Hidrocarburos se puede apreciar que el crecimiento de los combustibles líquidos de 2013 sumó 160.9 MM de barriles diarios, con un crecimiento de 5.3% mayor al mismo periodo del año 2012 que tuvo una cifra de 152.9 MM de barriles diarios. Las gasolinas, el turbo, el diesel y residuales tuvieron un crecimiento de 7.10%,9.50%,4.0% y 5.2%, respectivamente.
Precios y Márgenes internacionales
A diciembre 2013 se presentó un alto grado de volatilidad en el precio del crudo por los sucesos ocurridos dado el acuerdo entre Irán y Occidente (G5+1) en el uso de material nuclear y las expectativas de aumento de exportaciones de Irak y Libia, contrarrestado en parte por las buenas expectativas de la economía de los Estados Unidos. En ese sentido, el promedio del crudo Brent decreció en 9.60% frente al 2012 cerrando a diciembre 2013 en 109.24 USD/bbl. De otro lado, la brecha entre el WTI y el Brent aumentó en relación al cierre del tercer trimestre al pasar de 5.24 USD/bbl a 11.63 USD/bbl de diferencial promedio del cuarto trimestre producto de que el promedio trimestral del WTI descendió de 105.80 USD/ bbl a 97.61 USD/bbl al cuarto trimestre.
El precio del gas natural estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación), sin embargo luego de la crisis energética del 20085, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y gas natural. El Henry Hub (HH) aumentó en diciembre 2013 en 26.95% por patrones estacionales. Así en los primeros cinco meses del 2013, los precios subieron y superaron los $ 4.00/ MMBTU (British termal unit) en abril, un nivel que no alcanzaba desde septiembre del 2011. Sin embargo, este resultado continúa siendo bajo en términos históricos. Los meses restantes al cierre del año, los precios presentaron una disminución a partir de mayo y promediaron $ 3.63 /MMBTU teniendo en diciembre 2013 ($
4.24 /MMBTU) debido al clima estacional de frío que impulsó los precios.
Del lado de los combustibles, los precios promedio en el U.S. General Contracting (USGC) a diciembre 2013 fueron menores a los denotados en el periodo anterior. El promedio anual 2013 de la gasolina fue de 116.51 USD/bbl , el diesel en 121.72 USD/bbl y del residual en 93.04 USD/bbl, mientras que el promedio anual del 2012 fue de 121.73 USD/bbl en la gasolina, 126.03 USD/bbl en el diesel y 99.38 USD/bbl en el residual. Al cuarto trimestre del año, los diferenciales de los combustibles en relación al crudo Brent fueron inferiores en todos los productos en relación a similar periodo del año anterior. El diferencial promedio para el marcador de la gasolina fue de -3.01 USD/bbl, del diesel 12.39 USD/bbl y el residual -17.98 USD/bbl, frente a los diferenciales promedio presentados en el 2012.
1 Banco Central de Reserva del Perú (BCRP)
2 Energy Information Administration (EIA)- Informe de enero del 2014
3 El gas de lutita, también conocido como gas de esquisto o gas pizarra (shale gas ), es un hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en la formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino. Este tipo de gas natural se extrae de zonas profundas en terrenos donde abunda elesquisto, las lutitas o las argilitas ricas en materia orgánica.
4 El petróleo de esquistos bituminosos o shale oil, es un petróleo no convencional producido a partir de esquistos
bituminosos mediantepirólisis, hidrogenación, o disolución térmica. Estos procesos convierten a la materia orgánica contenida dentro de la roca (querógeno) en petróleo sintético y gas.
5 Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo.
3
EVOLUCION DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES
Fuente: EIA/ Elaboración PCR
Posición competitiva
El consumo del gas natural y el petróleo han experimentado un alto crecimiento en las últimas 3 décadas y se espera que este ritmo continúe. En ese sentido dentro del gas natural, específicamente Líquido de Gas Natural (LGN), Qatar es el país que más exporta con 105.40 BCM6 en el 2012 por lo que tiene el 32.14% de la participación a nivel mundial.
Seguido por Malasia y Australia con 9.69% y 8.57%, respectivamente. El total de volumen exportado en el 2012 ascendió a 327.9 BCM. En América, son cuatro los países que exportan LNG: Trinidad y Tobago (19.1 BCM), Perú (5.4 BCM), EE.UU. (0.8 BCM) y Brasil (0.1 BCM). El Perú es el segundo país exportador en América con una participación de 21.10% y 1.64% a nivel global. No posee exportaciones de gas natural debido a que este se encuentra restringido solo para uso interno.
PRINCIPALES EXPORTADORES DE LNG 2013 PRINCIPALES DESTINOS DE EXPORTACION 2013
Fuente: BP Elaboración PCR
Del lado del petróleo, son 130 países los que participan en esta partida energética7, con una producción superior a los 80 MMBCD. Siendo las economías de Arabia Saudí, Estados Unidos y Rusia los que lideran el ranking mundial de producción petrolífera, con unas cifras de suministro diario superiores a los 10 MMBC cada uno. En cuarto lugar se encuentra China con una producción diaria de 4MMBC delante de Canadá, Irán y Emiratos Árabes Unidos, cuyas ventas superan los 3 MMBD. Las tres potencias energéticas que componen el top diez son Irak, México y Kuwait con producciones cercanas a los 3 MMBD. Perú se encuentra posicionado en el puesto 41 con una producción de 160,428 barriles diarios superando a Bolivia que se encuentra ubicado en el puesto 62, teniendo aún potencial de crecimiento ya que es el único país de la región con superávit en capacidad de refinería con Talara, Conchán y Pampilla. Pero la baja producción de crudo y la tecnología obsoleta obligan a importar.
Por el lado de las importaciones, Japón, Corea del Sur y España concentran el 57.91% de la importación de LNG. Japón es el principal importador mundial concentrando un 36.23% y posee un mercado diversificado: 18.18% proviene de Australia, 17.93% de Qatar y 16.75% de Malasia. Lo siguen Corea del Sur con 15.16% y España con 6.53%
catalogándose como el principal importador de Europa. Este último ha tenido un gran crecimiento gasífero y algunas de sus terminales operan bajo control estatal y otras bajo un consorcio de empresas. Dentro de América, Argentina es el principal importador de LNG de todo el continente superando a Estados Unidos quien se posicionaba como el mayor importador. Este cambio se dio por la puesta en marcha de la segunda terminal de regasificación en Escobar (Buenos Aires), mientras que la reducción en las compras de los norteamericanos se debió al incremento en su producción de Shale Gas. En tercer lugar, se encuentra México que ha venido incrementando sus compras del exterior básicamente por la entrada en operaciones en los últimos meses del 2012 del nuevo terminal Manzanillo, que recibe gas de Perú. Se debe indicar que México es el segundo importador de gas de Perú con una participación sobre el total de sus importaciones de 22.64%.
6 Billion Cubic Meter
7 US Energy Information Administration
0 40 80 120 160
0 4 8 12 16
dic-2000 dic-2001 dic-2002 dic-2003 dic-2004 dic-2005 dic-2006 dic-2007 dic-2008 dic-2009 dic-2010 dic-2011 dic-2012 dic-2013
W TI y Brent (US $ por barril) HH
(US$/MMBTU)
H enry H ub W TI Brent
0 20 40 60 80 100 120
Brasil EE.UU Otro s Euro pa No rway Guin ea Ecuato rial Peru Eg ip to Yemen Emirato s Arabes Brun ei Oma Rusia Alg eria Trin idad y Tobago In d o nesia Nig eria Australia Malasia Qatar
0 2 4 6
India Tailandia Taiwan México Otros E y A*
China Japon Brasil Canadá Corea del Sur Otros S y CA**
España Chile EE.UU Argentina
EE.UU. Brasil Trinidad y Tobago Perú De:
Para:
4
PRINCIPALES IMPORTADORES DE LNG 2013 PRINCIPALES IMPORTADORES DE PETROLEO 2013
Fuente: BP Elaboración PCR
Del lado de las importaciones de Petróleo, las diez naciones con mayor consumo de petróleo representan más del 58%
del consumo mundial. Estado Unidos es el mayor consumidor de crudo del planeta representando el 20% del consumo total de petróleo del mundo por día. El nivel más alto de consumo que registró fue el 2005, periodo a partir del cual ha venido disminuyendo de forma progresiva, consumiendo en el 2012 un 2.30% menos de petróleo en comparación con el año anterior. La disminución se atribuye al aumento de la producción y consumo de gas natural. Las importaciones de petróleo de los Estados Unidos se redujeron de 12.4 MBD en 2005 a 7.40 MBD en el 2012 debido a que su producción de petróleo ha ido en aumento pasando de 8.3 MBD en el 2005 a 11.1 MBD en el 2012. Sin embargo, sigue posicionándose como el país del mundo con mayor nivel de importaciones de petróleo. A Estados Unidos le siguen China, Japón, La India, Rusia, Arabia Saudi, Brasil, Alemania, Corea del Sur y Canadá.
EXPORTACIONES E IMPORTACIONES DE HIDROCARBUROS IMPORTACION DE PETROLEO Y DIESEL (MBLS)
Fuente: MEM Elaboración PCR
En el 2012 se ha exportado crudo pesado proveniente de los campos operados por la empresa Pluspetrol Norte en un promedio de 15,560 barriles diarios y las refinerías La Pampilla y en menor medida de PetroPerú han importado un promedio de 90,340 barriles por cada día calendario de petróleo crudo que determina un saldo negativo de 74,780 barriles diarios. En términos de valor, la producción del 2012 es equivalente a US$ 578.60 MM y el valor de la producción importada asciende a US$ 3,663 MM representando un déficit de US$ 3,054 MM. Si se analiza el acumulado del periodo del 2005 al 2012 el déficit ascendería a US$ 18.25 MM. Similares resultados se han presentado en el 2013, donde se tiene un déficit de US$ 1,389.33 MM con un total de 147.38 MM de barriles consumidos. La balanza comercial de hidrocarburos no está correlacionada con la relación exportaciones/ importaciones de LNG ya que en cuyo caso solo se presentan exportaciones, el peso está asociado a la importación de petróleo explicado en las líneas iniciales.
Análisis del Sector Gas Natural
El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú ha presentado una evolución favorable a lo largo de los últimos años. Inicialmente no se encontraba desarrollado por la escasa cantidad de reservas probadas supeditada a la extracción de gas del área de Talara (Noroeste) y Aguatía (Selva) aunado con la localización geográfica de los yacimientos ubicados lejos de los principales centros de consumo y el reducido tamaño de mercado para este combustible a nivel local. A su vez, la poca promoción de las ventajas del uso del gas natural para temas industriales y consumo doméstico. El hito de expansión del sector fue en el 2004, fecha en la cual se iniciaron las operaciones comerciales del Proyecto Camisea, estableciendo una tendencia creciente en el desarrollo de la industria del gas natural en el interior del país. El progreso alcanzado por esta industria se observa en el costo de la explotación del gas natural valorizado en US$ 1,311.7 MM en el año 2012 (91 veces mayor que los US$ 14.4 MM del año 2002) en donde el Proyecto Camisea tuvo una participación de 95% del costo. La industria del gas natural está compuesta de una serie de
0 20 40 60 80 100 120 140
Tailandia Canada Otros Sy ac Brasil Chile Belgica Otros Europa y Euroasia Oriente Medio México EE.UU.
Argentina Italia Turquía Francia Reino Unido Taiwan China India España Corea del Sur Japón
0 100 200 300 400 500 600 700
Mexico Canada Australia Africa S y C America Singapure India Japon China Otros Asia EE.UU.
Europa
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000
0 200,000 400,000 600,000 800,000 1,000,000
nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 en miles de barriles
en miles de USD
Exportaciones Importaciones
Miles de Barriles Exportados Miles de Barriles Importados
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Petroleo Diesel Total petróleo y diesel
BALANZA NETA = 125 - 65 = 60 MB/D
125 MB/D
90 MB/D
35 MB/D
5 actividades relacionadas en cuatro fases: (i) la exploración, (ii) la explotación, (iii) el transporte y (iv) la distribución del gas a los consumidores finales. Estas etapas son desarrolladas de forma independiente por distintas empresas.
Reservas
El Perú posee tres áreas de explotación del gas natural (GN) y líquido de Gas Natural (LGN): el yacimiento de Aguaytía (Cuenca del Ucayali), la Costa Norte (Piura- Tumbes) y Camisea (Cusco). La primera área de explotación es el yacimiento de Aguaytía localizado en la provincia de Curimaná- Ucayali a 75 km al oeste de la ciudad de Pucallpa (Lote 31-C) y a 475 km al noreste de la ciudad de Lima. El operador inicial fue Maple Gas Corp. (1994), quien cedió a Aguaytía Energy del Perú S.R.L. su participación en el Contrato de licencia, mediante una modificatoria firmada en 1996. Los accionistas de Aguaytia Energy del Perú S.R.L. son las subsidiarias de las empresas Duke Energy International Company, El Paso Energy International Company, Dynegy (Illinova Generating Company), Scudder Latin American Power Fund, Pennsylvania Power & Light (PP&L) Global LLC , y The Maple Gas Corporation. El campo cuenta con una planta de fraccionamiento que produce Gas Licuado de Petróleo (GLP) y gasolinas, lo cuales son comercializados en el área de influencia regional del proyecto que comprende una parte de Ucayali (Pucallpa) en donde se vende principalmente GLP, así como parte de Loreto y zonas aledañas de Huánuco. La cadena de comercialización también alcanza a abastecer gasolinas y GLP a parte de la sierra central de Junín y Lima. El proyecto de Aguaytía es de tipo energético multiproductor, ya que a partir del gas natural se producen combustibles líquidos de alto valor comercial y electricidad. El consorcio cuenta con una planta de procesamiento de gas natural, una planta de fraccionamiento de LGN para la obtención de gasolinas y GLP, una central termoeléctrica, una línea de transmisión de alta tensión y un sistema de transporte en camiones cisterna. Este yacimiento cuenta con reservas probadas de 319.90 BCF y probables de 43.10 BCF de gas natural seco y 12,842 MSTB de reservas líquidos de gas natural probadas.
El yacimiento de la Costa Norte se encuentra ubicado en la cuenca petrolera de Piura y Tumbes y cuenta con un potencial energético en la región, sin embargo el desarrollo del mercado ha sido limitado, y se ha basado únicamente en la producción térmica de electricidad que ha estado restringida por la competencia de las centrales hidráulicas. A su vez se ha presentado una escasez de la demanda en la zona debido a la falta de promoción del uso del gas natural en las zonas aledañas a nivel residencial, comercial e industrial y a la falta de inversiones. Las reservas probadas en la zona son de 977.30 BCF en lo referente a Gas Natural, lo cual limita la explotación a gran escala para el abastecimiento del mercado interno regional. La producción fiscalizada de gas natural se encuentra repartida entre los distintos contratistas:
i) En el Zócalo Continental, la empresa SAVIA (Lote Z2-B), ii) en la Costa SAPET (Lote I), Graña y Montero Petrolera (Lotes VI/VII) y OLYMPIC (Lote XIII), y iii) PETROBRAS (Lote X). El principal comprador de gas natural de estos yacimientos es la Empresa Eléctrica de Piura S.A. (EEPSA), de propiedad del Grupo ENDESA de España, en cuya planta de secado se obtiene gas natural seco para alimentar una central termoeléctrica, y LGN del cual obtiene GLP y gasolinas que son comercializadas en el mercado local (Piura y Tumbes).
EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE LNG
Fuente: MINEM Elaboración PCR
El descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el 2004 estableció un hito en la historia del Gas natural del Perú, debido a la cantidad de reservas probadas que poseía siendo 16 veces el tamaño del yacimiento de Aguaytía y casi 32 veces el tamaño de los yacimientos de la Costa Norte. Asimismo, las reservas de líquidos de gas natural de Camisea son cuantiosas en relación al resto de yacimientos (28.5 veces el tamaño de las reservas de Aguaytía). Esto determina que Camisea se constituya en la base más importante para el desarrollo de la industria del gas natural en el Perú. Las reservas probadas de gas natural en el país, ascienden a 15.38 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y 88) representan el 86.90%. Dichas reservas probadas de gas natural representan el 54% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles). En cuanto a los líquidos de gas natural, las reservas probadas ascienden a 789.7 MMBLS, en donde las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y Lote 88) representan el 93% y denotan el 53% del total de reservas (probadas, probables y posibles). Si bien el lote 56 y 88 operado por Pluspetrol posee en la mayor participación en esta región se cuenta con otros siete lotes explorados: Lote 1AB (Pluspetrol Norte), Lote 8 (Pluspetrol Norte), Lote 67 (Perenco), Lote 31B/D (Maple), Lote 31C (Aguatía), Lote 31E (Maple) y Lote 57 (Repsol). Este último posee 1,845 BCF de reservas probables en explotación y se posicionaría como uno de los focos de explotación por su nivel de recursos.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Reservas Posibles Reservas Probables Reservas Probadas
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1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Reservas Probadas Reservas Probables Reservas Posibles
6
RESERVAS DE GN -LNG: CONTRATOS EN EXPLOTACIÓN/ EXPLORACIÓN - DICIEMBRE 2012
Gas Natural ( BCF) Líquido de Gas Natural (MSTB)
Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles
XIII OLYMPIC 665 421 628 0 0 0
Subtotal Costa 977 555 730 0 0 0
Z-2B SAVIA 205 58 82 14,363 4,034 5,725
Z-1 BPZ 0 215 121 0 11,814 6,638
Subtotal Zócalo 205 279 225 14,363 16,221 13,595
56 PLUSPETROL 2,996 969 470 216,476 76,682 34,646
57 REPSOL 563 1,846 560 30,749 101,518 30,784
88 PLUSPETROL 10,315 1,642 2,258 515,072 99,628 137,442
Subtotal Selva 14,194 4,610 3,406 775,409 278,753 203,792
Total contratos en explotación 15,376 5,444 4,360 787,772 294,974 217,787
58 PETROBRAS 0 2,265 770 0 135,882 46,214
Subtotal Selva 0 2,266 779 0 135,882 46,214
Total de contratos en exploración 0 2,266 782 0 135,883 46,214
Total país 15,376 7,710 5,142 789,772 430,856 263,601
Fuente: MINEM Elaboración PCR
Producción
En la actualidad son nueve las empresas que se encuentran en la fase de extracción del gas natural en el Perú siendo únicamente el gas natural extraído de Camisea el que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El resto de las empresas comercializan a una escala menor y lo destinan a empresas industriales con las que mantienen contratos o empresas de generación eléctrica de terceros como es el caso de Petro –Tech y Aguatía Energy.
Por estas razones, el yacimiento Camisea (operado por Pluspetrol) explica el 97% de la producción al cierre de diciembre 2013, a partir de ello, centraremos el análisis prioritariamente en el Proyecto antes mencionado. El acrecentamiento de la producción de gas natural inició con el apertura de producción del Lote 88 en el 2004 y del Lote 56 en el 2010 observándose una tasa de crecimiento promedio anual de 38.55% en el periodo 2004 – 2013, siendo la producción a diciembre 2013 de 1.19 Miles de MMPCD superior en 4.43% en relación a diciembre 2012 (1.14 Miles de MMPCD). A agosto 2013, la producción del Proyecto Camisea (Lote 56 y Lote 88) alcanzó el 96.49% del total producido.
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL –MILLARES MMPC PRODUCCIÓN DE LGN-MPBD
Fuente: MINEM-*Las cifras del 2013 equivale al acumulado de la producción al mes de agosto/ Elaboración PCR
A diciembre 2013, la producción fiscalizada total fue de 36.79 MM MPC (34.26 MM MPC a diciembre 2012) presentando un crecimiento de 7.39% como resultado del incremento de la producción del lote 88 (Pluspetrol Camisea) que tuvo un aumento de 1.43 MM MPC cerrando con 15.68 MM MPC, el segundo incremento más importante lo tuvo el Lote 56 que pasó de 18.93 MM MPC (Diciembre 2012) a 19.86 MM MPC (Diciembre 2013). En ese sentido el total de la producción de la selva incrementó en 2.37 MM MPC (+7.08%), seguido por el total costa con 101,237 MPC (+15.83%) y el total zócalo con 56,728 MPC (+66.57%).
En el 2014, Repsol Exploración Perú (Sucursal Perú) inició la extracción comercial del gas natural y líquidos de gas natural en el Lote 57. Ubicado en la selva sur entre las provincias de Satipo – Junín, Atalaya del departamento de Ucayali y la Convención-Cusco con una extensión de 287,102 hectáreas. El gas natural proveniente de este lote será procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas y los líquidos de gas natural serán procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. A diciembre 2013, el proyecto demandó una inversión aproximada de US$ 808 MM y cuenta con reservas probadas de gas natural que se estiman en 0.96 TCF y de líquidos de gas natural en 54.5 MM de barriles. La producción de gas natural en el lote 57 que inició el 27 de marzo del 2014 extraerá inicialmente 85 MMPCD y 5,180 BPD de líquido de gas natural. Posteriormente, en el año 2018 alcanzará un pico de producción de 210 MMPCD de gas natural y 12,000 BPD de LNG. Dentro de los planes de exploración del 2014 se tiene el registro de sísmica 2D, técnica por medio de imágenes de forma bidimensional que se emplea para obtener información de las capas de rocas en el fondo de la tierra, en estructuras Mapi y Mashira. Para el 2015 se tiene proyectado la perforación de un pozo exploratorio en estructura Mashira y para el 2017 la perforación de un pozo exploratorio en estructura Mapi Subthrust. Dentro del plan de inversión 2014 -2018 se tiene previsto invertir aproximadamente US$ 592 MM.
0 90 180 270 360 450
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013*
Total Costa Norte y Zocalo Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Aguatía
0 20 40 60 80 100 120
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013*
Aguaytía Petrotech Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56
7 Transporte
El transporte del GN desde los campos de explotación en Cusco hasta Lima se encuentra a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TGP). Para lo cual, cuenta con un gasoducto de 730 km de recorrido (530 MMPCD) de capacidad de transporte, como resultado de sus dos ampliaciones. Inicialmente partió con 314 MMPCD, en el 2009 se incrementó a 450MMPCD que era la capacidad máxima contractual según contrato de concesión y en el 2010, se amplió8 a 530 MMPCD. La evolución del volumen transportado está correlacionada con la producción de GN del yacimiento denotando el mayor incremento a partir del 2010. El inicio de las operaciones de PNLG incrementó de manera sustancial el volumen transportado, TGP posee un contrato en firme9 con PNLG con el objetivo de transportar hasta 620 MMPCD en el tramo selva del gasoducto, punto en el que inicia el recorrido del gasoducto de PNLG hasta la costa. El alto incremento de la demanda interna del GN generó que la capacidad del gasoducto se encuentre totalmente contratada, motivo por el cual se ha iniciado la expansión del gasoducto y que se estima alcance los 950 MMPCD al 2015. De otro lado, el volumen promedio diario de gas natural transportado por TGP durante septiembre del 2013 para el mercado interno fue de 563 MMPCD y para la exportación 609 MMPCD. Así mismo, el indicador de utilización del ducto promedio del mes es 92% de la capacidad del sistema de transporte. Para el caso de LGN el promedio transportado alcanzó los 97.70 MBPD, lo que representa un incremento del 6% en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 2012.
VOLÚMENES PROMEDIO TRANSPORTADOS DE GN- MMPCD VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA-MBPD
Fuente: Pluspetrol-*Volumen promedio transportado de LGN enero-sept 2013 / Elaboración PCR
Los ingresos de TGP han presentado una tendencia creciente desde inicio del Proyecto Camisea; sin embargo, ha denotado una menor actividad en los últimos periodos producto de que no se han concretado parte de los programas de expansión que se tenían planeados. Los ingresos de la empresa parten de los rubros del transporte de gas natural con la distinción de la línea del mercado doméstico y extranjero, siendo este último vinculado a PNLG. Para el caso de transporte de gas natural en el mercado local, TgP cuenta con una importante cartera de clientes, conformada principalmente por empresas de generación de energía eléctrica, compañías de distribución y grandes industriales.
Los ingresos por transporte de gas natural corresponden a los servicios prestados a los usuarios finales del sistema de transporte de acuerdo a las tarifas determinadas conforme lo establece el contrato BOOT de Concesión, las cuales son ajustadas anualmente por el U.S.S Producer Price Index (PPI). Para la prestación de servicio de transporte de gas natural se poseen dos modalidades de contratación: (i) el servicio de transporte firme, donde el usuario denota una capacidad reservada diaria fija y cuyo pago es independiente del uso y (ii) el servicio de transporte interrumpible, el usuario establece una cantidad máxima diaria de transporte realizando el pago solo del uso efectivo de la red de transporte; sin embargo, este tipo de contratación se encuentra sujeto a la disponibilidad de la misma.
COMPOSICIÓN DE LA CARTERA DE CLIENTES
PARTICIPACIÓN DE CLIENTES DEL MERCADO LOCAL – 50.73% SOBRE EL TOTAL DE VENTAS
Generadoras eléctricas
Distribuidores
(Clientes regulados) Industriales
EDEGEL S.A.A. Cálidda Alicorp S.A.A.
ENERSUR S.A.A. Contugas S.A.C. UNACEM
Kallpa Generación Cerámica Lima S.A.
SDF Energía S.A.C. Cerámica San Lorenzo S.A.C.
EDAGASA Corporación Aceros Arequipa S.A.
EGESUR Corporación Cerámica S.A.
Duke Energy Egenor Minsur S.A.
Fenix Power Perú Owen Illinois Perú S.A.
Termochilca Pluspetrol Perú Corporation S.A.
Sudamericana de Fibras S.A.
Fuente: TGP / Elaboración PCR
Distribución
Cálidda (Gas Natural de Lima y Callao), es la empresa que tiene la concesión del Estado por un plazo de 33 años prorrogables para diseñar, construir y operar el sistema de distribución de gas natural en el departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao en el Perú. Su principal accionista es el Grupo Energía de Bogotá10. Cálidda
8 En base al Acuerdo de Uso de Capacidad (CUA) del gasoducto de PLNG
9 "Firme" es una característica del servicio brindado a los clientes que no prevé interrupción, salvo en situaciones de emergencia o fuerza mayor.
10 Líder empresarial del sector energético con presencia en Colombia, Perú y Guatemala.
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2
0 200 400 600 800 1000 1200
2010 2011 2012 2013
Volumen Transportado Sistema Mlavinas-Lurín Volumen Transportado para Planta Melchorita Máximo Volumen Transportado en el mes Indicador de Uso del ducto TGP-Contrato BOOT
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
0 20 40 60 80 100 120
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013*
Volumen de LGN Transportado (MBPD) Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG)
Generadoras 8%
Distribuidoras 69%
Industriales 23%
8 distribuye el GN a los clientes regulados como residenciales e industriales con consumos menores a 30,000 m3/día.
Inició operaciones en el 2004 con una capacidad de 150 MMPCD, la cual fue ampliada en 255 MMPCD en el 2006 para que en el 2011 inicie el proyecto de expansión de la red principal que concluyó en mayo 2013 y aumentó la capacidad del sistema de distribución de gas natural a 420MMCFD. Después de realizar las pruebas de commissioning11 y obtener los permisos necesarios, se inició la puesta en operación comercial en agosto 2013. De otro lado, el plan de inversión propuesto de Cálidda para el periodo 2014-2018 se presentó al ente regulador (OSINERGMIN) en julio 2013. Se espera tener la aprobación en mayo 2014 en conjunto con el nuevo esquema tarifario para 2014-2017. En agosto del 2013, el Gobierno Peruano promulgó un Decreto Supremo aprobando un conjunto de “Disposiciones para mejorar la operación masiva de gas natural”, que introdujo algunos cambios positivos en la industria, como: (i) Continuar e incrementar el actual sistema de descuento promocional hasta 10,000 clientes residenciales por mes (ii) Requerir la construcción de instalaciones interna de gas natural en todas las nuevas construcciones de edificios multifamiliares con el objetivo de facilitar la distribución del gas natural en aquellos distritos donde exista o pueda existir infraestructura de distribución de gas (iii) Permitir a Cálidda tercerizar con contratistas las actividades de habilitación de las conexiones de gas natural en las viviendas.
Cálidda ha experimentado un incremento sostenido en el volumen vendido en los últimos años, esta tendencia creciente está presente en los cuatro segmentos de clientes (Residencial Comercial, Industrial, Estaciones GNV y Generadoras Eléctricas) para el 2013, ya que el volumen total vendido alcanzó 577 MMPCD siendo 14.00% mayor en comparación al 2012 (508 MMPCD). La variación es explicada principalmente por la conexión de las dos plantas de generación (Fénix y Termochilca), que se llevó a cabo con la firma de contratos por 126 MMCFD. En el 2013, Cálidda hizo 60,099 conexiones de gas natural logrando a noviembre 2013 un nuevo récord mensual con un máximo de 8,417 conexiones.
La mayoría de ellos en el segmento residencial y comercial y por lo tanto, generó beneficio para la población de Lima y Callo. En septiembre 2013, Cálidda entró por primera vez a Villa El Salvador y en octubre incursionó en Comas. Del lado del segmento residencial, Cálidda distribuye gas natural a 15 de los 49 distritos de la Lima y Callo: Villa El Salvador, Comas, San Juan de Lurigancho, El Augustino, San Miguel, Santiago de Surco, Jesús María, Magdalena, Pueblo Libre, Cercado de Lima, Los Olivos, San Martín de Porres, San Juan de Miraflores, San Borja y Villa María del Triunfo. De forma similar, a nivel industrial y estaciones de GNV, Cálidda está presente en más de 30 distritos.
COMPOSICIÓN DE INGRESOS POR SEGMENTO DE CLIENTE RED DE PENETRACIÓN
Fuente: Cálidda-*Clientes que están cercanos a la Red de Distribución / Elaboración PCR
La red de distribución de Cálidda se amplió por 854 km, alcanzando un total de 3,404 kilómetros de tubería subterráneas.
En el 2013, Cálidda ha construido 20 km de red de alta presión de acero y 834 km de polietileno de la red secundaria. De otro lado, el ratio de penetración de la red es medido como el número de clientes conectados sobre el número de clientes potenciales que se encuentran cerca de la red de distribución de Cálidda. De ello se estima que hay más de 330,000 potenciales clientes (entre los hogares y otros tipos de clientes) lo suficientemente cerca para la red de distribución de Cálidda, de los cuales 183,823 están actualmente conectados. Esto resulta en una red de penetración de 50%, que s e espera vaya incrementándose con la mayor difusión del servicio. La tasa de penetración de la red ha aumentado en los últimos años producto de la estrategia comercial de Cálidda que se centra principalmente en los distritos que se caracterizan por una renta media y baja en donde los ahorros producidos por el uso del gas natural frente a otros combustibles alternativos son más apreciados y por lo tanto, hay una mayor aceptación para el servicio proporcionado.
Esquema tarifario de GN
El precio establecido para el Gas Natural proveniente del Yacimiento Camisea está compuesto por tres partes: (i) el precio a boca de pozo, precio máximo establecido en el contrato de licencia (ii) la tarifa por transporte de Camisea a Ventanilla, la cual es una tarifa regulada (iii) la tarifa de distribución en media y baja presión que se encuentra segmentada por categorías volumétricas, la cual también es regulada y (iv) la tarifa para la usuarios de GN por medio de Cálidda que incluye los cargos máximos por tubería de conexión que se encuentra regulada y acometida; es decir, regulada para usuarios residenciales.
Para el caso del gas natural de Camisea, el precio del gas natural en “Boca de Pozo” no es materia regulada por OSINERGMIN, debido a la Cláusula 8.4.4.1 en el literal (a) del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos
11Commissioning es la puesta en marcha del proyecto que comprende la aplicación integrada de un conjunto de ingeniería técnicas y procedimientos para verificar, inspeccionar y probar cada componente operacional del proyecto.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2009 2010 2011 2012 2013
Otros Instalación de Servicios Generación Eléctrica Estaciones GNV Industrial Residencial y Comercial
0 10 20 30 40 50 60
0 50 100 150 200 250 300 350
2009 2010 2011 2012 2013
Millares
Clientes Totales Clientes Potenciales* Ratio de Penetración
9 en el Lote 88, fijó el precio realizado máximo de 1 US$/MMBTU para el generador eléctrico y de 1.80 US$/MMBTU para los demás consumidores. Estos precios no incluyen la fórmula de actualización. El valor del precio máximo básico del gas natural para el sector eléctrico fue determinado asumiendo un modelo de competencia perfecta para el negocio del gas natural (que en la práctica es un monopolio) teniendo por objeto maximizar la utilidad del productor del gas natural.
En el caso del transporte, el costo se determinada por la relación costo y demanda, debido a que un alto nivel de riesgo de mercado incrementa los costos y de otro lado, el mayor precio del gas reduce la demanda con lo que aumenta la tarifa y el incremento en la tarifa de transporte incrementa el precio del Gas. En este marco, OSINERGMIN creó la Tarifa Única de Transporte de GN a través del cual se cobra una única tarifa a todos los usuarios y es calculada como el promedio ponderado de las tarifas que han sido aprobadas por OSINERGMIN a los diversos concesionarios de transporte de GN; tarifas medidas, por servicio prestado en relación a sus contratos de concesión. Se debe resaltar que la regulación ingresará en vigencia cuando el Gasoducto al Sur (Kuntur) inicie operación comercial. De otro lado, para el caso de TGP se aplica la tarifa base establecida en el contrato de concesión que corresponde a US$ 31.4384 por mil m3.
Esta tarifa se establece cada dos años y se actualiza el primero de marzo de cada año en base al índice de Precios de Estados Unidos (PPI) y mensual por el tipo de cambio. Esta tarifa es equivalente a la regulada como resultado de la extinción de la garantía por red principal, la cual daba una compensación por déficit que se pudiese presentar entre los ingresos provenientes de la capacidad contratada; es decir, el ingreso esperado y aquellos ingresos asociados a la capacidad garantizada determinada en el contrato de concesión; es decir, el ingreso garantizado. La tarifa de transporte vigente es de US$ 1.07 por miles de pies cúbicos.
Las tarifas de distribución están divididas en redes de alta, media y baja presión que abastecen a diversos tipos de clientes entre ellos Generadores Eléctricos, Industrias, Estaciones de Servicio de GNV, Comercios y Residencias. Para algunos tipos de clientes la presión es muy importante (Generador Eléctrico, Industria y GNV) ya que una presión mínima garantizada le permite utilizar aparatos de consumo de menor costo y de mejor rendimiento, ello origina ahorros al cliente en su instalación y uso interno. Las tarifas reguladas para la empresa Cálidda no distinguen a las categorías de usuarios por el tipo de consumidor (a excepción del GNV y la Generación eléctrica), sino que son generales, independiente de si los consumidores son residenciales, comerciales e industriales. Las tarifas han sido establecidas en dos partes: un cargo fijo mensual y un cargo variable por m3. Adicionalmente, el cargo fijo y variable se puede dividir en un margen comercial y un margen de distribución, dependiendo de la proporción del costo comercial dentro del costo total de distribución. Los cargos variables son decrecientes a medida que aumenta el consumo unitario por usuario. En general, los cargos fijos por usuario, por estar conectados a la red son crecientes a medida que aumentan los niveles de consumo. Se han establecido cuatro categorías de niveles de tarifas para las redes de distribución de gas natural: (i) Categoría A (Hasta 300 m3 de consumo por mes), (ii) Categoría B (Entre 301m3 de consumo y 17,500 m3 por mes), (iii) Categoría C (Entre 17.501 m3 de consuno y 300.00 m3 por mes) y (iv) Categoría D (Más de 300.000 m3 por mes). El GNV se encuentra entre la Categoría C y D y se establece como un valor único para este tipo de clientes, de tal forma que no exista mayor diferencia entre los que pertenecen a dicha categoría.
COMPARACIÓN TARIFARIA- LIMA Y ZONAS DE CONCESIÓN Concepto
Categoría A Categoría D
Tarifas (US$/ MMBtu) Tarifas (US$/ MMBtu)
Lima Norte Suroeste Lima Norte Suroeste
Boca de Pozo/GNL 3.17 3.78 3.78 3.17 4.04 4.04
Transporte 1.03 3.32 3.38 1.03 3.32 3.38
Distribución 5.57 9.01 9.07 0.95 5.85 5.91
Precio Final 9.77 16.11 16.23 5.15 13.21 13.33
Fuente: Utilities / Elaboración PCR
Petróleo
La producción y actividad del sector petrolero en el Perú data de mediados del siglo XIX, momento en el que se perforaban pozos en la zona norte del país. Actualmente las compañías de extracción de este hidrocarburo están distribuidas en tres diferentes zonas, las cuales son i) el zócalo norte en Piura y Tumbes (Savia, BPZ), ii) la costa norte en Piura (GMP, Petromont, Interoil, Sapet, Unipetro, Petrobras, Olympic) y iii) la selva en Loreto y Huánuco (Pluspetrol, Maple, Perenco, Cepsa, Gran Tierra). A nivel de reservas la zona más representativa es la selva norte y, particularmente en los lotes 8 y 1AB operados por Pluspetrol Norte. Respecto a la producción, ésta ha presentado una tendencia decreciente en los últimos años, comportamiento que también se observó en 2013 respecto a la producción alcanzada al cierre de 2012. Sin embargo, en el año 2013 también se registró operaciones en los yacimientos de los lotes el 67, 95, 131 y 102, el primero inició operaciones totalmente tras obtener suscribir su contrato de explotación ejercido a partir de 2013. Estos lotes, además de representar una mayor inversión en actividades exploratorias, contribuyendo a las reservas, también son un potencial de crecimiento para la producción. Finalmente, la actividad de refinería representado principalmente por la Refinería la Pampilla (Repsol) y Refinería Talara (Petroperú) se podría ver beneficiada por el potencial de crecimiento del sector upstream (exploración y explotación).
Reservas
En el Perú existen tres zonas en donde se estima la existencia de reservas de petróleo, estas son el Zócalo norte, el Noroeste peruano (Costa Norte) y la Selva peruana (selva norte y selva central). La última ubicación, y en especial la selva norte, posee una posición predominante con el mayor nivel de reservas del país. Al 2012, dicha zona representaba
10 el 42.01% del total de reservas probadas (31.80% de las reservas probables y 32.59% de las reservas posibles12). Los lotes considerados dentro de esta zona son el Lote 8, Lote 1-AB ambos a cargo del operador Pluspetrol Norte, Lote 102, Lote 67 y Lote 95 bajo las operaciones de Pluspetrol E&P, Perenco y Gran Tierra, respectivamente.
El nivel de reservas de petróleo ha mostrado una tendencia casi constante desde 2003, con una tasa promedio de crecimiento de 0.45% para el periodo 2003-2012. Así, el total de reservas de petróleo para 2012 ascendió a 6,053.47 MBS (miles de barriles), representando un aumento en 3.86% respecto al nivel de 2011. Cabe señalar que desde 2009 se contempla en el total de reservas la categoría recursos, medidos como una reclasificación de las reservas posibles;
esto a partir de la aplicación de criterios referentes al Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos (SPE/PRMS) elaborado por la Society of Petroleum Engineers. Apartando el efecto de los recursos antes mencionados, las reservas de petróleo a 2012 estaban conformadas 30.56% por reservas probadas, 32.26% por reservas probables y 37.18% por reservas posibles. La evolución de las primeras ha sido positiva en el tiempo; sin embargo, desde 2003 presenta una tasa de crecimiento promedio interanual de 5.61% y una representación promedio de 8.01% del total de reservas, ello evidencia la necesidad de inversión en este sector para recategorizar las reservas probables y posibles en reservas probadas, para la posterior explotación del recurso.
COMPOSICIÓN DE RESERVAS DE PETRÓLEO RESERVAS DE PETRÓLEO POR ZONA GEOGRÁFICA
Fuente: MINEM / Elaboración: PCR
Producción
Los hidrocarburos líquidos producidos en el Perú están representados por el petróleo crudo y líquido de gas natural (LGN). En conjunto, a diciembre de 2013, la producción promedio anual de hidrocarburos líquidos alcanzó los 167.45 miles de barriles por día (MBPD), representando un aumento en 10.10% respecto a diciembre 2012. Este incremento estuvo explicado en mayor medida por el crecimiento de la producción de LGN; el cual en el año 2013 creció en 21.28% mientras que la producción de petróleo disminuyó en 5.72%. En relación a los partícipes por producción de hidrocarburos líquidos, se observa que Pluspetrol Perú Corporation S.A. es el principal productor con una participación del 60.35%, seguido de Pluspetrol Norte y Petrobras con 14.54% y 6.81% de participación, respectivamente. Asimismo, la selva es la zona que concentra la mayor producción de hidrocarburos líquidos (39.65%), estrechamente seguida por los resultados de producción de la costa (39.47%). Cabe destacar que, en los últimos años la distribución de participación se ha inclinado hacia el LGN y hacia la selva dada la importancia que está ganando la producción asociada al proyecto Camisea (Lotes 56 y 88 operadas por Pluspetrol Corp.).
El petróleo crudo producido en el 2013 ascendió a 754.9 MBPD (-45.81 MBPD respecto a 2012). En términos de miles de barriles (MBLS) acumulados, la producción de petróleo en 2013 fue de 22,956 MBLS, y así como en el caso de los BPD, tuvo una disminución de 5.90% (-1,440 MBLS) frente a la producción alcanzada en 2012. Dicha variación se explica en la menor producción de los principales lotes petroleros (Lote 1-AB, -3.89%; lote 8, -1.67%; X, -18.48% y Z-2B,
12 Las reservas probadas, probables y posibles se diferencian por el grado de certeza que se tiene sobre la medición de cada una de ellas; siendo las primeras las de mayor probabilidad de recuperación (pues ya han sido medidas) y así sucesivamente.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Recursos R.Posibles R.Probables R.Probadas
- 100 000 200 000 300 000 400 000 500 000 600 000 700 000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Selva Central Selva Norte Zócalo Costa Norte
PRODUCCIÓN MENSUAL DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (MBPD) PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR LOTE
Fuente: PETROPERU / Elaboración PCR Fuente: SNMPE / Elaboración PCR
0 50 100 150 200
nov-12 dic-12 ene-13 f eb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 LGN Petróleo
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000
1-AB 8 X Z-2B XIII Otros
2012 2013
11 -13.38%), efecto que fue ligeramente contrarrestado por el aumento de producción del lote XIII (Olympic) en +48.53%.
En conjunto, el primer grupo de lotes representa el 73.36% del total de producción nacional.
Dicha producción incluye las extracciones de petróleo del lote 67 (operado por Perenco) que ya se encuentra en fase de explotación y registró producción en diciembre 2013 ascendente a 14.36 MBLS. Por otro lado, la producción total también registra las actividades de algunos de los lotes en fase exploratorio, entre los que se encuentra el Lote 131 (selva central, Cepsa), Lote 102 (selva norte, Pluspetrol E&P) y el Lote 95 (selva norte, Gran Tierra).
Refinación
El petróleo crudo extraído de los yacimientos se transporta por medio de los oleoductos que cubren la ruta desde la selva del Perú hasta la estación de Bayovar ubicada en la costa. La tubería que conforma este oleoducto tiene un límite mínimo de fluencia de 36.3 kilogramos por milímetro cuadrado. A partir de ese punto se provee de crudo a las refinerías del país o para la exportación.
El petróleo crudo es un elemento que contiene diversos componentes, cada uno de ellos con distinto peso molecular y punto de ebullición. El proceso de refinado consiste en la exposición del crudo a diferentes temperaturas, permitiendo así separar los elementos contenidos en este a través de los distintos niveles de ebullición (destilación). Entre los productos derivados de dicho proceso se encuentran la nafta, el kerosene, el combustible diesel, los aceites pesados, aceites lubricantes, ceras y asfaltos.
La actividad de refinación demanda altos niveles de inversión en activos fijos y dadas las limitaciones de uso de la infraestructura asociada a ella, eleva los costos hundidos y conforma barreras a la entrada de nuevas empresas al rubro. Actualmente, en el Perú existen siete refinerías activas, de las cuales cinco tienen como principal accionista a Petroperú (empresa estatal de derecho privado), mientras que las restantes son de propiedad privada. Cabe señalar que, la Refinería Pucallpa es propiedad de Petroperú pero es operada por The Maple Gas Corporation del Perú S.A por medio de un contrato de arrendamiento. En conjunto, todas las refinerías tienen una capacidad de producción ascendente a 211,200 BPD**.
PRINCIPALES DATOS DE REFINERIAS EN EL PERÚ
Refinería Operador Ubicación Tipo de destilación* Capacidad instalada (BPD)**
La Pampilla Repsol YPF Ventanilla - Callao DP,DV,FCC 110,000
Talara Petroperú Talara – Piura DP,DV,FCC 65,000
Conchán Petroperú Lima - Lima DP,DV 15,500
Iquitos Petroperú Maynas - Loreto DP 10,500
Shiviyacu Pluspetrol El Tigre - Loreto DP 5,200
Pucallpa Petroperú Coronel Portillo - Ucayali DP 3,300
El Milagro Petroperú Ucubamba - Amazonas DP 1,700
*DP (destilación primaria), DV (destilación al vacio), FCC (craqueo catalítico).
**En UDP (unidades de destilación primaria). Información a mayo 2012.
Fuente: SNMPE, RELAPASA, MINEM/ Elaboración PCR
Una de las características más resaltantes del sector de refinería en Perú es que una importante proporción del crudo a procesar es importado. En promedio el nivel de crudo procesado en Perú de origen extranjero se ha ubicado en 63.11%
entre los años 2003 al 2012. Así, para el cierre del año 2012, del total de crudo refinado (53,196 MBS), el 64.12%
correspondía a petróleo crudo exportado, mientras que solo el 35.88% fue de origen nacional.
En términos de cantidad procesada de petróleo crudo, la compañía que presenta una mayor participación de mercado es Refinería La Pampilla (Repsol y asociados), su posición predominante se observa desde 2004 y su participación promedio desde ese año hasta 2013 fue de 49.01%. Al cierre del año 2013 las cargas procesadas de petróleo en las refinerías fue de 59,023.52 miles de barriles (MBS), con una distribución de 41.60%, 35.51% y 22.89% de producción por las refinerías La Pampilla, Talara (Petroperú) y otras de menor tamaño.
PRODUCCION POR REFINERIA (MBS) EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE DERIVADOS DE PETROLEO (MBS)
Fuente: MINEM / Elaboración PCR
48,000 50,000 52,000 54,000 56,000 58,000 60,000
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 R. La Pampilla R. Talara Otras P. crudo procesado total
0 10 20 30 40 50 60 70 80
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
