S
MERCADO DE GAS NATURAL PRIMER SEMESTRE DEL 2017
Año 6 – Nº 10 – Diciembre 2017
Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima – Perú
www.osinergmin.gob.pe
Gerencia de Políticas y Análisis Económico Teléfono: 219-3400, Anexo 1057
http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/acerca_
Diciembre 2017 Año 6 - Nº 10 - 2017
Contenido
Resumen Ejecutivo ... 2
1. Mercado Mundial ... 3
Reservas y producción ... 3
Consumo ... 3
Comercio Internacional ... 4
Precios internacionales ... 4
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 ... 7
Inversiones ... 8
2.2 Demanda de Gas Natural en el Perú ... 8
Clientes y consumo por sectores ... 8
Gas Natural Vehicular ... 9
2.3 Exportaciones ... 9
2.4 Precios... 10
2.5 Análisis Financiero ... 11
Pluspetrol Camisea S.A ... 11
TGP ... 12
GNLC (Cálidda) ... 12
PLNG ... 12
Resumen de variables... 13
Notas ... 14
Abreviaturas utilizadas ... 15
Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural Primer Semestre 2017
Resumen Ejecutivo
Este décimo Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural (RSMMGN), elaborado por la Gerencia de Políticas y Análisis Económico (GPAE), toma como referencia la mejor información histórica disponible del sector con el objeto de presentar, describir y analizar el comportamiento de aquellas variables que caracterizan al mercado de gas natural tanto a nivel mundial como de nuestro país. En esta ocasión corresponde reportar dicho comportamiento hasta el primer semestre del 2017.
El RSMMGN se organiza en dos secciones, en la primera de ellas se muestra información internacional de producción, consumo, comercio y precios de gas natural. La segunda sección se enfoca en el mercado local mostrando información de oferta, demanda y comercio exterior, concluyéndose con un análisis financiero de las principales empresas que participan en los segmentos de producción, transporte y distribución en nuestro país.
Como hechos relevantes del mercado mundial se puede señalar que, entre los países pertenecientes a la OCDE [1], Estados Unidos se mantiene como el mayor productor y consumidor de gas natural. En el plano del comercio internacional, OCDE Europa exportó e importó la mayor cantidad de gas natural. Por el lado de los precios, el marcador Henry Hub se mantuvo estable bordeando los US$/MMBTU 3.0 (dólares por millones de BTU).
En el mercado peruano de gas natural, las reservas posibles y probables de gas y LGN han disminuido; mientras que las reservas probadas muestran un comportamiento inverso. La producción de gas natural registró una reducción de 3.7% y la producción de líquidos de gas natural se incrementó de manera ligera en 1.05%.
En el ámbito del consumo, el principal consumidor ha sido el segmento eléctrico (266 MMPCD) y el número de clientes y vehículos que se convierten a gas natural mantienen una tendencia creciente. Finalmente, España se ha convertido en nuestro principal destino de exportación.
Reservas Probadas de Gas Natural (TCF) 2000-2016*
Fuente: BP Nota: *Sólo se dispone de información al 2016.
Fuente: IEA Nota: *Primer semestre del 2017
Fuente: IEA Total 2017-I = 30.47 TCF
Total 2016-I = 30.53 TCF
1. Mercado Mundial Reservas y producción
Las reservas mundiales probadas de gas natural presentan un incremento acumulado de 34% durante el periodo 2000 al 2016, al pasar de 4920 TCF en el año 2000 a 6589 TCF el 2016. El Medio Oriente se mantiene como la región con mayor cantidad de reservas (43%), explicado por las reservas probadas de Irán, Qatar y Arabia Saudita. Europa y Eurasia concentran la segunda mayor cantidad de reservas (30%),primordialmente por las de Rusia y de Turkmenistán.
Durante el periodo 2011 al 2016 la producción de gas natural en los países miembros de la OCDE presentó una tasa promedio de crecimiento de 2% anual, al pasar de 42.2 TCF en el 2011 a 46.7 TCF en el 2016. OCDE- Américas es quien viene concentrando más del 70% de la producción a lo largo del periodo evaluado, principalmente por la producción de Estados Unidos. Del 2011 al 2016, la producción de OCDE- Américas mostró un crecimiento acumulado del 11%, en contraste con la disminución de la producción de OCDE-Europa de 10%.
Al primer semestre del 2017, se mantiene la participación relativa histórica identificada de la producción según los grupos de países miembros de la OCDE, con una producción acumulada de 23.38 TCF, resultado similar a lo registrado en el primer semestre del 2016 (22.97 TCF).
Consumo
La comparación de la participación relativa en el consumo de los distintos grupos de países integrantes de la OCDE arroja resultados similares para el primer semestre del 2017, comparado con el primer semestre del 2016. Como hechos relevantes se puede indicar que los países integrantes de OCDE – Américas y OCDE- Europa concentran alrededor del 87% del consumo y que Estados Unidos se mantiene como el principal consumidor (44% del consumo total) con 13.37 TCF al primer semestre del 2017.
Total 2017-I = 18.56 TCF Fuente: IEA Total 2016-I = 17.35 TCF
Total 2017 1T = 12.19 TCF Fuente: IEA Total 2016 1T = 10.93 TCF
Fuente: EIA
Comercio Internacional
El gas natural se comercializa por medio de gasoductos físicos o en forma de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en ingles).
Asimismo, los mercados relevantes en los cuales se concentra el comercio internacional de gas natural resultan: Norte América, Europa y Asia.
Para los países miembros de la OCDE, las importaciones de LNG y gas natural mediante ductos alcanzaron los 18.56 TCF al primer semestre del 2017, nivel de importaciones superior en un 7% a la del primer semestre del 2016 (17.35 TCF). Los países con mayor demanda de gas natural fueron: Alemania (10%), Noruega (9%) y Canadá (8%).
Las exportaciones de LNG y gas natural mediante ductos llegaron a 12.19 TCF en el primer semestre del 2017, lo cual implicó un crecimiento en 11.5% si se le compara con el primer semestre del 2016 (10.93 TCF). Los países que más exportaron fueron: Alemania (19%), Estados Unidos (13%), Bulgaria y México (6.8% cada uno), respectivamente.
Precios internacionales
Las cotizaciones internacionales del petróleo y del gas natural [2]
registraron un comportamiento similar hasta principios del 2009, año a partir del cual, dichos marcadores empiezan 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. A junio del 2017, los precios del West Texas Intermediate (WTI, por sus siglas en inglés) y Brent registraron niveles de US$ 8.07 y US$ 8.28 por MMBTU, respectivamente. A partir de finales de febrero de 2017 se apreció una caída del precio del gas natural debido al exceso de oferta que existe en el mercado, en parte, por la mayor participación en los mercados de los productores estadounidenses de shale [3].
Fuente: EIA
Fuente: MEM Nota: *Sólo se dispone de información al 2016.
Fuente: MEM
Nota: *Sólo se dispone de información a 2016.
El promedio semestral de las cotizaciones del Henry Hub, para el primer semestre del 2017, alcanzó los US$ 2.98 por MMBTU, que representa un incremento del 15% respecto al primer semestre del 2016 (US$ 2.59 por MMBTU). Asimismo, la comparación de la evolución diaria de las cotizaciones del Henry Hub, en lo que va del 2017, respecto de los niveles históricos de los últimos 5 años (2012- 2016), arroja el hecho que las cotizaciones se han mantenido dentro de los límites de la banda histórica.
2. Mercado Nacional
2.1 Oferta de Gas Natural Reservas de gas natural
En el año 2016, las reservas probadas de gas natural a nivel nacional registraron un volumen equivalente de 16.1 TCF, lo que representó un incremento de 14.2 % respecto del año anterior.
Esta situación se explica principalmente por el incremento de las reservas probadas en la zona Selva Sur (Camisea), que paso de 13.5 TCF en 2015 a 15.6 TCF en 2016. Es importante señalar, que las reservas de la Selva Sur representan el 97% del total de reservas probadas para el año 2016.
Las reservas probables de gas natural registraron un volumen equivalente a los 1.9 TCF para el año 2016 (menor en 51% respecto al 2015, que fue de 3.8 TCF) y las reservas posibles de gas natural sumaron un total de 1.7 TCF para el año 2016, disminuyendo en 16% respecto del 2015 (2.0 TCF).
Analizando las reservas por lote, se observa que el lote 88 registró la mayor participación dentro de las reservas probadas de gas natural con 9.7 TCF, seguido por el lote 56 con 2.1 TCF. Para el caso de las reservas probables y posibles, los lotes 56 y 58 registraron las mayores participaciones con 0.7 TCF y 0.8 TCF, respectivamente.
Fuente: MEM Nota: *Sólo se dispone de información al 2016.
Fuente: MEM
Fuente: MEM
Reservas de Líquidos de Gas Natural
Las reservas probadas de líquidos de gas natural (LGN) registraron un volumen de 790 MMBLS para el año 2016, lo cual representa un incremento del 10.6% respecto del 2015. En cuanto a las reservas probables de LGN, registraron un nivel de 112 MMBLS en el 2016, lo cual significa una reducción del 35% en comparación con el año 2015. Finalmente, las reservas posibles de LGN alcanzaron un volumen de 76 MMBLS, ello representó una caída del 24%
respecto de lo registrado en el año 2015.
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 79%, para el año 2008, a 96.3% al primer semestre de 2017. A nivel nacional, la producción fiscalizada de gas natural fue de 1,188.6 MMPCD durante la primera mitad del 2017, lo cual significó una reducción del 3.7% respecto del año anterior. Cabe señalar que la Costa Norte fue la segunda zona con mayor producción, con una participación del 2.9% (35.11 MMPCD) respecto al total de gas natural producido durante el primer semestre del 2017.
Analizando la producción según empresa, se observó que Pluspetrol Corporation generó alrededor del 83.4% del total de gas producido durante el primer semestre del 2017. La participación de la empresa Repsol alcanzó el 12.9% respecto al total del gas natural producido entre enero y junio del 2017. El resto de la producción estuvo a cargo de las empresas Aguaytia, Olympic, CNPC, entre otras.
Fuente: MEM
Fuente: MEM
Fuente: MEM Nota: *Sólo se dispone de información al 2016.
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 (97.5%): lotes 88, 56 y 57. Durante el primer semestre del 2017, la producción diaria de LGN a nivel nacional fue de 94.03 MBPD, registrando un incremento del 16.8% respecto del mismo semestre del año anterior. En términos agregados, la producción de LNG, en los primeros seis meses del 2017, alcanzó un nivel equivalente a los 16,593 MBL, que representó un incremento del 1.05% respecto al mismo trimestre del año anterior. Es importante señalar que la Selva Central (lote 31C) fue la segunda región de mayor producción con 218.8 MBL en el mismo periodo de análisis.
La producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) representó alrededor del 50.9% del total de derivados producidos hasta el mes de junio del 2017, el monto restante correspondió a otros derivados (49.1%) [4] En términos absolutos, la producción diaria de GLP registró un nivel equivalente a los 42.3 MBPD, registrando una caída de 3.2%, respecto del mismo mes del año previo. Hasta junio de 2017, el total de gasolina natural exportada registró un volumen acumulado de 6,822 MBLS, reflejando un aumento de 6.1%
respecto a lo exportado a junio del año anterior. [5]
Ratio reserva - producción
El ratio reserva – producción (R/P) indica la cantidad de años que las reservas actuales aseguran 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 es 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 2006-2016, el ratio R/P a nivel nacional registró una disminución significativa, alcanzando un nivel de 33 en el año 2016. 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 geográfica, se observa que el ratio R/P disminuyó considerablemente en las zonas de la Costa norte y el Zócalo, alcanzando valores de 11 y 6 respectivamente.
Fuente: PERÚPETRO Nota: *Al mes de junio del 2017
Fuente: PERÚPETRO Nota: *Al mes de junio del 2017
Fuente: MEM, DSGN
Inversiones
Desde el 2014 la tendencia de las inversiones en exploración ha sido decreciente, observándose en el 2016 (monto de inversión de 47 MMUS$) una disminución en las inversiones del orden del 85%
respecto del 2015. A junio del presente año se han desembolsado 10.5 MMUS$ para proyectos de este tipo, lo que representa solo el 42% del total invertido en el primer semestre del 2016 (24.86 MMUS$).
Las inversiones en explotación mantienen una senda decreciente desde el año 2014, sin embargo, este año se podría presentar un quiebre de esta tendencia debido a que en los seis primeros meses del 2017 se han ejecutado 157 MMUS$, monto superior en un 30%
a los 121 MMUS$ desembolsados entre enero y junio del 2016.
Se puede inferir que las tendencias decrecientes observadas en ambos niveles de inversión se correlacionan de manera directa con la tendencia decreciente que los precios internacionales de los combustibles han mostrado en los últimos años.
2.2 Demanda de Gas Natural en el Perú Clientes y consumo por sectores
Al primer semestre del 2017, el número de clientes con conexiones de gas natural supera los 543 mil usuarios, mostrando un crecimiento del 13.6% respecto de diciembre del 2016. El segmento residencial [6] concentra a la mayor cantidad de usuarios de gas natural. Este segmento registró 536 mil clientes con conexiones, lo que representa un incremento del 14% respecto a fines del 2016. De otro lado, el segmento comercial cuenta con 6 733 clientes conectados, lo cual refleja un crecimiento del 9%
respecto de lo registrado en diciembre del 2016. Los clientes industriales, generadores eléctricos y gasocentros alcanzan un total de 727 conexiones.
Fuente: MEM
Fuente: CPGNV, INFOGAS
Fuente: CPGNV, INFOGAS
Al primer semestre del 2017, el volumen promedio de consumo diario de gas natural, en Lima Metropolitana y Callao, fue de 443 MMPCD, registrando una caída de 23% respecto de los 6 primeros meses del 2016. En el mismo período de análisis, el principal consumidor de gas natural se dio en el segmento de generación eléctrica, cuyo consumo promedio diario alcanzó los 266 MMPCD.
Mientras que, en Ica, entre enero y junio del 2017, el volumen promedio diario de consumo de gas natural ascendió a 59 MMPCD, de los cuales 39 MMPCD se destinaron a Generación eléctrica.
Gas Natural Vehicular
Al primer semestre del 2017, el consumo de gas natural del sector vehicular en Lima y Callao registró una caída del 1.2% respecto del mismo semestre del año previo, pasando de 63.4 MMPCD a 62.7 MMPCD.
El número de vehículos convertidos, a junio del 2017, fue de 242.8 mil, con lo cual el parque automotor a GNV se incrementó en 3.9%
comparado con diciembre del 2016. Por el lado de la oferta, el número de talleres de conversión a GNV registró una caída de 1%, identificándose un total de 171 talleres.
Al primer semestre del 2017, el número de gasocentros o estaciones de servicio de gas natural en operación fue de 292, constituyendo un crecimiento del 7.7% respecto del primer trimestre del 2016. Asimismo, el ratio vehículos convertidos por gasocentro [7] 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 831 en junio del presente año.
2.3 Exportaciones
Durante el segundo trimestre del 2017, el volumen promedio diario de exportaciones de gas natural registró un nivel de 524 MMPCD; esto representó un decremento de 7% respecto al mismo periodo del año anterior (564 MMPCD). La totalidad del volumen de gas natural exportado se realiza a través de LNG en la planta, denominada Pampa Melchorita.
Fuente: PERUPETRO
Fuente: MEM Nota: *Otros incluye en 2016: Francia e Italia; 2017: Argentina, Francia, Inglaterra, Japón, Taiwán.
Total 2017-I = 0.10 TCF Total 2016-I = 0.09 TCF
Fuente: DSHL
Sin embargo, en términos agregados, durante la primera mitad del 2017, se exportó un volumen equivalente a los 0.10 TCF, mostrando un incremento de 9.9% respecto al mismo semestre del 2016 (0.09 TCF). Asimismo, el principal destino de exportación resultó España, registrándose una participación del 62.9% del total de LNG exportado.
Cabe resaltar que, hasta junio 2017, se ha exportado a España un total de 0.06 TCF, lo que representa el 89% del total enviado a dicho país en todo el 2016. Mientras que México ha pasado de 66%
de participación, en el primer semestre de 2016, a solo 9% en la primera mitad del 2017. Asimismo, los envíos a Japón y Francia representaron el 6.68% y 6.66%, respectivamente.
2.4 Precios
A junio del 2017, el precio real de venta de gas natural a nivel de estación de servicio registró un nivel de S/ 4.71 por galón de gasolina equivalente, [8] representando una disminución de 3.40%
respecto de abril del año previo, acumulándose una disminución del orden del 0.77% si se le compara con fines de 2016.
La brecha entre el precio real del GNV y GLP por consumo de un galón de gasolina equivalente durante el referido periodo de evaluación, registró un incremento de 13.4% al pasar de S/ 2.18 a S/ 2.47, es decir, por cada galón de gasolina equivalente consumida a través de GNV, se obtuvo un ahorro de S/ 2.47 respecto al consumo de GLP. Asimismo, las brechas entre el GNV comparado con la gasolina y el diésel [9] registraron un nivel de S/
4.75 y S/ 2.44 por galón de gasolina equivalente, respectivamente.
[10]
A junio del 2017, el peso que representa el gas natural en boca de pozo en la factura promedio mensual para los usuarios de Lima Metropolitana y el Callao, en los sectores: residencial, comercial, de generación eléctrica, vehicular e industrial [11] fue del 46%, 54%, 49%, 62% y 62%, respectivamente. Del mismo modo, el componente asociado a la distribución de los mismos sectores fue de 33%, 21%, 10%, 9% y 9%. Cabe indicar que desde mayo del 2016 se aplicaron recargos (SISE y TRS) los cuales forman parte del componente asociado al transporte.
Exportaciones promedio diarias de Gas Natural (MMPCD) I 2013 - II 2017
Fuente: Osinergmin, MEM
Principales Ratios financieros: Pluspetrol Camisea S.A
Ratio Pluspetrol Camisea S.A.
2017 – I 2016 - I Razón Corriente 0.79 2.13 Endeudamiento
Patrimonial 1.44 1.09
ROE 23.2% 15.0%
ROA 9.5% 7.2%
Fuente: SMV
Principales Ratios financieros: TGP
Ratio TGP
2017 – I 2016 – I Razón Corriente 3.07 1.96 Endeudamiento
Patrimonial 3.43 3.13
ROE 30.4% 19.9%
ROA 6.8% 4.8%
Fuente: SMV
A partir de la suscripción de la adenda al contrato BOOT con Cálidda, 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 [12]
En esta sección se realiza un breve análisis financiero de las principales empresas del sector de gas natural a nivel nacional. Los indicadores empleados son: el de razón corriente; [13] el de solvencia, el ratio de endeudamiento patrimonial, [14] los ratios ROE (Return on Equity) [15] y ROA (Return on Assets). [16]
Pluspetrol Camisea S.A
La razón corriente registró una reducción al pasar de 2.13, para el primer semestre del 2016, a 0.79 en el mismo periodo del 2017.
Sin embargo, el ratio de endeudamiento patrimonial registró un aumento de 1.09 a 1.44. En cuanto al ROE, este ratio registró un aumento de 15% a 23.2%. El ROA también registró un incremento del 7.2% al 9.5% en el mismo intervalo de análisis. La variación en el indicador de liquidez y de rentabilidad (ROA) se encuentra asociada al mayor aumento de los pasivos corrientes (142%) frente a los activos corrientes (-12%) y el aumento de la utilidad neta de la empresa (17%).
TGP
El ratio de liquidez se incrementó de 1.96 (2016-I) a 3.07 (2017-I), en la misma línea el ratio de endeudamiento patrimonial registró un aumento, pasando de 3.13 a 3.43. Del mismo modo, el ROE registró un incremento al pasar del 19.9% a 30.4% en el periodo indicado. De otro lado, el ROA aumentó de 4.8%, en el primer semestre del 2016, a 6.8% en el mismo periodo del 2017. Estos incrementos fueron explicados por la mayor caída de los pasivos corrientes (-38%) en comparación a los activos corrientes (-4%), la reducción del patrimonio (-12%) y mayores utilidades netas de la compañía (34%).
Principales Ratios financieros: GNLC
Ratio GNLC
2017 – I 2016 - I Razón Corriente 1.47 1.11 Endeudamiento
Patrimonial 1.87 1.75
ROE 10.9% 11.1%
ROA 3.8% 4.0%
Fuente: GNLC – Estados Financieros
Principales Ratios financieros: PLNG
Ratio PLNG
2017 – I 2016 – I Razón Corriente 1.62 1.52 Endeudamiento
Patrimonial 1.09 1.28
ROE -0.4% -4.4%
ROA -0.2% -1.9%
Fuente: SMV
GNLC (Cálidda)
El ratio de razón corriente de esta empresa registró una reducción, pasando de 1.11 a 1.47 entre los cierres del primer semestre del 2016 y 2017. Esto debido a una subida ligera del activo corriente (2%) frente a la reducción de los pasivos corrientes (-23%).
Asimismo, el ratio de endeudamiento patrimonial registró una caída, pasando de 1.75 a 1.87 en el mismo periodo de análisis. El retorno respecto al patrimonio pasó del 11.1% al 10.9%, mientras que el ROA disminuyó de 4.0% a 3.8%. Esto fue explicado por el mayor incremento en términos porcentuales de las utilidades netas en comparación al aumento del patrimonio.
PLNG
El ratio de razón corriente de esta empresa registró un pequeño aumento, pasando de 1.52 el primer semestre de 2016 a 1.62 al cierre del mismo periodo del 2017. Esto debido a un incremento de los activos corrientes (9.8%) y al aumento en menor medida de los pasivos corrientes (2.8%). En esa misma línea, el ratio de endeudamiento patrimonial registró una disminución pasando de 1.28 a 1.09 en el mismo periodo de análisis. Los retornos respecto al patrimonio y el a los activos exhibieron valores negativos. Sin embargo, se puede considerar como una pequeña mejoría pues el ROE pasó de -4.4% a -0.4%, mientras que el ROA pasó de -1.9% a - 0.2%.
Resumen de las principales variables del sector de gas natural en el Perú
Detalles Unidades 2014 2015 2016 2017 – I
Variables
Agentes del Sector
Exploradores Cantidad 37 33 33 33
Explotadores Cantidad 9 9 9 9
Transportadores Cantidad 1 1 1 1
Distribuidores Cantidad 2 2 2 2
Estaciones de servicio de GNV Cantidad 248 270 284 292
Estaciones de carga de GNC Cantidad 8 16 16 16
Cobertura
Cobertura [17] % 3.4 4.4 5.4 6.0
Clientes Residenciales Cantidad 279,914 376,488 471,474 535,816
Clientes Comerciales Cantidad 3,657 4,880 6,177 6,733
Clientes Industriales Cantidad 361 377 411 431
Generadores Eléctricos Cantidad 15 15 23 24
Demanda Nacional MMPCD 563 537 581 457
Demanda Total MMPCD 1,252 1,209 1,350 1,196
Vehículos Convertidos Cantidad 197,152 216,966 233,639 242,786
Talleres de Conversión Cantidad 177 167 173 171
Estructura del Mercado de Gas
Natural
Generación Eléctrica % 63 67 69 60
Industria % 25 20 18 23
GNV % 11 12 11 14
Residenciales y Comerciales % 1 2 2 3
Mercado de Líquidos de Gas Natural-Camisea
Producción de Líquidos de Gas
Natural (LGN) MBPD 100 88 92 84
Facturación (*)
Producción mill. US$ 741 612 n.d. n.d.
Transporte mill. US$ 256 261 n.d. n.d.
Distribución mill. US$ 137 158 n.d n.d
Rentabilidad
Producción (Pluspetrol Camisea)
ROA % 33.0 13.9 17.5 9.5
ROE % 74.6 32.0 42.5 23.2
Transporte (TGP)
ROA % 6.1 6.4 11.1 6.8
ROE % 23.6 25.4 42.4 30.4
Distribución (GNLC)
ROA % 5.1 4.6 7.4 3.8
ROE % 12.6 12.2 18.7 10.9
(*) Se considera a Olympic Peru Inc., Sapet Development Peru Inc, Graña y Montero Petrolera S.A., CNPC Peru S.A., Savia Peru S.A., Aguaytía Energy del Perú S.A., Repsol Exploración Peru, Pluspetrol Perú Corporation S.A. y Pluspetrol Lote 56 S.A.
Fuentes: Osinergmin, MEM, Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular y SMV.
Notas
[1] Organización conformada por los siguientes países; Alemania, Australia, Austria, Bélgica, Canadá, Chile, Corea del Sur, Dinamarca, España, Estados Unidos, Eslovenia, Estonia, Finlandia, Francia, Grecia, Hungría, Irlanda, Islandia, Israel, Italia, Japón, Luxemburgo, México, Noruega, Nueva Zelanda, Países Bajos, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa, Suecia, Suiza y Turquía.
[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 óptima tanto en grados API (American Petroleum Institute) como en su contenido de azufre (Vásquez, 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). De otro lado, El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos. El Perú emplea el precio del Henry Hub como marcador de referencia para sus exportaciones de LGN hacia México.
[3] Para mayor detalle ver: Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Hidrocarburos - Año 6 – N°10 – Julio de 2017, disponible en:
http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/Institucional/Estudios_Economicos/Reportes_de_Mercado/RSMMH-I-2017.pdf [4] Incluye los destilados medios para mezcla y HAL/HAS.
[5] Datos de la Balanza Comercial de Hidrocarburos publicados por el MEM.
[6] Se considera que los clientes residenciales están conformados por la categoría tarifaria A (A1 y A2), cuyo rango de consumo es entre 0 y 300 m3/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 m3/mes, 300,001-900,000 m3/mes y más de 900,000 m3/mes, respectivamente.
[7] Este ratio se calcula dividiendo el número de vehículos convertidos sobre el número de estaciones de servicio en operación.
[8] Es el precio del combustible a nivel de estación de servicio expresado en soles del 2007 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
[9] 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.
[10] A diciembre del 2015, 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.
[11] En base al consumo promedio mensual de gas natural por usuario (m3/mes) y a la estructura de tarifas vigentes para clientes de GNLC (Cálidda), se determinó la facturación mensual promedio por usuario en cada sector.
[12] No se incluye en el análisis a Pluspetrol Lote 56 S.A y Contugas por indisponibilidad de información financiera al primer semestre del 2017.
[13] 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.
[14] 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.
[15] 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.
[16] 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.
[17] Esta Cobertura se calcula dividiendo el total de conexiones residenciales para Lima Metropolitana, el Callao e Ica (informado por el MEM y la DSGN) sobre el número de hogares expandidos a nivel nacional informados por el INEI (Encuesta Nacional de Hogares).
Abreviaturas utilizadas
CPGNV: Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular
DSHL: División de Supervisión de Hidrocarburos Líquidos DSGN: División de Supervisión de Gas Natural
EIA: U.S. Energy Information Administration GLP: Gas Licuado de Petróleo
GNLC: Gas Natural de Lima y Callao
GPAE: Gerencia de Políticas y Análisis Económico IEA: International Energy Agency
LGN: Líquidos de Gas Natural LNG: Liquefied Natural Gas MEM: Ministerio de Energía y Minas MBPD: Miles de barriles por día MBLS: Miles de barriles
MMBTU: Millones de BTU (British Thermal Unit) MMPCD: Millones de pies cúbicos por día
MMUS$: Millones de dólares NBP: National Balancing Point PERÚPETRO: Perúpetro S.A.
PETROPERÚ: Petróleos del Perú S.A.
SMV: Superintendencia del Mercado de Valores
TCF: Trillion cubic feet (EE.UU.), billones de pies cúbicos (Perú) TGP: Transportadora de Gas del Perú
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Citar el reporte como: Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Primer Semestre del 2017, Año 6 – N° 10 – Diciembre 2017. Gerencia de Políticas y Análisis Económico, Osinergmin – P
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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – Osinergmin Gerencia de Políticas y Análisis Económico – GPAE
Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Año 6 – N° 10 – Diciembre 2017
Alta Dirección
Daniel Schmerler Vainstein Presidente del Consejo Directivo Julio Salvador Jácome Gerente General
Equipo de Trabajo de la GPAE que preparó el Reporte
Jorge Montesinos Córdova Gerente (e) de Políticas y Análisis Económico Juan Manuel Rivas Castillo Economista
Alexander Junior Carrillo Chavez Asistente Económico Regulatorio Pedro David Felipe Monrroy Practicante profesional
