INFORME SECTORIAL SECTOR HIDROCARBUROS

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INFORME SECTORIAL

SECTOR HIDROCARBUROS

Informe a Diciembre 2014

Brenda Bergna A. [email protected] (511) 208.2530

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 Aguaytía (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.

 Proyecto de gran envergadura en aras de la mejora en la seguridad energética del Perú. En julio 2014 se adjudicó el proyecto de Gasoducto Sur Peruano, el cual tiene como objetivo la construcción de un sistema de transporte de GN para el reforzamiento del Sistema de Seguridad Energético, así como la construcción del gasoducto y un poliducto. El proyecto fue concesionada al consorcio de Odebrecht y Enagás por un plazo de 34 años, en los cuales se tiene estimado invertir cerca de USD 7,300 MM.

 Disminución de los precios de los hidrocarburos impactan negativamente la realización de inversiones futuras. Durante el segundo semestre 2014, los precios del crudo alcanzaron niveles mínimos en años, registrando una variación anual de -39.27% para el caso del crudo WTI y -43.72% del crudo Brent. Este comportamiento responde al incremento de producción de tight oil (crudo esquisto) por parte de EE.U, el exceso de oferta de crudo mundial y el deterioro de las expectativas de crecimiento mundial y demanda de petróleo. Bajo este escenario, los planes de inversión en exploración de lotes son afectados, pues los precios actuales no compensan los costos asumidos por las compañías petroleras. Ello se ve reflejado en la actual licitación de lotes petroleros que aun se encuentran sin postores, así como el retiro de dos compañías en lotes petroleros a finales del año 2014. Las estimaciones apuntan a que la recuperación de los precios del crudo se podrán registrar a partir de la segunda mitad del 2015 y durante el 2016.

 Crecimiento de la producción nacional de crudo y gas natural. Al cierre del año 2014, la producción de crudo fue mayor en 10.19% respecto al acumulado del año anterior, explicado por el avance en la producción de lotes petroleros como el XIII, Z-2B y 67. En tanto, la producción de GN registró un crecimiento de 6.00% (vs. 2013) impulsado principalmente por el incremento en el Lote 88 (Pluspetrol) y el inicio de producción del lote 67 (Repsol) (marzo 2014). Cabe mencionar que Pluspetrol mantiene una participación mayoritaria en la producción de petróleo (32.51%) y GN (90.94%).

Entorno Macroeconómico

Durante el año 2014 se ha presentado un comportamiento mundial desigual; por un lado, el crecimiento sostenido y pausado de la economía estadounidense, y por el otro, estancamiento de la zona euro, deterioro de las economías latinoamericanas, ralentización de la actividad en China y una desaceleración en Japón. En ese sentido, la Perspectiva de la Economía Mundial por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) para el 2014 se ubicó en 3.3%; es decir, 0.4 puntos porcentuales por debajo de los proyectado previamente. En la misma línea, la proyección para el 2015 se redujo a 3.8% desde el 4.0% estimado con anterioridad. Por su parte, el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) estima un crecimiento de la economía mundial para el 2015 y 2016 de 3.5% y 3.7%, respectivamente. La percepción de una recuperación mundial es frágil aún con mejoras en las perspectivas a consecuencia de la moderación de la consolidación fiscal, una política monetaria activa y menores tenciones geopolíticas.

El debilitamiento del crecimiento mundial estuvo influenciado por la economía China, la cual ha consignado un crecimiento en base al consumo interno con menor influencia de las exportaciones. El BCRP pronosticó un crecimiento para China de 7.0% en el año 2014 debido a los problemas de crédito interno principalmente. También, se han presentado retracciones en América Latina, especialmente Brasil; Rusia, a causa de la caída de la inversión y grandes salidas de capital influenciados por las

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tensiones con Ucrania; y la desaceleración de la economía de Japón. Las perspectivas de crecimiento del BCRP para el 2015 se han ajustado a la baja en los mercados en desarrollo (4.4%), sin embargo, se espera una mejoría para las economías avanzadas (2.3%), en especial Estados Unidos (3.1%). Esto se ve supeditado al comportamiento de diferentes factores de riesgo; el crecimiento como la caída abrupta en el precio de petróleo, la deflación en la Eurozona y Japón así como la desaceleración de China.

El Perú registró un crecimiento de 2.4% en el 2014, menor a lo alcanzado durante el año 2013 (5.8%), explicado por el menor crecimiento del consumo y la inversión, ante el deterioro de los términos de intercambio, así como por disminución del gasto público, dadas las dificultades en la ejecución de los programas de inversión, y los factores de oferta transitorios los cuales afectaron severamente a la producción primaria. Según el reporte de inflación presentado por el BCRP a enero 2015, la proyección del crecimiento del PBI para el 2015 sería 4.8%, sustentado en la expectativa de reversión parcial de los choques de oferta, recuperación de la demanda ante un mayor gasto público y la recuperación de la confianza empresarial. A su vez, la autoridad monetaria proyecta un crecimiento de la economía peruana del 6.0% para el 2016 dado el aumento esperado de las exportaciones como consecuencia de los proyectos mineros Constancia y Las Bambas.

PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS

INDICADORES ANUAL PROYECCIONES ANUAL*

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

PBI (var. % real) 1.05% 8.45% 6.45% 5.95% 5.78% 2.40% 4.80% 6.00%

PBI Electr & Agua 1.06% 8.12% 7.58% 5.82% 5.54% 4.90% 5.30% 6.10%

PBI Minero (var. % real) -1.40% -4.90% -3.60% 2.80% 4.90% -0.90% 5.60% 10.50%

PBI Construcción (var. % real) 6.10% 17.40% 3.00% 15.10% 8.90% 2.10% 5.70% 7.00%

Consumo Privado (var. % real) 2.80% 8.70% 6.00% 6.10% 5.30% 4.30% 4.50% 4.80%

Remuneración Mínima Vital (S/.) 550 553 627 719 750 750 750 750

Inflación (var. % IPC) 0.02% 0.17% 0.39% 0.22% 2.86% 3.20% 1.5%-2.5% 1.5%-2.5%

Tipo de cambio promedio (USD) 2.95 2.83 2.75 2.64 2.7 2.87 3.5%** 2.2%**

Inversión Privada (S/. MM) 64,215 80,457 89,988 103,706 129,781 127,834 3.0%*** 5.2%***

Inversión Pública (S/. MM) 20,977 24,747 22,667 27,466 31,823 30,677 12.0%*** 11.60%***

Exportaciones (USD MM) 26,962 35,565 46,268 45,639 41,939 37,994 36,090 39,871

Importaciones (USD MM) 21,011 28,815 36,967 41,113 42,003 40,809 38,903 41,918

*BCRP Reporte de Inflación Enero 2015 / ** Var% TC nominal esperado/ *** Var% Inversión Fuente: MINEM-BCRP / Elaboración: PCR

Mercado de combustibles

Según lo reportado por EIA1, la demanda mundial de combustibles para el 2014 se ubicó en aproximadamente 92.1 MM bbl/d (barriles por día), representando un crecimiento en 0.99% (+ 0.9MM bbl/d) respecto al promedio registrado durante el año 2013. Asimismo, las proyecciones para el año 2015 son positivas y ascendentes a 93.1 MM bbl/d. Dichas proyecciones se sustentan principalmente en las expectativas de consumo de las economías emergentes y No-OPEC; en particular, se espera que el consumo de China se incremente en 0.3 MM bbl/d asociado al desarrollo de su sector manufacturero. No obstante, es de mencionar que estas expectativas se corrigieron a la baja (versus expectativas 2014) debido a la ralentización del crecimiento de China y Rusia. De otro lado, la oferta mundial de crudo y combustibles líquidos ascendió a 92 MM bbl/d para el 2014 guiado por la producción en los países No-OPEC (destacan Estados Unidos, Canadá, Rusia y países ex soviéticos). EIA proyecta un crecimiento mucho menor para la oferta en el año 2015, a un ritmo de 0.8 MM bbl/d explicado por la menor producción bajo el contexto de menores precios del petróleo. Finalmente, en el mercado del Gas Natural, el volumen de consumo al cierre del 2014 fue de 73.3 BCF/d (+2.7 vs 2013); cabe indicar que para el 2015 se espera un incremento en un promedio de 1.00 BCF/d (+1.36%) derivado del avance en el consumo en el sector industrial y eléctrico.

En relación al mercado nacional, la demanda de combustibles líquidos a diciembre 2014 ascendió a 47.06 MM de barriles, significando una disminución en 9.79% respecto al mismo periodo del año anterior. De manera desagregada, dicha variación obedece al decremento de demanda en los principales derivados tales como el diesel B-5 (S-50) 7.37%), diesel B5 (-10.47%) y gasohol 90 (-1.63%).

Precios y márgenes internacionales

Durante la primera mitad del año 2014, los distintos marcadores de precios mantuvieron una tendencia positiva debido a la disminución de inventarios en Cushing (Oklahoma) a consecuencia de las mejoras en el proceso de refinación. No obstante, a partir de junio 2014, los precios del petróleo empezaron a disminuir de manera sostenida, alcanzando al cierre del año una variación promedio de -3.85% y -4.64% para el caso del precio del crudo Brent y WTI, respectivamente. Según el EIA, este comportamiento responde a factores como i) el incremento de producción de tight oil por parte de EE.UU, ii) el exceso de oferta mundial; y iii) el deterioro de las expectativas de crecimiento de la economía mundial y demanda de petróleo. Respecto al primer factor, en los últimos años EE.UU ha ejecutado grandes inversiones en el “fracking”, lo cual refiere a la fracturación hidráulica de rocas que contienen petróleo, con el fin de extraer el llamado shale oil; ello le ha permitido incrementar su oferta y también convertirse en un probable exportador a Europa. Ligado al aspecto anterior, influye en la reducción del precio del crudo la decisión de los miembros de la OPEC en mantener su objetivo de producción en 30 MM bbl/d, con el fin de mantener su participación del mercado; sin embargo, esto contribuye al incremento de inventarios y por tanto afecta negativamente la evolución del precio. Por último, el precio también es influenciado por las menores expectativas de demanda mundial de petróleo, ligado al debilitamiento de crecimiento esperado en economías emergentes como China.

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Bajo este escenario, al cierre del año 2014 el precio del crudo Brent se ubicó en 62 USD/bbl, siendo menor en 43.72% respecto al precio registrado a diciembre 2013 (110.76 USD/bbl). Por su parte, el precio del crudo WTI se redujo en 39.27%, pasando de 97.63 USD/bbl (diciembre 2013) a 59.29 USD/bbl (diciembre 2014). La brecha entre ambos precios fue de 3.05 USD/bbl, el cual ha presentado una tendencia creciente durante el año 2015; cabe indicar que EIA estima que dicha brecha se ubique alrededor de 3 USD/bbl para el 2015 y 4 USD/bbl para el 2016.

Los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) comenzaron a disminuir desde finales del primer semestre 2014. De esta manera, a diciembre 2014 el precio de la gasolina se ubicó en 1.42 USD/galón y el diesel 1.78 USD/galón, representando una disminución en 39.59% y 43.53% a comparación de los precios al cierre del 2013, respectivamente.

EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES

Fuente: EIA/ Elaboración PCR

El precio del Gas Natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación) hasta el 2008; sin embargo, luego de la crisis energética de ese año2, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y Gas Natural. A diciembre 2014, el precio promedio del Henry Hub (HH) disminuyó a 3.48 USD/MMBTU (diciembre 2013: 4.24 USD/MMBTU). Las expectativas de este precio son decrecientes, siendo de 3.05 USD/MMBTU para el 2015.

Análisis Cualitativo Posición competitiva

Según lo reportado por BP3, en el mercado de Líquido de Gas Natural (LGN), Qatar es el país que más exportó en el año 2013 con 105.62 BCM4 _{por lo que posee una participación a nivel mundial del 32.47%. Seguido por Malasia y Australia con 10.39%}

y 9.29%, respectivamente. El total de volumen exportado en el 2013 ascendió a 325.33 BCM. En América, son cuatro los países que exportan LNG: Trinidad y Tobago (19.8 BCM), Perú (5.6 BCM), EE.UU. (0.1 BCM) y Brasil (0.04 BCM). El Perú mantiene una participación de 22.05% entre exportadores de América (segundo lugar) y de 1.73% a nivel global.

PRINCIPALES EXPORTADORES DE LNG 2013 PRINCIPALES DESTINOS DE EXPORTACION 2013

Fuente: BP Elaboración PCR

Por el lado de las importaciones, Japón, Corea del Sur y China concentraron el 60.77% de la importación de LNG. Japón es el principal importador mundial concentrando un 36.57% y posee un mercado diversificado: 20.48% proviene de Australia, 18.36% de Qatar y 17.08% de Malasia. Asimismo, otros países con alta importación son Corea del Sur con 16.67% y China con 7.53%, lo cual indica que los mayores importadores a nivel mundial se sitúan en el continente asiático. Respecto a América, México se posiciona como el principal importador de LNG del continente superando a Argentina, quien se posicionaba en el primer lugar para el año 2012, y a Estados Unidos quien históricamente mantenía una mayor posición como importador. Este cambio se produjo debido a la mayor demanda de LNG por parte de México dado los problemas internos y reformas en proceso en dicho país respecto al manejo de la compañía Petróleos Mexicanos (Pemex); mientras que la reducción de compras de EE.UU se explica tras el incremento en su producción de Shale gas. Cabe indicar que para el año 2013, México fue el primer importador de gas de Perú, con una participación de 43.86% sobre el total de importaciones, gas exportado proveniente del Lote 56.

Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 3

BP Statistical Review of World Energy 2014 4

Billion Cubic Meter

0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 0 2 4 6 8 10 12 14

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 dic-2014 WTI y Brent (US$ por barril) HH y MBT

(US$/MMBTU)

Henry Hub Mont Belvieu Texas WTI Brent

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00120.00 Brasil EE.UU Angola Egipto Noruega Otros Europa Guinea Ecuatorial Peru Emiratos Arabes Brunei Yemen Oman Rusia Algeria Trinidad y Tobago Nigeria Indonesia Australia Malasia Qatar 0 2 4 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:

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Del lado del petróleo, son 130 países los que participan en esta partida energética5_{, 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.

Asimismo, al término del año 2014 la balanza comercial de hidrocarburos en el Perú mantuvo un saldo deficitario, siendo de –USD 1,529.75 MM (+6.22% vs. año 2013).

EXPORTACIONES E IMPORTACIONES DE HIDROCARBUROS PRINCIPALES IMPORTADORES DE PETROLEO 2013

Fuente: MEM Elaboración PCR Fuente: BP Elaboración PCR

Contexto para la inversión

La evaluación previa a una inversión, no solo incluye las proyecciones de los retornos a obtener sino también factores asociados al contexto en el que se desarrollará; todo ello confluye en la percepción del inversionista para la toma de decisiones.

EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE FRASER - PERÚ6 _{RANKING DE PUESTOS A NIVEL MUNDIAL- PAISES DE LATINOAMERICA}

| RANKING PAIS 2010 (133) 2011 (135) 2012 (147) 2013 (157) 2014 (156) Argentina-Neuquén* n.d 102 111 129 107 Bolivia 133 133 147 154 155 Brasil Offshore CC** n.d 68 74 107 76 Chile 22 20 76 26 25 Colombia 42 48 65 73 65 Ecuador 127 134 142 156 154 Guyana n.d 97 48 90 51 Perú 85 76 94 106 78 Uruguay 27 52 81 63 21 Venezuela 132 135 146 157 156 .

*Zona de Argentina con menor puesto en dicho país. Otras regiones: Chubut (137), Mendoza (120), Tierra del fuego (118), Salta (113), Santa Cruz (134) //** Zona de Brasil con menor puesto en el ranking. Las otras regiones son: Brasil Offshore presalt area (101) y Brasil Onshore CC (80).

Fuente: FRASER INSTITUTE / Elaboración PCR

Para el caso del sector de hidrocarburos, existe una encuesta internacional elaborada por el Instituto Fraser (Canadá), la cu al tiene como principal objetivo medir dicha percepción y es aplicada a los principales administradores y ejecutivos de importantes compañías de exploración de petróleo y Gas Natural. La encuesta consiste en preguntas con 16 temas diferentes (ej. Marco fiscal, barreras comerciales, sistema legal, estabilidad política, entre otros); a cada una de ellas se le asigna una puntuación midiendo si el factor, en un país o región dado, alienta o no la inversión (siendo las menores puntuaciones las que indican mejor clima para la inversión). Posteriormente, se elaboran índices que reflejan un ranking que evidencia la posición relativa de un país frente a otros para temas como el clima comercial, el entorno regulatorio y el riesgo geopolítico.

Según los resultados de dicha encuesta, históricamente Perú se ha mantenido en posiciones relativamente altas, alcanzando su mejor resultado en el año 2011 (puesto 76). Para el año 2014, el Perú ocupó el puesto 78 (índice 56.78%) de una muestra total de 156 países; así logró escalar posiciones respecto al año anterior (2013: puesto 108) lo cual denota una mejora en el nivel de atracción de inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos en el país. En relación a sus comparables en Sudamérica, nuestro país se ubica en una menor posición frente a Brasil (zona Offsore con contrato de concesión), Chile, Colombia, Guyana y Uruguay; mientras que supera las posiciones de países como Argentina, Bolivia, Ecuador y Venezuela.

US Energy Information Administration

6 _{Ranking (posición relativa) = Puesto obtenido en el ranking / Muestra total de países(regiones)}

0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 0 200,000 400,000 600,000 800,000 nov -13 di c -13 ene -14 feb -14 m ar -14 abr -14 m ay -14 jun -14 jul -14 ago -14 s e p -14 oc t-14 nov -14 dic -14 Exportaciones Importaciones

Miles de Barriles Exportados Miles de Barriles Importados

M USD M BLS 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 51.60% 48.36% _46.37% 57.01% 59.22% 56.78% 0.73 0.64 0.56 0.64 0.68 0.50 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Score Ranking (posición Relativa)

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Proyectos de inversión

Entre las principales inversiones para el 2015 en adelante, destaca el anuncio de Pluspetrol, operador del Consorcio Productor Camisea, quien invertirá un total de USD 500 MM en la exploración de seis nuevos pozos en el Lote 88, mayor exploración en el Lote 56 y el término de los procesos de ampliación de las Plantas de separación Malvinas y Pisco. Asimismo, la ampliación de la capacidad de transporte de gas por Transportadora de Gas del Perú, (TGP) que consiste en la construcción e instalación de una nueva Planta Compresora a ubicar en la progresiva kilométrica KP127 y la implementación de dos nuevos proyectos (Loop Costa II y el Proyecto de Derivación Ayacucho), estos últimos reemplazando al proyecto cancelado Loop Sur, el cual debe su estado a las constantes situaciones de inseguridad para su ejecución y que derivaron en la firma de una adenda al contrato BOOT de Concesión de Transporte de GN en septiembre 2013. Por otro lado, el proyecto de mayor inversión es el de mejoras a la seguridad energética y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano, el cual beneficiará con suministro de gas a las regiones de Apurimac, Puno, Arequipa, Cusco, Moquegua y Tacna.

EMPRESA PROYECTO INVERSIÓN

(MM USD) STATUS

GAS NATURAL Y LGN

Enagas; Odebrecht S.A.C Construcción del gasoducto sur peruano 4,1007 Por recibir transferencia de EIA, para luego informar al Minem

Petrobras Energia Perú;

Repsol YPF S.A. Exploración 21 pozos en el Lote 39 1,185 -

Pluspetrol Perú Corp. S.A. Exploración Lote 88 y 56 500

El Lote 88 cuenta con un 92.51% de avance físico, mientras que Lote 56 no cuenta con información en cuanto a continuación del proyecto

Karoon Gas Australia;

Vietnam American Exploración de 20 pozos en el Lote Z-38 729

No se perforará en ausencia de un contrato de subcontratación debido a los altos costos Petrobras Energía Perú

S.A. Repsol YPF S.A.

Prospección sísmica 2D y 3D, perforación de 22 pozos, desarrollo de Kiteroni (lote 57, construcción de flowlines) 106

A noviembre 2014 Sísmica 2D y 3D se encuentran culminados.

Enagas Internacional; Transportadora de gas del Perú (TGP)

Ampliación de capacidad de transporte de gas 850

Los avances permiten estimar la finalización de construcción para el año 2015 (Derivación Principal Ayacucho) e inicio de operaciones para el año 2016 (Planta Compresora KP 127 y Loop Costa II).

Perú LNG Estación de carga de GNL en camiones cisterna 17 La construcción iniciaría en junio 2015 con una duración estimada de 1 año.

Cálidda GN del Perú Masificación de Gas - -

PETRÓLEO

Savia Perú S.A. Perforación, exploración y otras en el Lote Z-2B 1,600 -

Perenco Exploración del Lote 67 2,000 Inicio de producción en dic13. Inicio de

construcción de oleoducto en 2015. China National Petroleum

Company Líneas sísmicas 2D en el Lote 58 1,358

El tiempo de ejecución del proyecto para la exploración sísmica es de 12 meses.

PETROPERU Modernización de la Refinería Talara 3,545

Se está llevando a cabo de acuerdo a lo programado. Se estima la finalización de construcción para el 1S 2019.

Fuente: MINEM, PERUPETRO, OSINERGMIN, BCRP, PRENSA / Elaboración PCR

Respecto al subsector petrolero, los principales proyectos de inversión apuntan a la exploración y explotación de pozos petroleros, así como la modernización de la refinería en el Perú con el objetivo de superar los limitantes en infraestructura y disminución de producción registrado en los últimos periodos. En ese sentido, el proyecto de mayor envergadura es la modernización de la Refinería Talara la cual representaría mejoras en el proceso productivo del petróleo; dicha inversión se constituirá con inversión pública – PETROPERU (77%) e inversión privada (23%). Adicionalmente, se anunciaron proyectos resaltantes como la inversión de Savia Perú S.A., quien invertirá recursos para la perforación, exploración, entre otros en el Lote A-2B (Tumbes). Asimismo, Perenco inició actividad en diciembre 2013 (lote 67 - Loreto) y tiene prevista una futura inversión en la construcción de un oleoducto.

Plan Energético Nacional 2014-2025

En noviembre 2014, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) presentó el Plan Energético Nacional 2014 - 2025. Dicho documento tiene como objetivo plantear una guía respecto a las futuras inversiones y retos a cumplir en el sector energético del Perú, para ello presenta estimaciones de la demanda futura de energía, así como las medidas de reforzamiento en el proceso de explotación y procesamiento de los hidrocarburos. Según las estimaciones realizadas, en los próximos años la demanda de energía en el país estaría impulsada por factores como el crecimiento de la economía, el inicio de proyectos mineros de gran envergadura y la aplicación de medidas de uso eficiente de energía en el sector residencial, industrial, transporte y servicios.

En línea con lo anterior, el MINEM identificó tres áreas de reforzamiento con los que busca el desarrollo del sector, su preparación para satisfacer la demanda energética futura y al mismo tiempo acompañar el crecimiento del país. En primer lugar, se identificó la necesidad de impulsar la exploración de los distintos lotes, esto en un contexto en donde el Perú registra un déficit en balanza comercial de hidrocarburos (-USD 1.4MM a noviembre 2014). Por tanto, es pertinente el trabajo en la

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agilización de los procesos para las concesiones de lotes. En segundo lugar, es de suma importancia la modernización de las refinerías La Pampilla y Talara, toda vez que la mayor capacidad de las mismas soportaría el mayor consumo de hidrocarburos líquidos, los cuales están proyectados a alcanzar los 285 MBD al 2025 (2014: 209 MBD). Por último, los trabajos de masificación de consumo de GN a lo largo del país conforman otro factor detrás del desarrollo del sector, para lo cual se cuenta con los proyectos de gasoducto sur peruano8, gasoducto del norte y gasoducto del centro, significando así la constitución de una red de gasoductos nacional. Cabe indicar que ello favorecería el desarrollo del sector energético dados los precios competitivos del recurso, del sector transformación y petroquímico.

En términos de inversiones proyectadas para el sector hidrocarburos, el MINEM estima que entre los años 2014 al 2025 las inversiones en el subsector del gas ascenderán a aproximadamente USD 21,750MM a USD 22,679MM; mientras que las inversiones necesarias para el desarrollo del subsector del petróleo serán de USD 19,500MM a USD 21,500MM.

Clima Comercial Contratos

En el Perú las actividades del sector hidrocarburos están supeditadas a la celebración de contratos entre el Estado y las empresas operadoras o potenciales operadoras de lotes que contienen los recursos. Estos contratos incluyen dos fases (exploración y explotación) y tienen un plazo máximo de explotación según el recurso a tratar, siendo un máximo de 30 años para el Petróleo crudo y máximo de 40 años para la industria de Gas Natural y condensados. Al cierre del año 2014, el total de contratos vigentes ascendió a 68, los cuales se encontraban distribuidos en 44 contratos de exploración y 24 de explotación. El número de contratos fue menor en 6 unidades respecto al cierre del 2014 derivado, en mayor medida, de la reducción de contratos en la Selva. Ello estuvo asociado a la finalización de contratos con Repsol Exploración Perú, Pluspetrol, entre otros a consecuencia de su permanencia por un plazo mayor a 12 meses en situación de fuerza mayor, lo que propició que los contratistas dieron por terminado el contrato.

CONTRATOS VIGENTES, SEGÚN UBICACIÓN Y CLASIFICACIÓN EVOLUCIÓN DE CONTRATOS CON OBLIGACIONES SUSPENDIDAS

Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR

Es de mencionar que los contratos con obligaciones suspendidas de fuerza mayor entran en esta categoría al presentarse en su zona de actividad factores exógenos que impiden o retrasan el inicio del trabajo previsto. Al cierre del 2014, los principales problemas son los aspectos sociales, derivados de conflictos con la comunidad, y retrasos en las aprobaciones de Instrumentos Ambientales.

Regalías

A diciembre 2014, las regalías recaudadas por la extracción de Líquidos de Gas Natural (LGN) ascendieron a USD 806.45MM (-10.91% vs diciembre 2013), sobre los cuales el Consorcio de Productores de Camisea (lotes 56 y 58) representaron el 95.57% del total. De otro lado, las regalías asociadas a la actividad de Gas Natural (GN) alcanzaron los USD 294.49MM representando una disminución de USD 159.38MM (-35.12%) frente a lo registrado en el año anterior, debido en parte a la menor producción así como al menor precio dado el cambio de destino de los embarques de PLNG (principal cliente del Lote 56). Al igual que en el caso de LGN, la mayor participación provino de los lotes del CPC con el 93.39% del total de regalías. Cabe indicar que las tasas de regalías varían por lote, en promedio estos representan el 34% del valor del recurso extraído.

En particular, para el proyecto de Camisea el porcentaje de regalía base es de 37.24%, el cual se aplica sobre el valor de la producción fiscalizada del GN y sobre el valor de la producción fiscalizada de LGN. De acuerdo al Contrato de Licencia del Lote 88, el valor del GN fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de GN, medido en MMBTU, por el precio. Para el caso de los líquidos de GN, el valor fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de LGN por un valor referencial equivalente al precio de canasta de líquidos de Gas Natural menos USD 6.40 por barril.

Por su parte, las regalías correspondientes a la actividad petrolera alcanzaron el monto de USD 507.26MM siendo menor en 11.26% respecto al cierre del año anterior. Estas estuvieron compuestas principalmente por las regalías provenientes del lote X (Petrobras) y lote 1AB (Pluspetrol) con participaciones de 29.12% y 22.98% del total de regalías petroleras, respectivamente. El cálculo de estas regalías depende de la metodología determinada en el contrato de licencia de cada empresa con el Estado. Entre las metodologías existentes se encuentran; el Factor R, que toma como base el porcentaje de

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Adjudicado en julio 2014 al consorcio conformado por Enagás Internacional y Odebrecht. 0 10 20 30 40 50 60 70 80

Costa Sierra Selva Zócalo TOTAL Costa Sierra Selva Zócalo TOTAL

dic-13 dic-14 Explotación Exploración 3 1 2 4 9 12 5 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 2 4 6 8 10 12 14 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 C. con obligaciones suspendidas Contratos totales

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los ingresos sobre egresos de la empresa; la producción acumulada; escala de producción; y por último el resultado económico.

REGALIAS DE GAS NATURAL Y LGN – ACUMULADO 2014

UBICACIÓN OPERADOR LOTE REGALÍA GN (USD MM) PARTICIPACIÓN REGALÍA LNG (USD MM) PARTICIPACIÓN

Selva Central Aguaytía 31-C 12.80 4.35% 31.22 3.87%

Selva Sur Pluspetrol 56 89.72 30.47% 455.70 56.51%

Pluspetrol 88 185.29 62.92% 315.05 39.07%

Otros con participación menor al 1% 6.67 2.27% 4.47 0.55%

Total 294.49 100.00% 806.45 100.00%

Fuente: PERUPETRO/ Elaboración PCR

El impuesto a la renta proviene de cada actividad: explotación, transporte y distribución. El canon para la región Cusco es el 50% de las regalías y el 50% del impuesto a la renta. El monto restante de las regalías se reparte para un fondo de las regiones (25%) y para el gobierno central (75%).

REGALIAS PETRÓLEO – ACUMULADO 2014

UBICACIÓN OPERADOR LOTE REGALÍA (USD MM) PARTICIPACIÓN

Selva Norte Pluspetrol Norte 1-AB 116.588 22.98%

Pluspetrol Norte 8 74.137 14.62%

Nor-oeste

Petrobras X 147.72 29.12%

Olympic XIII 72.49 14.29%

Interoil III 27.33 5.39%

Otros con participación menor a 5% 69.00 13.60%

Total 507.26 100.00%

Fuente: PERUPETRO/ Elaboración PCR

Análisis Cuantitativo Reservas de Hidrocarburos

El Perú posee tres áreas de explotación del GN y LGN: el yacimiento de Aguaytía (Cuenca del Ucayali), la Costa Norte (Piura- Tumbes) y Camisea (Cusco). El descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el 2004 estableció un hito en la historia del GN 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 LGN 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 GN en el Perú. En el caso del petróleo, 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. 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.

RESERVAS DE GN Y HIDROCARBUROS LIQUIDOS EN EXPLOTACIÓN/EXPLORACIÓN – DICIEMBRE 2013

GAS NATURAL (BCF) LÍQUIDO DE GAS NATURAL (MSTB) PETRÓLEO (MSTB)

Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles

XIII OLYMPIC 316.3 349.6 751.1 0.0 0.0 0.0 19,224.9 2,019.0 16,500.0 Subtotal Costa 623.1 487.8 797.5 0.0 0.0 0.0 227,803.0 47,408.6 50,698.7 Z-2B SAVIA 169.3 20.5 19.2 23,964.6 2,903.8 2,711.2 84,654.8 10,257.8 9,577.4 Z-1 BPZ 0.0 182.7 111.5 0.0 12,927.7 7,887.8 34,570.8 56,015.5 55,270.7 Subtotal Zócalo 169.3 210.0 153.1 23,964.6 16,790.4 13,776.4 122,665.6 70,803.3 91,258.1 56 PLUSPETROL 2,756.3 969.3 463.5 185,267.8 76,524.6 31,374.8 0.0 0.0 0.0 57 REPSOL 994.4 545.5 456.7 56,391.3 32,375.8 27,832.5 0.0 0.0 0.0 88 PLUSPETROL 10,190.1 1,650.9 2,263.8 590,387.1 101,418.4 135,906.1 0.0 0.0 0.0 Subtotal Selva 14,253.9 3,300.2 3,269.4 851,768.2 213,033.4 196,877.0 390,750.4 187,105.3 228,814.6 T. contratos explotación 15,046.3 3,998.0 4,220.0 875,732.8 229,823.8 210,653.4 741,219.0 305,317.2 370,771.4 58 PETROBRAS 0.0 2,509.0 1,143.0 0.0 120,685.9 54,979.7 0.0 0.0 0.0 Subtotal Selva 0.0 2,509.0 1,143.0 0.0 120,685.9 54,979.7 0.0 57,707.4 70,173.2 T. contratos exploración 0.0 2,509.0 1,143.0 0.0 120,685.9 54,979.7 0.0 57,707.4 70,173.2 Total país 15,046.3 6,507.0 5,363.0 875,732.8 350,509.7 265,633.1 741,219.0 363,024.6 440,944.6

Fuente: MINEM / Elaboración: PCR

Las reservas probadas de GN en el país, ascienden a 15.05 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y 88) representan el 86.04%. En cuanto a los LGN, las reservas probadas ascienden a 875.73 MMBLS, en donde las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y Lote 88) representan el 95.21%. Si bien el Lote 56 y 88 operado por Pluspetrol posee la mayor participación, en esta región se cuenta con otros siete lotes explorados: Lote 1AB (Pluspetrol Norte), Lote 8 (Pluspetr ol Norte), Lote 67 (Perenco), Lote 31B/D (Maple), Lote 31C (Aguaytía), Lote 31E (Maple) y Lote 57 (Repsol). Por último, las reservas probadas de petróleo ascienden a 741.22 MMBLS, de las cuales las reservas de la zona de selva representan el 52.72% del total.

Producción de Hidrocarburos

Actualmente en el Perú existen diez empresas en fase de extracción de GN, siendo únicamente la producción extraída del yacimiento Camisea la que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El remanente de empresas vende el GN a menor escala y lo destinan a empresas industriales, con las que mantiene contratos, o a empresas de generación eléctrica de terceros como en el caso de Petrotech (Savia) y Aguaytía Energy. La tendencia positiva en la

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producción de GN inició con la apertura de producción del Lote 88 en el 2004 y del Lote 56 en el 2010, alcanzando una tasa de crecimiento promedio anual de 35.17% para el periodo 2004-2014.

La producción acumulada de GN a diciembre 2014 fue de 456,406 MMPC, superior en 6.00% respecto a diciembre 2013 (430,559 MMPC); mientras que el volumen promedio paso de 1,179 MMPCD (2013) a 1,250 MMPCD (2014). Cabe precisar que el yacimiento Camisea (Lotes 56, 88 y 57) explicó cerca del 95.89% de la producción al cierre del año 2014, por lo cual el análisis se centra en el Proyecto asociado a este. En ese sentido, la evolución de la producción total obedece al incremento de extracción del Lote 88 en 38,478 MMPC (+20.69%) y la introducción del Lote 57 el cual generó 22,610 MMPC, que en conjunto mitigaron la disminución de producción del Lote 56 (-17.08%). De otro lado, los lotes de menor tamaño aportaron un volumen menor, donde la selva central acumuló una producción de 5,298 MMPC, mientras que el noroeste junto al zócalo alcanzaron 13,439 MMPC.

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL –MILES MMPC PRODUCCIÓN DE LGN-MM BLS

Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR

Respecto a la producción de Líquidos de Gas Natural (LGN), ésta registró un promedio de 103.43 MMBPD (2013: 104.63 MMBPD), y un volumen acumulado de 37.75 MMBLS (barriles) representando una ligera disminución de 1.14% respecto al cierre del año 2013. Dicha variación estuvo explicada por la reducción de producción de todos los lotes destinados a la explotación de este hidrocarburo, a excepción de la producción del Lote 57, la cual inició en marzo 2014. Asimismo, al igual que para el caso de la explotación de GN, los Lotes 56 y 88 (operados por Pluspetrol) mantienen una participación mayoritaria, representando el 92.42% de la producción total de LGN. Estos son seguidos por el Lote 57 (operado por Repsol) con una participación de 4.26%, Lote 31-C operado por Aguaytía (2.08%) y Lote Z-2B – Savia (1.24%).

Es de mencionar que el 27 de marzo de 2014 Repsol Exploración Perú (Sucursal Perú) inició la extracción comercial del GN y LGN en el Lote 57; yacimiento ubicado en la selva sur entre las provincias de Satipo – Junín. El GN proveniente de este Lote beneficiará a Lote 56 en el largo plazo a alargar su vida útil, el cual permitirá mantener la producción del Lote 88 para el consumo peruano. El GN obtenido es procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas mientras que los LGN son procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. Al cierre del año 2014, la producción de este lote ascendió a 22,160 MMPC y 1.61 MMBLS para los productos de GN y LGN, respectivamente.

Por su parte, la producción promedio de petróleo registró una mejora pasando de 62.89 MBPD (2013) a 69.30 MBPD (2014); ello también se tradujo en el incremento de la producción acumulada que alcanzó los 25.30 MMBLS a diciembre 2014, siendo mayor en 10.19% respecto a lo alcanzando al cierre del 2013, producto de la mayor producción en diferentes lotes como el XIII, Z-2B, 67. En términos de participación, Pluspetrol Norte (lotes 8 y 1-AB) se posicionó como la empresa con mayor producción, alcanzando una representación del 32.51% (8.22 MMBLS), seguido de Savia (Lote Z-2B) (15.44%) y Corporación Nacional de Petróleos de China - CNPC9 (Lote X) con el 14.55%.

Transporte de Gas

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 (655 MMPCD) de capacidad de transporte, como resultado de sus tres ampliaciones. Inicialmente partió con 314 MMPCD, en el 2009 se incrementó a 450 MMPCD que era la capacidad máxima según contrato de concesión y en el 2010, se amplió10 a 530 MMPCD. Posteriormente, a partir del nuevo contrato BOOT que busca ampliar la capacidad a 920 MMPCD, el avance de obras ha logrado alcanzar la capacidad actual de 655 MMPCD.

La evolución del volumen transportado está correlacionada con la producción de GN del yacimiento reflejando su avance a partir del 2010. El inicio de las operaciones de PNLG incrementó de manera sustancial el volumen transportado, TgP posee un contrato en firme11 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 920 MMPCD al 2015. De otro lado, el volumen promedio diario de GN transportado por TgP durante septiembre 2014 para el mercado interno fue de 587 MMPCD y para la exportación 552 MMPCD. Así mismo, el indicador de

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Hasta noviembre 2014 las operaciones las desarrollaba Petrobras, sin embargo vendió sus activos a CNPC. 10

En base al Acuerdo de Uso de Capacidad (CUA) del gasoducto de PLNG 11

"Firme" es una característica del servicio brindado a los clientes que no prevé interrupción, salvo en situaciones de emergencia o fuerza mayor. 0 90 180 270 360 450 540 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Repsol Lote 57 Total Costa Norte y Zocalo Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Aguaytía 0 10 20 30 40 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Repsol Lote 57 Aguaytía Savia Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56

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utilización del ducto promedio del mes es 87% de la capacidad del sistema de transporte. Para el caso de LGN el promedio transportado alcanzó los 97.75 MBPD, loque representa un incremento del 0.03% en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 2013.

VOLUMEN PROMEDIO TRANSPORTADO DE GN - MMPCD VOLUMEN PROMEDIO TRANSPORTADO DE LGN - MBPD

*Volumen transportado promedio hasta septiembre 2014. Fuente: TgP / Elaboración PCR

Los ingresos por transporte de GN 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 GN 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 – MERCADO LOCAL PARTICIPACIÓN DE CLIENTES DEL MERCADO LOCAL 3T 2014 GENERADORAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORES 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.

EGASA Corporación Aceros Arequipa S.A

EGESUR Corporación Cerámica S.A.

Fenix Power Perú S.A.* Minsur S.A.

Termochilca S.A.C.* Owen Illinois Perú S.A.

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Sudamericana de Fibras S.A.

*A partir de enero 2013

**Desde abril 2014 incluye el contrato de Kallpa Generation y Duke Energy Egenor

Fuente: TgP / Elaboración PCR Fuente: TgP / Elaboración PCR

Distribución de Gas

Cálidda - Gas Natural de Lima y Callao S.A. es la empresa que mantiene la concesión con el Estado Peruano, por un plazo de 33 años prorrogables, para diseñar, construir y operar el sistema de distribución de GN en el departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao. Ésta es subsidiaria del Grupo Energía de Bogotá, el cual se posiciona como líder en el sector energético con presencia en Colombia, Perú y Guatemala; asimismo, cuenta con 22 años de experiencia en el sector de gas natural. Cálidda distribuye el GN a 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; este último concluyó en mayo 2013 e incrementó la capacidad del sistema de distribución de GN a 420MMCFD. Después de realizar las pruebas de commissioning12 y obtener los permisos necesarios, se inició la puesta en operación comercial en agosto 2013. En mayo 2014, se aprobó el plan de inversión propuesto por Cálidda en USD 428MM para el periodo 2014-2017, y en julio del mismo año se aumentó la tarifa promedio en un 6.37% para el periodo 2014-2018 respecto de los años 2010-2014.

Al cierre del año 2014, el volumen de ventas de Cálidda creció en 18% respecto a lo alcanzado durante el año anterior, terminando en 679 MMPCD. El avance en volumen fue guiado principalmente por el consumo del sector de generación eléctrica, en particular, debido a la adición del servicio hacia las generadoras Fénix Power y Termochilca desde el segundo semestre del año 2013, aunado a la mayor distribución hacia Kallpa (20 MMPCD adicional). Respecto al segmento residencial, la Empresa distribuidora mantiene una cobertura en 15 de los 49 distritos de Lima y Callao, siendo estos los distritos de Villa El Salvador, Comas, San Juan de Lurigancho, El Agustino, 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.

Commissioning 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 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 200 400 600 800 1000 1200 2010 2011 2012 2013 2014*

Volumen Transportado Sistema Malvinas -Lurín Volumen Transportado para Planta Melchorita 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 _2014* Volumen de LGN Transportado (MBPD) Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG)

68.27% 23.69%

8.03%

10

En la actualidad, la red de distribución de Cálidda consta de 4,678km de tuberías subterráneas, las cuales se incrementaron respecto al año 2013 producto de la construcción de 20km de red de alta presión de acero y 1,253km de red secundaria en polietileno. Asimismo, al cierre del 2014 se contaba con un número de 255,005 clientes conectados a la red y se estimaba un aproximado de 460,000 potenciales clientes (entre hogares y otros tipos de clientes) que se ubican cerca de la red de distribución de la empresa. A partir de dichas cifras, el ratio de penetración de red13 al 2014 avanzó a 55% (2013: 50%) y se espera su incremento conforme se desarrolle la difusión del servicio.

COMPOSICIÓN DE INGRESOS POR SEGMENTO DE CLIENTE RATIO DE PENETRACIÓN DE RED

Fuente: CALIDDA / Elaboración: PCR

De manera similar a Cálidda, la empresa Contugas S.A. es subsidiaria del Grupo Energía de Bogotá (75% del accionariado). Esta empresa mantiene una concesión con el Estado peruano, por un plazo de 30 años, para diseñar, construir y operar el sistema de distribución de GN por red de ductos en el departamento de Ica; su instalación en este lugar se realizó en el año 2009 y, en la actualidad, atiende específicamente a las localidades de Pisco, Chincha, Ica Nazca y Marcona. El proyecto otorgado a Contugas tuvo como inicio la localidad de Humay, punto en el cual el ducto principal de Camisea cambia de dirección hacia Lima y Callao. El gasoducto regional de Ica consta de aproximadamente 280 km de longitud distribuido en dos ramales; el primero de 40 km toma la ruta hacia Pisco y Chincha, mientras que el segundo (240 km) se dirige hacia Ica, Nazca y Marcona. La construcción de este proyecto se ejecutó entre el año 2011 hasta mediados del 2013, con el objetivo de reforzar la industria minera, metalúrgica y harinera de la región, así como el impulso de la industria petroquímica promovida por el Gobierno.

Esquema tarifario de Gas

El precio establecido para el GN 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 y (iii) la tarifa de distribución en media y baja presión que se encuentra segmentada por categorías volumétricas, la cual también es regulada; cabe mencionar que en este componente, para el caso de usuarios de GN por medio de Cálidda o Contugas, se incluyen los cargos máximos por tubería de conexión que se encuentra regulada y acometida; es decir, regulada para usuarios residenciales.

Para el caso del GN de Camisea, el precio 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 en el Lote 88, donde fijó el precio realizado máximo de 1 USD/MMBTU para el generador eléctrico y de 1.80 USD/MMBTU para los demás consumidores. Estos precios no incluyen la fórmula de actualización. El valor del precio máximo básico del GN para el sector eléctrico fue determinado asumiendo un modelo de competencia perfecta para el negocio del GN (que en la práctica es un monopolio) teniendo por objeto maximizar la utilidad del productor del GN.

Por su parte, el costo por transporte es determinado mediante 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 el Regulador a los diversos concesionarios de transporte de GN; estas tarifas son 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 USD 31.4384 por Mm3. 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 USD 1.11 por MPC.

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

Medido como el número de clientes conectados sobre el número de clientes potenciales que se ubican cercan de la red de distribución de Cálidda.

39.2% 32.4% 20.0% 18.5% 16.6% 15.3% 27.8% 19.2% 15.4% 15.1% 13.9% _11.2% 12.4% 27.0% 36.0% _34.2% 27.0% 31.9% 11.4% 15.8% _23.8% 25.9% 32.7% 34.6% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Otros Instalac. de Servicios Generación Eléctrica Estaciones GNV Industrial Residencial y Comerc.

20 28 37 42 50 55 0 10 20 30 40 50 60 0 100 200 300 400 500 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Clientes Totales Clientes Potenciales Ratio de Penetración

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permite utilizar aparatos de consumo de menor costo y 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 cinco categorías de niveles de tarifas para las redes de distribución de GN: (i) Categoría A1 (Hasta 30 m3 de consumo por mes), (ii) Categoría A2 (Entre 31m3 de consumo y 300m3 por mes), (iii) Categoría B (Entre 301m3 _{de consumo y 17,500 m}3 _{por mes), (iv) Categoría C (Entre 17.501}

m3 de consuno y 300.00 m3 por mes) y (v) 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.

Refinación de Petróleo

Una vez que el petróleo crudo es extraído de los yacimientos, este se transporta mediante el Oleoducto Norperuano, el cual cubre la ruta desde la selva (Loreto) hasta la estación Bayovar ubicada en la costa peruana (Piura). La tubería que conforma este oleoducto tiene un límite mínimo de fluencia de 36.3 kilogramos por milímetro cuadrado. A partir de este punto se provee de crudo a las refinerías del país, y de presentarse el caso, se destina parte a la exportación. En particular, el proceso de refinación del crudo de petróleo consiste en la exposición del mismo 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.

PRINCIPALES DATOS DE REFINERIAS EN EL PERÚ 2014

Refinería Operador Ubicación Tipo de destilación* Capacidad instalada (BPD

La Pampilla Repsol YPF Ventanilla - Callao DP,DV,FCC 100,000

Talara Petroperú Talara – Piura DP,DV,FCC 65,000

Conchán Petroperú Lima - Lima DP,DV 15,500

Iquitos Petroperú Maynas - Loreto DP 12,000

Pucallpa Petroperú Coronel Portillo - Ucayali DP 3,300

El Milagro Petroperú Ucubamba - Amazonas DP 2,000

Fuente: SNMPE, RELAPASA, MINEM / Elaboración: PCR

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 creando barreras a la entrada de nuevas empresas al rubro. Actualmente, en el Perú existen seis refinerías activas, de las cuales cinco tienen como principal accionista a Petroperú (empresa estatal de derecho privado), mientras que la restante es 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 197,800 BPD.

Al cierre del año 2014, la producción total de las refinerías ascendió a 62,028 MBLS (+5.09% vs 2013). En términos de cantidad procesada de petróleo crudo por refinería, la compañía con mayor participación de mercado fue Refinería La Pampilla (Repsol y asociados) con una participación de 43.22% al cierre del año 2014; esta fue seguida por la segunda Refinería Talara (35.07%), mientras que las compañías de menor producción concentraron el 21.71% del total.

PRODUCCION POR REFINERÍA (MBLS) ESTRUCTURA DE VENTAS DE DERIVADOS DE PETROLEO – 2014 (NOV)

Fuente: MINEM / Elaboración PCR

Comercialización de Petróleo

Luego de concluida la etapa de refinería del petróleo crudo, se obtienen distintos productos que, de manera inmediata o posterior a algún proceso químico, son aptos para su comercialización. Actualmente en el Perú los productos presentes en el mercado son el GLP, diversos tipos de gasolina diferenciados por su octanaje, diesel, turbo, residencial, entre otros. Estos se pueden utilizar para el uso doméstico (GLP), transporte (gasolinas, diesel, turbo para transporte aéreo) y uso industrial (residual y en poco cuantía GLP).

48 50 52 54 56 58 60 62 64 0 5 10 15 20 25 30 35 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 R. La Pampilla R. Talara

Otras P. crudo procesado total

21.07% 22.75% 22.32% 8.40% 7.38% 18.08% Diesel B-5 (S-50) GLP Diesel B-5

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Las ventas de derivados de petróleo durante al año 2014 alcanzaron el volumen de 83,426 MBLS, donde el Diesel registró la mayor participación del total de ventas con el 44.06%, seguido del GLP (23.83%), el gasohol (8.14%) y el turbo A-1 (8.13%). La comercialización mayorista de estos productos concentra una significativa proporción de volumen vendido en cuatro comercializadoras, las cuales son Primax, Repsol, Pecsa y Petroperú (establece una integración vertical con Repsol en el proceso productivo). En cambio, la venta al segmento minorista se realiza por medio de estaciones de servicio y grifos que pertenecen también a las mayores participantes en la venta mayorista.

Entorno Regulatorio

La regulación de los hidrocarburos en general se rige bajo la ley N° 26221 “Ley orgánica de hidrocarburos”, la cual norma las actividades relacionadas al manejo de este tipo de recursos en el territorio peruano. Existen particularidades respecto a la regulación de la producción de gas natural y de petróleo, es por ello que se presenta un apartado diferente para cada tipo de hidrocarburo.

Regulación del Gas Natural

La regulación de la industria del gas natural agrupa una serie de leyes, reglamentos y resoluciones que se aplican a las distintas actividades en su proceso productivo. El marco regulatorio y normativo establece las obligaciones, derechos y garantías de los agentes involucrados en el desarrollo de la industria, como son las empresas de exploración, explotación, de transporte y demás dentro de la cadena de producción del hidrocarburo. Asimismo, este conjunto de leyes y reglamentos se utilizan como base para la regulación de los precios y tarifas cobradas por el gas natural, tema tratado con mayor detalle en apartados anteriores. La normativa del gas natural está representada principalmente por: (i) De manera general la Ley N° 26221 “Ley Orgánico de Hidrocarburos”, la cual norma las actividades de hidrocarburos en el territorio peruano y (ii) Ley N° 27133 “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” en donde se estipula las condiciones para la promoción del desarrollo de esta industria; así como el fomento de la competencia y diversificación de las fuentes de energía del país.

Los principales organismos detrás de la regulación del gas natural son el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), organismo del Estado que puede estipular la normativa en la industria y que además funciona como cedente de los recursos por medio de contratos con las empresas. En segundo lugar y dentro del MINEM, se encuentra la Dirección General de Hidrocarburos (DGH), área especializada en temas de esta industria. Por su parte, la institución encargada de la suscripción de exploración y explotación con las empresas es Perupetro. Por su parte, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), perteneciente al OSINERGMIN, es el organismo que regula las tarifas de transporte y distribución del gas natural; mientras que la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) fiscaliza y supervisa la calidad, seguridad en las operaciones de la industria, además de velar por el cumplimiento de las normas medioambientales.

Regulación del petróleo (FEPC)

Los precios de los combustibles derivados del petróleo del Perú están expuestos a la volatilidad de los precios internacional es, dado que una importante proporción del crudo refinado es de origen extranjero. Es por esta razón que, con el objetivo de evitar que esta volatilidad se traslade hacia los consumidores finales, el Gobierno del Perú, mediante el Decreto de Urgencia N° 010-2004, creó en setiembre de 2004 el Fondo para la Estabilización de Precios de los combustibles derivados del petróleo (en adelante el Fondo).Otro de los fines del Fondo es la compensación a importadores y refinerías dadas las limitaciones que presentan en el traslado de las fluctuaciones del precio internacional hacia el mercado interno.

La lista de combustibles presentes en la aplicación del Fondo tuvo su última modificación con el Decreto de Urgencia N° 005-2012, en donde se eliminaron productos como el GLP a granel, gasolinas y los gasoholes 84 y 90. Actualmente, los derivados de combustible considerados en la lista son el GLP envasado, el diesel B-5 y el petróleo N°6 (utilizado en la generación eléctrica de sistemas aislados). Cabe señalar que las diversas modificaciones a la lista se realizan bajo el objetivo de mantener a los productos cuya volatilidad de sus precios pueda afectar directamente a los consumidores finales y, así, al ritmo general de la economía.

Este Fondo intangible funciona mediante un mecanismo de esquema de bandas de precios con límite superior e inferior para cada uno de los derivados de petróleo que se consideren materia de regulación. Las bandas se definen a partir de los precios de paridad de importación (PPI), estos son calculados semanalmente por OSINERGMIN y se realiza para cada derivado de petróleo. Así, en el caso en que el precio referente del OSINERGMIN (PPI) se posicioné por encima del límite superior de la banda, se procederá a compensar a los productores e importadores de combustible; dicha compensación comprendería el monto diferencial entre el límite superior de la banda y el precio referencial. Caso contrario, si el PPI se ubica debajo de la banda inferior, los mismo agentes deberán aportar el diferencial correspondiente a favor del Fondo. La actualización de bandas más reciente se realizó bajo la Resolución OSINERGMIN No.019-2015-OS/GART, su publicación se realizó el 25 de marzo de 2015 y estipula que los límites presentados tienen vigencia hasta el 30 de abril del mismo año.

BANDAS DE PRECIOS (2015)

Productos Límite superior Límite inferior

GLP envasado 1.11 1.05

Diesel B5 5.54 5.44

Diesel B5 GGEE SEA 6.29 6.19

PIN 6 GGEE SEA 4.11 4.01