Boletin Feb 2013

GERENCIA DE FISCALIZACION DE GAS NATURAL

BOLETIN ESTADISTICO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL

FEBRERO 2013

INDICE

1. INTRODUCCION _________________________________________________________ 5

2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ____________________________ 5

3. INDICADORES __________________________________________________________ 5

3.1. MATRIZ ENERGETICA _____________________________________________________ 5 3.1.1. Matriz Energética en el mundo ___________________________________________________ 5 3.1.2. Matriz Energética en el Perú _____________________________________________________ 5

3.2. INFRAESTRUCTURA ______________________________________________________ 6 3.2.1. Infraestructura de producción en Camisea __________________________________________ 6 3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución ___________________________ 7

3.3. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL ______________________ 8 3.3.1. Reservas de gas natural _________________________________________________________ 8 3.3.2. Reservas de líquidos de gas natural ________________________________________________ 9

3.4. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 10 3.4.1. Producción de gas natural ______________________________________________________ 10 3.4.2. Producción de líquidos de gas natural _____________________________________________ 12

3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA ____ 13

3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL __________________ 14 3.6.1. Transporte gas natural _________________________________________________________ 14 3.6.2. Transporte líquidos de gas natural ________________________________________________ 15

3.7. DISTRIBUCION DE GAS NATURAL __________________________________________ 16 3.7.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores ___________________________________ 16

3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL ___________________________________ 17 3.8.1. Sistema de distribución de gas natural ____________________________________________ 17

a. Redes de distribución en Lima y Callao __________________________________________ 17 b. Redes de distribución en Ica __________________________________________________ 17

3.8.2. Registro de instaladores ________________________________________________________ 18 3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias ____________________________________ 18

a. Sistema de Distribución de Lima y Callao _______________________________________ 18 c. Sistema de Distribución de Ica _________________________________________________ 19

3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial ____________________________________ 19

3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL _________________________________ 20

3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELECTRICO __________________________________ 20 3.10.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica ________________________________ 20

a. Centrales eléctricas _________________________________________________________ 20 b. Generación eléctrica ________________________________________________________ 22

3.10.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica _________________________ 23

3.11. MERCADO DE GNV Y GNC ________________________________________________ 23 3.11.1. ITF para instalaciones de GNV ___________________________________________________ 23 3.11.2. Estaciones de GNV con ITF ______________________________________________________ 24 3.11.3. Demanda de GNV _____________________________________________________________ 24 3.11.4. Número de vehículos a GNV_____________________________________________________ 25 3.11.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC) _______________________________________ 25 3.11.6. Unidades de transporte de GNC _________________________________________________ 26

3.12. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO __________________________________ 27 3.12.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita ____________________________________ 27 3.12.2. Embarques de gas natural licuado ________________________________________________ 27 3.12.3. Volumen de gas natural exportado _______________________________________________ 28

3.13. INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO__________________ 29 3.13.1. Producto Bruto Interno ________________________________________________________ 29 3.13.2. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos ________________________________ 29 3.13.3. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos ______________________________ 30 3.13.4. Precio Henry Hub _____________________________________________________________ 30 3.13.5. Precios del gas natural vehicular y residencial ______________________________________ 31

a. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular ________________________ 31 b. Precio gas natural residencial _________________________________________________ 32

3.14. INVERSIONES Y PROYECTOS ______________________________________________ 32 3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años ___________________________________ 32 3.14.2. Proyectos futuros _____________________________________________________________ 33

4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS ___________________ 34

4.1. VOLUMEN _____________________________________________________________ 34

4.2. ENERGIA ______________________________________________________________ 35

4.3. PRESION ______________________________________________________________ 35

4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL __________________________________ 36

4.5. GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA ___________________________________ 37

ABREVIATURAS Y SIMBOLOGIA UTILIZADA

ABREVIATURA DESCRIPCION

API American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo)

ASME American Society Mechanical Engineer (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos)

BEP Barriles equivalentes de petróleo

MMBEP Millones de barriles equivalentes de petróleo

BCF Billones de pies cúbicos (EEUU: 109 pies cúbicos / España: 1012 pies cúbicos)

BCFD Billones americanos de pies cúbicos por día

BLS Barriles

MBLS Miles de barriles (103 barriles)

MMBLS Millones de barriles (106 barriles)

BPD Barriles por día

MBPD Miles de barriles por día

MMBPD Millones de barriles por día

BTU British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica)

MMBTU Millones de BTU

°C Grados centígrados

C 3 Propano

C3+ Propano y más pesados

C4 Butanos

C4+ Butanos y más pesados

C5 Pentanos

C5+ Pentanos y más pesados

Coma (,) Para separar miles

°F Grados Fahrenheit

Gl Galón: equivale a 3,78533 litros (Galón de los EEUU)

GLP Gas licuado de petróleo

GN Gas natural

GNC Gas natural comprimido, gas natural que ha sido comprimido a una presión máxima de 25MPa (250 bar)

GNV Gas natural vehicular

ITF Informe técnico favorable

KW-Hr Unidad de energía: 1,000 Watt-Hora

MW-Hr 106 Watts-Hr

ABREVIATURA DESCRIPCION

LNG Gas natural licuado: gas natural en estado líquido a temperatura a –160°C, lo que permite reducir su volumen 600 veces para facilitar su almacenamiento y transporte.

LGN Líquidos del gas natural

m3 Metro cúbico

m3 STD Metro cúbico estándar: un metro cúbico (m3) a 15ºC y a una presión absoluta de 1.013 mbar

MW Mega Watts

NTP Norma Técnica Peruana

PC Pie cúbico

MPC Miles de pies cubico

MPCD Miles de pies cubico por día

MMPC Millones de pies cúbico

MMPCD Millones de pies cúbico por día

BCF Billones de pies cúbico (Sistema Americano: 109 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1012 pies cúbicos)

TCF Trillones americanos de pies cúbicos (Sistema Americano: 1012 pies cúbicos / Sistema Internacional: 1018 pies cúbicos)

TCFD Trillones de pies cúbico por día

PSIA Libras por pulgada cuadrada absoluta, Presión Absoluta (psia) = Presión manométrica (psig) + Presión Atmosférica (14.7 psi)

Punto (.) Para separar decimales

TEP Tonelada equivalente de petróleo

MTEP Miles de toneladas equivalentes de petróleo

MMTEP Millones de Toneladas equivalentes de petróleo

TM Toneladas métricas

Watts Unidad de potencia

KW 1,000 Watts

MW 106 Watts

GW 109 Watts

5

1. INTRODUCCION

Como parte del trabajo de difusión del conocimiento que viene desarrollando la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural del OSINERGMIN, se publica en forma mensual los indicadores más relevantes de la industria de gas natural, los cuales serán presentados en el Boletín de Indicadores del Gas Natural, cuya publicación presentamos en formato digital y está disponible en la página web de OSINERGMIN.

2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL

El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú hasta el año 1998 se concentró en la zonas de Talara donde básicamente el gas natural era usado para la generación eléctrica en las operaciones petroleras y para uso residencial en los campamentos de explotación de la costa norte. A partir de ese año se extendió a la selva central con el inicio de las operaciones del proyecto Aguaytía, y por el lado de las labores de supervisión, estas eran desarrolladas por OSINERGMIN a través de la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos. Posteriormente en agosto del 2004 se inician las operaciones comerciales del Proyecto Camisea, dando lugar a un creciente desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país, lo cual impulsó a OSINERGMIN a replantear su organización, creando así en agosto del 2007 la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural, con la finalidad de atender la demanda de regulación y supervisión de las actividades del gas natural en el país. El desarrollo alcanzado por esta industria se ve reflejado en el costo de la explotación del gas natural valorizada en 1,311.7 MMUS$ en el año 2012, 91 veces mayor que los 14.4 MMUS$ del año 2002, además es importante mencionar que el Proyecto Camisea tiene una participación en dicho costo con 95 %. Con satisfacción podemos afirmar que el rol supervisor ejercido por OSINERGMIN ha contribuido a darle sostenibilidad al desarrollo de esta industria.

3. INDICADORES

3.1. MATRIZ ENERGETICA

3.1.1. Matriz Energética en el mundo

Durante las últimas cinco décadas, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 46.4% en el año 1971 al 33.1% correspondiente al año 2011. Con respecto al gas natural y la energía nuclear presentan una tendencia creciente en la participación de la energía primaria tal como se muestra en el gráfico Nº 1. Sin embargo el consumo del carbón se ha mantenido constante a lo largo de las cinco décadas, manteniéndose como el segundo proveedor significativo de la energía primaria con una participación aproximada del 28%.

6

GRAFICO Nº 1. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO – ULTIMAS CINCO DECADAS

FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

La evolución de la matriz energética mundial en la última década se muestra en el gráfico Nº 2, el petróleo viene comportándose como el mayor proveedor de la energía primaria; sin embargo presenta una tendencia decreciente pasando de una participación del 38.0% en el año 2001 al 33.1% correspondiente al 2011. Con respecto a los otros sectores se observa una tendencia estable a excepción del consumo del carbón, que presenta un tendencia creciente, pasando de un participación del 25.5% en al año 2001 al 30.4% en el año 2011.

GRAFICO Nº 2. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL MUNDO 2001 - 2011 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

El año 2011, de acuerdo a lo mostrado en el gráfico Nº 3, en Asia Pacífico el mayor consumo se concentró en el carbón (2,553.2), en Europa y Eurasia en el gas natural (991.0 MMTEP), en Norte América en el petróleo (1,026.47 MMTEP), en Medio Oriente en el petróleo (371.0 MMTEP) en Sur y Centro América en el petróleo (289.1MMTEP) y en África también lo fue el petróleo (158.3 MMTEP).

29.0% 27.7% 27.0% 25.5% 30.4%

0.4% 0.6% 1.5% 0.5% 2.9% 5.8% 6.3% 4.9%

46.4% 43.6% 38.7% 38.0% 33.1%

18.7% 19.9% 22.2% 23.4% 23.7%

5.4% 6.0% 6.2% 6.2% 6.5%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1971 1981 1991 2001 2011

Hidroenergía Gas Natural Petróleo Nuclear Renovables Carbón

25.5% 25.7% 26.8% 27.3% 27.9% 28.5% 29.0% 29.0% 29.1% 29.6% 30.4%

0.6% 0.6% 0.7% 0.7% 0.8% 0.8% 0.9% 1.1% 1.2% 1.3% 1.5% 6.3% 6.3% 6.0% 6.0% 5.8% 5.7% 5.5% 5.4% 5.4% 5.2% 4.9%

38.0% 37.6% 37.1% 36.8% 36.2% 35.6% 35.2% 34.6% 34.4% 33.6% 33.1%

23.4% 23.6% 23.5% 23.2% 23.2% 23.1% 23.3% 23.7% 23.4% 23.8% 23.7%

6.2% 6.2% 6.0% 6.0% 6.1% 6.2% 6.1% 6.3% 6.5% 6.5% 6.5%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Hidroenergía Gas Natural Petróleo Nuclear Renovables Carbón

5

GRAFICO Nº 3. CONSUMO DE ENERGIA EN EL MUNDO - AÑO 2011 FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

5

3.1.2. Matriz Energética en el Perú

En nuestro país, el consumo de gas natural durante los años 71, 81 y 91 sólo representó entre el 1.3% y 1.4% de la matriz energética. En las dos últimas décadas según se muestra en el gráfico Nº 4, el gas natural creció del 3.2% al 29.8%, el primer crecimiento explicado por el desarrollo de los proyectos Aguaytía el año 1997, y Camisea el año 2004.

GRAFICO Nº 4. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU – ULTIMAS CINCO DECADAS

FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA

En el gráfico Nº 5 se muestra como la participación del gas natural en la matriz energética durante los últimos 10 años, ha pasado del 3% en el año 2001 al 30% en el 2011, se espera que en los próximos años se mantenga esta tendencia, y que su participación sea tan alta como 33%, al igual que el petróleo y las energías renovables.

GRAFICO Nº 5. EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN EL PERU - 2001 AL 2011 FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA

4.3% 2.5% 3.4% 4.3% 1.7%

83.2% 85.2% 78.6% 76.8%

58.2%

1.3% 1.3% 1.4% 3.2%

29.8%

11.2% 11.0% 16.6% 15.7%

10.3%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1971 1981 1991 2001 2011

Hidroenergía Gas Natural Petróleo CarbónMBEPD

4% 5% 6% 5% 5% 4% 5% 4% 4% 3% 2%

77% 75% 73% 73% 69% 67% 63% 63% 63% 58% 58%

3% 4% 5% 7% 12% 14% 18% 21% 21% 28% 30%

16% 16% 17% 14% 14% 15% 14% 12% 12% 11% 10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Hidroenergía Gas Natural Petróleo CarbónMBEPD

6

Durante el 2011, el consumo de energía primaria en el Perú ascendió a 349.1 MBEPD, 9.3% mayor al resultado del año 2010, donde el consumo de energía era de 319.5 MBEPD. La participación del gas natural alcanzó el 30% del total de la demanda de energía nacional.

GRAFICO Nº 6. CONSUMO DE ENERGIA PRIMARIA - AÑO 2011

FUENTE: MINEM – PETROPERU. ELABORACION PROPIA

3.2. INFRAESTRUCTURA

El crecimiento de la infraestructura de producción, procesamiento, transporte y distribución de gas natural en el país, se ha dado con mayor fuerza a partir del año 2004 con el proyecto Camisea, al haberse constituido en la principal fuente de abastecimiento de gas natural en el país, lo que ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda.

3.2.1. Infraestructura de producción en Camisea

Pozos en el Lote 88: 14 Productores, 1 Productor – Reinyector, 3 Reinyectores.

LOCACIÓN POZO ESTADO

SAN MARTÍN 1

SAN MARTIN 1 Productor SAN MARTIN 1001D Productor SAN MARTIN 1002D Productor - Reinyector SAN MARTIN 1003D-ST1 Productor SAN MARTIN 1004D-ST1 Productor

SAN MARTÍN 3 SAN MARTIN 3-ST1 Reinyector SAN MARTIN 1005 Reinyector SAN MARTIN 1006 Reinyector

CASHIRIARI 1

CR1-1R Productor CR1-1001D Productor CR1-1002D Productor CR1-1003D Productor CR1-1004D Productor

CASHIRIARI 3

CR3-ST2 Productor CR3-1005D-ST1 Productor CR3-1006D Productor CR3-1007D Productor CR3-1008D Productor CUADRO Nº 1. POZOS DEL LOTE 88

FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

Carbón, 6.0, 2%

Petróleo, 203.1, 58%

Gas Natural, 104.1, 30%

Hidroenergía, 35.83, 10%

MBEPD

7

Pozos en el Lote 56: 5 Productores, 2 Productor – Reinyector.

LOCACIÓN POZO ESTADO

PAGORENI A

PAG 1004D Productor - Reinyector PAG 1005D Productor - Reinyector PAG 1006D Productor PAG 1007D Productor

PAGORENI B PAG 1001D Productor PAG 1002D-ST1 Productor PAG 1003D-ST1 Productor

MIPAYA MIP-1002-XD Productor ( en construcción) CUADRO Nº 2. POZOS DEL LOTE 56


3.2.2. Infraestructura de procesamiento, transporte y distribución

En el Cuadro Nº 3 se puede apreciar el continuo crecimiento de la infraestructura de procesamiento, transporte y distribución de gas natural durante el periodo 2004-2013, lo cual ha permitido atender satisfactoriamente el rápido desarrollo de la demanda tanto de gas natural como de los líquidos de gas natural.

INFRAESTRUCTURA 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2103

PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL (MMPCD)

MALVINAS 440 440 440 440 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160

AGUAYTIA 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70

GMP 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

DUCTO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (MMPCD)

TGP 314 314 314 314 314 380 450 530 610 610

DUCTO DE TRANSPORTE DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL (MBPD)

TGP 50 50 50 50 70 85 88 88 110 110

DUCTO DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL (MMPCD)

GNLC 255 255 255 255 255 255 255 255 255 255

PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE LGN (MBPD)

PISCO - CAMISEA 50 50 50 50 85 85 85 85 85 120

PUCALLPA - AGUAYTIA 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4

VERDUN-GRAÑA Y MONTERO 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

PROCESADORA DE GAS PARIÑAS - 2 2 2 2 2 2 2 2 2

CUADRO Nº 3. INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL

FUENTE: PROPIA - MINEM. ELABORACION PROPIA

En el Cuadro Nº 4 se muestra la infraestructura de las refinerías de petróleos para el periodo 2004 - 2013, donde se observa que el crecimiento de la infraestructura de procesamiento y almacenamiento de crudo y derivados, prácticamente ha permanecido constantes durante el periodo ocasionando que las refinerías mantengan un nivel de configuración de procesamiento por debajo de los estándares internacionales, con alto volumen de procesamiento de fondos (residuales) de bajo valor. En contra parte esta falta de crecimiento de la capacidad de refinación se ha visto compensada por el incremento de la capacidad de fraccionamiento de LGN, que desde el 2004 al 2013 ha pasado de 57.4 a 124.4 MBPD.

8

INFRAESTRUCTURA 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

REFINERIA DE PETROLEO (MBPD)

SHIVIYACU - PLUSPETROL 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2

EL MILAGRO - PETROPERU 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

PUCALLPA - MAPLE 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25 3.25

IQUITOS - PETROPERU 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

CONCHAN - PETROPERU 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5

TALARA - PETROPERU 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65

PAMPILLA - REPSOL 102 102 102 102 102 110 110 110 110 110

TOTAL REFINERIAS PETROLEO 205 205 205 205 205 213 213 213 213 213

TOTAL PLANTAS FRACCIONAMIENTO 57.4 59.4 59.4 59.4 94.4 94.4 94.4 94.4 94.4 129.4

CUADRO Nº 4. INFRAESTRUCTURA DE REFINERIAS DE PETROLEO

FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

3.3. RESERVAS DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL

3.3.1. Reservas de gas natural

La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden a 12.70 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 89%, ver cuadro Nº 5 y gráfico Nº 7.

AREA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Costa Norte 0.17 0.16 0.19 0.20 0.21 0.21 0.20 0.33 0.25 0.24 0.91

Zócalo 0.17 0.18 0.18 0.18 0.29 0.29 0.28 0.66 0.35 0.29 0.29

Selva Central 0.28 0.27 0.25 0.24 0.22 0.21 0.19 0.17 0.22 0.21 0.21

Selva Sur 8.11 8.11 8.11 10.87 11.20 11.15 11.15 11.04 11.18 11.72 11.29

Total 8.73 8.72 8.72 11.49 11.93 11.84 11.82 12.20 12.00 12.46 12.70 CUADRO Nº 5. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL – TCF


GRAFICO Nº 7. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL NIVEL PAIS


La reservas probadas de gas natural en el país, actualmente representan el 44% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 8.

0

2

4

6

8

10

12

14

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

8.7 8.7 8.7

11.5 11.9 11.8 11.8 12.2 12.0 12.5 12.7 TCF

9

GRAFICO Nº 8. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL


3.3.2. Reservas de líquidos de gas natural

La reservas probadas de gas natural en el país, ascienden en la actualidad a 627 MMBLS, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lotes 56 y 88) representan el 98%, ver cuadro Nº 6 y gráfico Nº 9.

AREA 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Zócalo - - - - - - - - 13.3 6.6 6.7

Selva Central 13.3 12.3 10.5 9.1 7.7 6.5 5.4 4.4 6.8 6.5 8.2

Selva Sur 566.5 566.5 566.5 708.9 687.7 675.0 668.7 653.8 611.6 644.9 612.1

Total 579.8 578.8 577.0 718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0 CUADRO Nº 6. FUENTE MINEM: RESERVAS PROBADAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL – MMBLS


GRAFICO Nº 9. RESERVAS PROBADASDE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL A NIVEL PAIS FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

Actualmente las reservas probadas de líquidos de gas natural en el país, representan el 40% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles), ver gráfico Nº 10.

38% 33% 30% 30% 30% 30% 39% 39% 39% 40% 39%

27% 29% 44%

25% 27%

26% 26% 26% 26% 17%

22% 23% 23% 20% 31% 24%

30%

37% 40% 44% 44% 44% 44% 44% 38% 38% 38% 41% 43% 47%

26%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

RESERVAS POSIBLES RESERVAS PROBABLES RESERVAS PROBADAS

0

200

400

600

800

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

579.8 578.8 577.0

718.0 695.4 681.5 674.1 658.2 631.7 658.0 627.0

MMBLS

10

GRAFICO Nº 10. EVOLUCION DE LAS RESERVAS DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL


3.4. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL

3.4.1. Producción de gas natural

En el gráfico Nº 11 se muestra la evolución de la producción de gas natural en el país. Durante el año 2012, la producción del proyecto Camisea (Lotes 56 y 88) representó el 94.7 % del total producido, tal como se puede observar las cifras mostradas en el cuadro Nº 7.

Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción del mes de enero

GRAFICO Nº 11. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

45% 42% 42% 42% 42% 42% 51% 51% 50% 50% 49%

28% 28% 40%

23% 25% 25% 25% 25% 25%

15% 21% 22% 22% 22%

34% 25%

33%

32% 34% 34% 33% 33% 33% 34% 28% 28% 28% 29%

38% 48%

27%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

RESERVAS POSIBLES RESERVAS PROBABLES RESERVAS PROBADAS

AGUAYTIA 31C

PLUSPETROL CORP. 56

PLUSPETROL CORP. 88

COSTA NORTE Y ZOCALO

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

COSTA NORTE Y ZOCALO

PLUSPETROL CORP. 88

PLUSPETROL CORP. 56

AGUAYTIA 31C

MMPC

11

ZONA COMPAÑIA LOTE 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

COSTA NORTE

GMP I 120.6 181.1 217.8 788.4 941.1 1,024.5 1,449.9 1,750.7 1,709.3 1,648.8 1,671.1 1,750.5

PET. MONTERRICO II 0.0 62.3 329.1 347.5

SAPET VI/VII 1,210.0 1,232.1 1,436.3 1,513.6 1,176.6 969.0 751.2 719.8 457.9 787.4 930.4 1,100.7

PEREZ COMPANC / PETROBRAS X 2,953.2 2,322.0 2,570.9 3,070.5 3,664.0 3,701.0 3,689.5 3,983.0 3,885.8 4,452.7 4,948.6 3,876.3

OLIMPIC XIII 225.6 860.2 645.0 417.9 438.8 440.9 346.4 206.0 229.5 342.1 1,077.0

TOTAL COSTA 4,283.8 3,960.8 5,085.2 6,017.5 6,199.8 6,133.4 6,331.6 6,799.8 6,258.9 7,180.7 8,221.4 8,151.9

ZOCALO PETROTECH Z-2B 3,344.4 2,786.0 3,473.0 4,082.1 3,720.9 5,155.1 5,133.2 5,159.4 4,015.2 4,126.5 4,038.8 3,043.9

TOTAL ZOCALO 3,344.4 2,786.0 3,473.0 4,082.1 3,720.9 5,155.1 5,133.2 5,159.4 4,015.2 4,126.5 4,038.8 3,043.9

TOTAL COSTA NORTE Y ZOCALO 7,628.2 6,746.8 8,558.2 10,099.6 9,920.7 11,288.5 11,464.8 11,959.2 10,274.1 11,307.2 12,260.2 11,195.8

SELVA SUR PLUSPETROL CORP. 88 7,032.8 28,440.8 37,583.9 69,006.0 93,090.3 99,722.9 135,672.8 167,131.4 182,113.3

PLUSPETROL CORP. 56 93,090.3 99,722.9 98,642.3 215,210.7 214,298.0 SELVA CENTRO AGUAYTIA 31 C 5,448.4 8,851.8 9,924.8 13,223.2 15,205.5 13,818.7 14,014.7 14,906.2 12,684.0 9,987.0 6,567.2 11,187.6

TOTAL ZONA SELVA 5,448.4 8,851.8 9,924.8 20,256.0 43,646.3 51,402.6 83,020.7 107,996.5 112,406.9 244,302.0 388,909.3 407,598.9

TOTAL 13,076.5 15,598.6 18,483.0 30,355.7 53,567.1 62,691.1 94,485.5 119,955.7 122,681.0 255,609.2 401,169.4 418,794.7

MMPCD 35.8 42.7 50.6 83.2 146.8 171.8 258.9 328.6 336.1 700.3 1,099.1 1,144.2 CUADRO Nº 7. PRODUCCION DE GAS NATURAL A NIVEL PAIS - MMPC


12

Respecto a los volúmenes de gas exportado, podemos indicar que en febrero del 2013 se alcanzó en promedio 618 MMPCD de los 1,073 MMPCD producidos en Camisea. Por otro lado el volumen acumulado de gas natural exportado al presente mes es equivalente a 0.55 TCF, lo cual representa el 65.2 % del total producido por Camisea, ver gráfico Nº 12.

GRAFICO Nº 12. GAS NATURAL PARA CONSUMO INTERNO Y EXPORTACION – PROYECTO CAMISEA


3.4.2. Producción de líquidos de gas natural

En el cuadro Nº 8 y gráfico Nº 13, se muestra la evolución de la producción de LGN en el país desde el año 2001 al 2012, las cuales pasaron de 3.89 a 83.33 MBPD.

EMPRESA LOTE 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

AGUAYTIA 31 C 3.96 4.09 4.03 3.90 3.70 3.33 3.00 2.67 2.67 2.50 2.46 2.67

PLUSPETROL 88 - - - - - - - - - 10.32 32.14 34.68 33.76 30.77 36.59 47.38 44.51 45.82

56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 10.02 34.44 33.39 35.00 36.56

PETROTECH Z-2B - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 0.56 1.20 1.19 1.27

TOTAL MBPD 3.96 4.09 4.03 14.22 35.84 38.01 36.76 43.45 74.25 84.47 83.16 86.33

CUADRO Nº 8. PRODUCCION DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL - MBPD FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 feb-13

0.01 0.04 0.08

0.15

0.24

0.34

0.48

0.64

0.82 0.84

0.09

0.30

0.51 0.55

Volumen acumulado de GN para el mercado interno Volumen acumulado de GN exportadoTCF

13

Nota: Las cifras del 2013 equivale al promedio de la producción del mes de enero

GRAFICO Nº 13. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

3.5. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL DE CAMISEA

En el mes de febrero del 2013 el factor de procesamiento de la Planta Malvinas fue de 105 %, habiendo procesado un volumen promedio de gas natural de 1,094 MMPCD para el Lote 88 y un volumen de 671 MMPCD para el Lote 56, lo cual representa un incremento en el consumo de gas natural del 71 % para el Lote 88 y una disminución del 3 % en el consumo del Lote 56 respecto del mismo mes del año 2012.

(*)Volumen promedio de GN procesado enero – febrero 2013

GRAFICO Nº 14. GAS PROCESADO EN PLANTA MALVINAS FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

PLUSPETROL CORP. 56

PLUSPETROL CORP. 88

AGUAYTIA 31 C

SAVIA Z-2B

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

SAVIA Z-2BAGUAYTIA 31 CPLUSPETROL CORP. 88PLUSPETROL CORP. 56

MBPD

315.9 426.7 472.7 472.2 445.8

564.6 785.9 735.0 748.0

1045.5 362.1

416.7

436.2 560.3 635.0

670.5

0.72

0.97

1.07 1.07

0.92

0.85

1.05 1.12

1.02 1.02

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

LOTE 56 LOTE 88 Indice de Producción Planta Malvinas

MMPCD

(*)

14

Por otro lado, la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco en febrero 2013, alcanzó un factor de procesamiento de 87 %, llegando a procesar en promedio 104.9 MBPD, cuyo valor representa un incremento del 35 % respecto al mismo mes del año 2012.

(*)Volumen promedio de LGN procesado enero – febrero 2013

GRAFICO Nº 15. LGN PROCESADO EN LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.6. TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL

3.6.1. Transporte gas natural

El volumen promedio diario de gas natural transportado por TGP durante febrero del 2013 para el mercado interno fue de 451 MMPCD y para la exportación 618 MMPCD. Asimismo tal como se muestra en el gráfico Nº 16, el indicador de utilización del ducto promedio del mes es 0.94 % de la capacidad del sistema de transporte.

GRAFICO Nº 16. VOLUMENES PROMEDIO TRANSPORTADOS GAS NATURAL


23.0 32.3 34.8 33.7 30.6 36.5

47.3 44.62 46.08

64.25

29.8

34.4

33.4 34.83 36.78

37.95 0.66

0.92 0.99 0.96 0.83 0.83

0.95 0.94

0.87 0.85

0

20

40

60

80

100

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

LOTE 56 LOTE 88 Indice de Producción

MBPD

(*)

368.

1

448.

5

484.

3

422

451

387.

3

575.

8

571.

0

621 618

0.91 1.00 1.00

0.89 0.94

0.74

0.85

0.87

0.69

0.74

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2010 2011 2012 ene-13 feb-13Volumen Transportado para Planta Melchorita Volumen Transportado Sistema Malvinas - LurínMáximo Volumen Transportado en el mes Indicador de Uso del ducto TGP - Contrato BOOT

MMPCD

15

En el gráfico Nº 17, se muestra la evolución del volumen de gas natural transportado por TGP tanto para el mercado interno (Contrato BOOT) como para la exportación (Planta Melchorita).

GRAFICO Nº 17. VOLUMEN DIARIO DE GAS NATURAL ENTREGADO POR TGP

FUENTE: TGP. ELABORACION PROPIA

3.6.2. Transporte líquidos de gas natural

En febrero del 2013, el promedio transportado alcanzó los 105.6 MBPD, presentando un incremento del 36 % en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 2012, tal como se muestra en el gráfico Nº 18.

(*)Volumen promedio transportado de LGN enero – febrero 2013

GRAFICO Nº 18. VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

-

200

400

600

800

1,000

1,200ag

o-04

ene-

05

jun-

05

nov-

05

abr-

06

ago-

06

ene-

07

jun-

07

nov-

07

abr-

08

sep-

08

ene-

09

jun-

09

nov-

09

abr-

10

sep-

10

feb-

11

jun-

11

nov-

11

abr-

12

sep-

12

feb-

13

Volumen Entregado TotalPlanta MelchoritaB.O.O.T

MMPCD

22.9 32.3 34.7 33.7

40.5

71.0 80.7 79.5 82.3

102.4

0.46

0.65 0.69 0.67

0.48

0.84

0.94 0.90 0.82

0.93

0

20

40

60

80

100

120

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Volumen de LGN Transportado (MBPD) Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG)

MBPD

(*)

16

3.7. DISTRIBUCION DE GAS NATURAL

3.7.1. Consumo de gas natural de Camisea por sectores

En el gráfico Nº 19, se presenta la evolución del consumo de gas natural de Camisea por sectores, desde el inicio de la operación en agosto de 2004 al mes de febrero de 2013. En este mes el consumo fue de 450 MMPCD, presentando una disminución en el consumo del 4 % con respecto al mismo mes del año 2012, ver gráfico N° 20, distribuido por sectores.

GRAFICO Nº 19. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL PROVENIENTE DE CAMISEA

FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA

GRAFICO Nº 20. DEMANDA PROMEDIO DE GAS NATURAL DE CAMISEA EN EL MES DE FEBRERO 2013

FUENTE: GNLC - TGP. ELABORACION PROPIA

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

ago-

04no

v-04

feb-

05m

ay-0

5ag

o-05

nov-

05fe

b-06

may

-06

ago-

06no

v-06

feb-

07m

ay-0

7ag

o-07

nov-

07fe

b-08

may

-08

ago-

08no

v-08

feb-

09m

ay-0

9ag

o-09

nov-

09fe

b-10

may

-10

ago-

10no

v-10

feb-

11m

ay-1

1ag

o-11

nov-

11fe

b-12

may

-12

ago-

12no

v-12

feb-

13

Generadores Eléctricos Industriales GNV Residenciales y ComercialesMMPCD

Generadores Eléctricos

272.83 60.6%

Industriales 116.05 25.8%

GNV 58.36 13.0%

Residenciales y Comerciales

3.11 0.7% MMPCD

17

3.8. GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL

3.8.1. Sistema de distribución de gas natural

a. Redes de distribución en Lima y Callao

En febrero de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de gas natural en Lima y Callao es de 2,555 km, mostrando un crecimiento del 38 % respecto al mismo mes del año 2012, de los cuales 360 km corresponden a redes de acero y 2,195 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según se muestra en el gráfico Nº 21.

GRAFICO Nº 21. REDES DE GAS NATURAL EN LIMA Y CALLAO

FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

b. Redes de distribución en Ica

En febrero de 2013 la redes que forma parte del Sistema de Distribución de Ica es de 233.7 km, de los cuales 88.6 km corresponden a redes de acero y 145.1 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad (HDPE), según el gráfico Nº 22.

GRAFICO Nº 22. REDES DE GAS NATURAL EN ICA

FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 feb-13

142 158 184 209 267 310 338 359 360 78 275 357 446

639

963

1,403

2,109 2,195

220

433 541

655

906

1,273

1,741

2,468 2,555 Polietileno Acero

Km

0

40

80

120

160

200

240

280

320

360

jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-133.2 18.7 37.0 60.8 76.7 88.6

130.1 170.3

74.5 74.7 83

94.1

110.4 128.8

145.1

151.8

170.1

74.5 74.7 83.0

94.1

110.4

128.8

145.1

281.9

340.4 Polietileno Acero

Km

18

3.8.2. Registro de instaladores

El registro de instaladores de gas natural, al mes de febrero de 2013 cuenta con 357 instaladores registrados, de los cuales 264 son personas naturales y 93 son personas jurídicas según lo mostrado en el gráfico Nº 23.

GRAFICO Nº 23. INSTALADORES CERTIFICADOS

FUENTE: PROPIA

3.8.3. Número de Usuarios y Conexiones Domiciliarias

a. Sistema de Distribución de Lima y Callao

El número de instalaciones internas habilitadas de gas natural en Lima y Callao, asciende al mes de febrero a 96,970 usuarios, presentando un crecimiento del 74 % respecto al mismo mes del año 2012, de los cuales 443 son usuarios con instalaciones industriales y 96,527 son usuarios con instalaciones residenciales y comerciales, la evolución del número de usuarios del Sistema de Distribución de Lima y Callao se muestra en el gráfico Nº 24.

GRAFICO Nº 24. CONSUMIDORES HABILITADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION LIMA Y CALLAO

FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

IG1 IG2 IG3

121

2

141

4 1

88

Persona NaturalPersona Jurídica

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

1,717 5,115 6,764 9,836 16,544

28,226

55,133

90,795 96,527

71 155 218

266

324

354

395

437 443

1,788 5,270 6,982 10,102

16,868

28,580

55,528

91,232 96,970

IndustrialesResidenciales y Comerciales

N° Consumidores Conectados

19

c. Sistema de Distribución de Ica

Para febrero del 2013 se tiene 1,845 instalaciones internas habilitadas como se muestra en el gráfico Nº 25.

GRAFICO Nº 25. CONEXIONES DOMICILIARIAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION ICA

FUENTE: CONTUGAS. ELABORACION PROPIA

3.8.4. Consumo de gas natural residencial y comercial

El consumo promedio de gas natural, para el sector Residencial y Comercial, proveniente de Camisea, se presenta en el gráfico Nº 26, en febrero de 2013 llegó a los 3.1 MMPCD, lo cual representa el 0.7 % del consumo total, representando además un aumento del 24 % respecto al mismo mes del año 2012.

(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013

GRAFICO Nº 26. DEMANDA DE GAS NATURAL RESIDENCIAL Y COMERCIAL FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2011 2012 ene-13 feb-13

4

1,600 1,746

1,845

N° Instalaciones

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

0.003 0.020 0.235

0.577

1.170 1.305 1.325

2.02

3.25 2.97

MMMPCD

(*)

20

3.9. GAS NATURAL PARA EL SECTOR INDUSTRIAL

En el gráfico Nº 27, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector industrial, proveniente de Camisea, en febrero de 2013 fue de 116 MMPCD, lo cual representa el 26 % del consumo total, representando un aumento del 2 % respecto al mismo mes del año 2012.


GRAFICO Nº 27. DEMANDA DE GAS NATURAL INDUSTRIAL FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

3.10. GAS NATURAL PARA EL SECTOR ELECTRICO

3.10.1. Centrales eléctricas y producción de energía eléctrica

a. Centrales eléctricas

En los cuadros del Nº 9 al 13 se presenta el listado de las centrales eléctricas integradas al COES. Según lo mostrado en el gráfico Nº 28, la producción total de energía eléctrica por parte de la unidades asociadas al COES-SINAC, según la participación del recurso energético, se observa que el 55.4 % es con fuente hídrica y el 41.6 % se generó con gas natural.

CUADRO Nº 9. CENTRALES TERMICAS A DIESEL

Empresa Central Potencia Efectiva (MW)

EGASA C.T. CHILINA 15.8

EGENOR C.T. CHIMBOTE 20.2

C.T. PIURA 3

ELECTROPERÚ C.T. EMERGENCIA TRUJILLO 62.1

ENERSUR C.T. ILO1 68.9

SAN GABÁN C.T. BELLAVISTA 3.5

C.T. TAPARACHI 4.3

SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS 1.2

TOTAL 179.1

0

20

40

60

80

100

120

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

15.1 20.0

40.3

60.4

75.2 80.4

92.5

108.8 111.5 112.9 MMPCD

(*)

21

CUADRO Nº 10. CENTRALES HIDRAULICAS Empresa Central Potencia Efectiva (MW)

AYEPSA C.H. PÍAS 6.3

CELEPSA C.H. PLATANAL 217.4

CHINANGO C.H. CHIMAY 150.9

C.H. YANANGO 42.6

CORONA C.H. HUANCHOR 19.7

EDEGEL

C.H. CALLAHUANCA 80.4

C.H. HUAMPANI 30.2

C.H. HUINCO 247.3

C.H. MATUCANA 128.5

C.H. MOYOPAMPA 66.1

EGASA

C.H. CHARCANI I 1.8

C.H. CHARCANI II 0.6

C.H. CHARCANI III 4.5

C.H. CHARCANI IV 15.3

C.H. CHARCANI V 144.6

C.H. CHARCANI VI 8.9

EGEMSA C.H. MACHUPICCHU 88.9

EGENOR

C.H. CAÑA BRAVA 5.7

C.H. CAÑON DEL PATO 263.6

C.H. CARHUAQUERO 95.1

C.H. CARHUAQUERO IV 10

EGESUR C.H. ARICOTA I 22.5

C.H. ARICOTA II 12.4

ELECTROPERÚ C.H. MANTARO 670.6

C.H. RESTITUCION 215.4

ENERSUR C.H. YUNCAN 136.8

GEPSA C.H. LA JOYA 9.6

MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR 3.5

SAN GABÁN C.H. SAN GABAN II 113.1

SANTA CRUZ C.H. SANTA CRUZ 7

C.H. SANTA CRUZ II 7.4

SANTA ROSA C.H. PURMACANA 1.8

SINERSA C.H. POECHOS II 10

SN POWER

C.H. CAHUA 43.1

C.H. GALLITO CIEGO 38.1

C.H. MALPASO 48

C.H. OROYA 9.5

C.H. PACHACHACA 9.7

C.H. PARIAC 5

C.H. YAUPI 112.8

C.H. HUAYLLACHO 0.2

C.H. MISAPUQUIO 3.8

C.H. SAN ANTONIO 0.6

C.H. SAN IGNACIO 0.4

TOTAL 3,109.50

CUADRO Nº 11. CENTRALES TERMICAS A CARBON, BAGAZO Y BIOCOMBUSTIBLES

Recurso Energético Empresa Central Potencia Efectiva (MW) Bagazo AIPSAA C.T. PARAMONGA 20.0 Carbón ENERSUR C.T. ILO2 140.6 Biogás PETRAMAS C.TB. HUAYCOLORO 3.2

TOTAL 163.8

22

CUADRO Nº 12. CENTRALES TERMICAS A RESIDUAL Empresa Central Potencia Efectiva (MW)

EGASA C.T. CHILINA 26.5

C.T. MOLLENDO 29.8

EGENOR C.T. CHICLAYO OESTE 19.6

C.T. PIURA 24.8

ELECTROPERÚ C.T. TUMBES 16.3

ENERSUR C.T. ILO1 151.8

SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS 61.7

TOTAL 330.6

CUADRO Nº 13. CENTRALES TERMICAS A GAS NATURAL Empresa Central Potencia Efectiva (MW)

EDEGEL C.T. SANTA ROSA 428.8

C.T. VENTANILLA 492.7

EEPSA C.T. MALACAS 130.8

EGASA C.T. PISCO 68.9

EGENOR C.T. LAS FLORES 198.4

EGESUR C.T. INDEPENDENCIA 22.9

ENERSUR C.T. CHILCA 536

KALLPA C.T. KALLPA 577.7

SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO 29.4

TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA 175.4

TOTAL 2,661.30

GRAFICO Nº 28. PRODUCCION ELECTRICA POR FUENTE DE ENERGIA - 2012 FUENTE: MINEM. ELABORACION PROPIA

b. Generación eléctrica

En el gráfico Nº 29, se muestra la evolución de la generación eléctrica, donde podemos apreciar que la generación térmica ha crecido sostenidamente desde 3.2 miles de GW.h el año 2001 hasta 19 miles GW.h en el 2012. La producción de energía eléctrica del 2012 ha crecido en un 5.3 % en comparación con el año anterior.

Hidráulica 18,821 55.4%

Gas Natural 14,109 41.6%

Carbón 492 1.4% Residual

165 0.5%

Diesel 185 0.5%

Bagazo 85

0.3%

Biogás 58

0.2%

Solar 42

0.1%

GW.h

23

GRAFICO Nº 29. PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA

FUENTE: MINEM – DGE. ELABORACION PROPIA

3.10.2. Consumo de gas natural de Camisea para generación eléctrica

En el gráfico Nº 30, se muestra la evolución del consumo promedio de gas natural para el sector eléctrico proveniente de Camisea, en febrero de 2013 fue de 273 MMPCD, lo cual representa el 60.6 % del consumo total, representando una disminución del 9 % respecto al mismo mes del año 2012.


GRAFICO Nº 30. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELECTRICO FUENTE: GNLC. ELABORACION PROPIA

3.11. MERCADO DE GNV Y GNC

3.11.1. ITF para instalaciones de GNV

A febrero del 2013 el Tiempo de Atención promedio para la emisión de documentos de autorización de instalación de Estaciones de GNV ha sido de 9.91 días hábiles (ver gráfico Nº 31), presentando una mejora en el tiempo de atención al usuario del 2 % en

17.6 18.0 18.5 17.5 18.0 19.6 19.5 19.1 19.9 20.1 21.9 22.0

3.2 3.9 4.4 6.7 7.5 7.8 10.4 13.4 13.0 15.9

17.0 18.9

20.8 22.0 22.9 24.3 25.5 27.4

29.9 32.5 32.9

35.9 38.9

41.0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

TérmicaHidráulica

Miles GW.H

0

50

100

150

200

250

300

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

31.5

60.4 64.9

125.3

167.8 173.4

240.5

280.7 296.8

261.6

MMPCD

(*)

24

relación al número de días de atención respecto al año 2012, encontrándose por debajo del límite de los 15 días hábiles.

(*)Tiempo de Atención promedio enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 31. DIAS DE ATENCION DE SOLICITUDES DE ITF PARA GASOCENTROS

FUENTE: PROPIA

3.11.2. Estaciones de GNV con ITF

De acuerdo con el gráfico Nº 32, a febrero del 2013 se cuenta con 209 estaciones de GNV en operación, mostrando un crecimiento del 15 % respecto al mismo mes del año 2012; 22 estaciones con ITF aprobado que se encuentran en construcción, 84 proyectos de estaciones con ITF aprobados y habilitadas para inicio de obras, y 16 proyectos de estaciones en proceso de trámite para la obtención del ITF.

GRAFICO Nº 32. NUMERO DE ESTACIONES DE GNV CON ITF FUENTE: PROPIA

3.11.3. Demanda de GNV

En febrero de 2013 se alcanzó un consumo promedio diario de 58 MMPCD, que representa un 13 % del consumo total, representando además un aumento en el consumo del 7 % respecto al mismo mes del año 2012. Ver el gráfico Nº 33.

12.47 13.66 12.99

11.36 10.84 10.08 9.91

0

3

6

9

12

15

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (*)

Días Hábiles/ Intervención

4 22 55

95

139

178 205 209

13 40

73 84

95 92 84 84

3 22 25 33 37 27 23 22 25 15 28 29 24 10 25 16

0

50

100

150

200

250

Dic 06 Dic 07 Dic 08 Dic 09 Dic 10 Dic 11 Dic 12 feb-13

EE.SS. operativosEE.SS. con ITF (no inicia construcción)EE.SS. con ITF (en construcción)Total Pendientes en Trámite ITF

N° Estaciones de GNV

25

(*)Volumen promedio de GN enero – febrero 2013 GRAFICO Nº 33. DEMANDA DE GAS NATURAL VEHICULAR – MMPCD

FUENTE: COFIDE. ELABORACION PROPIA

3.11.4. Número de vehículos a GNV

El registro de vehículos a GNV según las cifras mostradas en el gráfico Nº 34 a febrero 2013, asciende a 154,672 unidades activas, mostrando un crecimiento del 19% en comparación con el mismo mes del año 2012, las cuales son abastecidas por las 209 estaciones de GNV, además se cuenta con 202 talleres de conversión a GNV.

GRAFICO Nº 34. VEHICULOS A GNV FUENTE: CAMARA PERUANA DE GNV. ELABORACION PROPIA

3.11.5. Estaciones de gas natural comprimido (GNC)

Desde el año 2010, se viene desarrollando el concepto de gasoductos virtuales mediante el transporte y comercialización de Gas Natural Comprimido (GNC) en zonas donde aún no es posible llegar con los ductos de transporte y distribución de gas natural. Actualmente esta actividad se ha expandido al norte del país, en Chiclayo y Piura donde

0

10

20

30

40

50

60

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

0.68 5.09

15.22

24.06

33.58

44.18

59.63 55.66

MMPCD

(*)

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 feb-13

5,489

23,958

54,829

81,029

103,712

126,519

151,781 154,672 N° de Vehículos a GNV

26

ya se ha iniciado el abastecimiento de GNC a estaciones de GNV y plantas industriales. En el gráfico Nº 35 se muestra que a diciembre 2012 se cuenta con 43 Estaciones de GNC, de las cuales 12 son de descompresión, 17 de Trasvase, 3 de Carga y 3 de Compresión.

GRAFICO Nº 35. ESTRUCTURA DEL GASODUCTO – DICIEMBRE 2012

FUENTE: PROPIA

3.11.6. Unidades de transporte de GNC

En lo que respecta a las unidades de transporte de GNC, a diciembre del presente año, el mercado nacional cuenta con 108 semirremolques de GNC autorizados, siendo 842 el número de las posibles combinaciones entre tractos y semi-remolques autorizados. En el gráfico Nº 36 se muestra en número de semirremolques autorizados por empresa.

GRAFICO Nº 36. SEMI-REMOLQUES AUTORIZADOS – DICIEMBRE 2012

FUENTE: PROPIA

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

ITF en Trámite Con ITF En Construcción En Operación1

9 6

16

6

15

6

19

1

5

5

5

0

6

2

3 Estación de CompresiónEstación de Carga de GNCEstación de TrasvaseEstación de Descompresión

N° de Estaciones

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

ENERGY GASDEL PERU SAC

NEOGAS PERUSA

GNC ENERGIAPERU SAC

SERVOSALOGISTICA(GASCOP)

TRANSPORTESGUAPO LINDO

SRL

GRIFOSESPINOZA SA

INVERSIONESSATELITE SAC

GTM DELPERU

29

44

2

16

2

9

1 5

Semi-remolques autorizados

27

3.12. EXPORTACION DE GAS NATURAL LICUADO

3.12.1. Suministro de gas natural a la Planta Melchorita

En el gráfico Nº 37, se muestra los volúmenes de gas natural suministrado a la Planta Melchorita para la producción de gas natural licuado, teniendo un volumen promedio de 618 MMPCD para febrero 2013.

GRAFICO Nº 37. GAS NATURAL PARA PLANTA MELCHORITA FUENTE: PLUSPETROL. ELABORACION PROPIA

3.12.2. Embarques de gas natural licuado

A febrero del 2013, se han realizado 141 embarques para exportación del GNL, en el gráfico Nº 38 se muestra el número de embarques realizados por mes, en promedio en el último año se tiene 4.5 embarques por mes.

GRAFICO Nº 38. NUMERO DE EMBARQUES PARA EXPORTACION FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA

Respecto a los puntos de destino debemos indicar que 25 embarques, es decir el 18 % del total de los 141 embarques, han tenido como destino México. En el gráfico Nº 39

0

100

200

300

400

500

600

700

2010 2011 2012 ene-13 feb-13

439

576 571 621 618

MMPCD

0

10

20

30

40

50

60

2010 2011 2012 ene-13 feb-13

23

55 54

5 4

Nº de Embarques

28

podemos apreciar los otros destinos para el GNL exportado de la Planta Melchorita: Asia, Europa, Norteamérica y América del Sur.

GRAFICO Nº 39. NUMERO DE EMBARQUES SEGUN REGION DE DESTINO – FEBRERO 2013 FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA

3.12.3. Volumen de gas natural exportado

En el gráfico Nº 40, se muestra volumen de gas natural exportado en forma mensual y el volumen acumulado, habiéndose registrado para este año al mes de febrero del 2013 un volumen acumulado de 35.3 MMMPC.

(*) Se ha considerado un poder calorífico de 1,000 BTU/PC GRAFICO Nº 40. GAS NATURAL EXPORTADO DESDE PLANTA MELCHORITA

FUENTE: PERUPETRO. ELABORACION PROPIA

Asia 46

33%

Europa 57

40%

México 25

18% América del Sur

2 1%

Norte América 11 8%

324 343

358 378

392 416

431 450

469 477 500

520 535

15.9 19.2 15.1 19.3 14.7 23.4 15.0 19.3 19.4 7.9 22.9 19.4 15.9

0

100

200

300

400

500

600

feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13

Volumen Acumulado

Volumen por mes

MMPC (*)

Mile

s

29

3.13. INDICADORES FINANCIEROS DEL GAS NATURAL Y EL PETROLEO

3.13.1. Producto Bruto Interno

En el gráfico siguiente, se muestra la evolución del PBI desde el año 2000 al año 2011, donde se observa para el 2012 un crecimiento del 16 % respecto del año 2011, así mismo se muestra una ligera disminución del 0.4% que hubo para el año 2009 respecto al año anterior, debido a la crisis financiera mundial.

Nota: El PBI del 2012 es preliminar.

GRAFICO Nº 41. EVOLUCION DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO 2000 - 2012 FUENTE: PROPIA

3.13.2. Balanza comercial y volumétrica de los hidrocarburos

En el gráfico Nº 42 se muestra la evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos (BCH) desde el año 2000 hasta el año 2012. Se observa que la exportación se incrementa notoriamente a partir del año 2010, esto debido a que en el país se dio inicio a la exportación gas natural licuado. Por otro lado el saldo de la BCH ha disminuido significativamente a partir del año 2009 en un 60% respecto al año 2008.

GRAFICO Nº 42. EVOLUCION DE LA BALANZA COMERCIAL Y VOLUMETRICA DE HIDROCARBUROS


53 54 57 61 70 79

92.4 107.3

127.6 127.2

153.9 173.8

200.8

0

50

100

150

200

250

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MMMUS$

-713 -504 -492 -724 -1,029 -780 -1,182 -1,465

-2,472

-955 -845 -996 -487

-6,000

-4,000

-2,000

0

2,000

4,000

6,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Exportación de HidrocarburosExportación LNGImportación de HidrocarburosSaldo Balanza Comercial Hidrocarburos

MMUS$

30

3.13.3. Principales marcadores del precio de los hidrocarburos

En el gráfico Nº 43 se observa el comportamiento del Henry Hub para el precio del gas natural, el WTI y Brent para el precio del petróleo, desde el periodo enero 1986 a febrero 2013, observando que para el presente mes, el precio promedio ha alcanzado un valor de 3.33 US$/MMBTU para el Henry Hub, US$/BL 95.31 para el WTI y US$/BL 116.07 para el Brent. Así mismo el precio del marcador Brent supera al precio del marcador WTI en US$/BL 20.76.

GRAFICO Nº 43. EVOLUCION DE LOS MARCADORES DEL PRECIO DE COMBUSTIBLES

FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA

3.13.4. Precio Henry Hub

En el gráfico Nº 44 se muestra el comportamiento del precio Henry Hub para el gas natural en el periodo enero 1995 a febrero 2013, del gráfico podemos resaltar los picos alcanzados en los meses de diciembre y diciembre 2005 en los que el precio Henry Hub llegó a 13.54 y 13.14 US$/MMBTU respectivamente. En promedio para el presente mes, el precio se ha mantenido con algunas oscilaciones alrededor de 3.33 US$/MMBTU.

GRAFICO Nº 44. PRECIOS MAXIMOS DEL HENRY HUB

FUENTE: U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. ELABORACION PROPIA

0

5

10

15

20

0

20

40

60

80

100

120

140

160

ene-

86

feb-

87

mar

-88

abr-

89

may

-90

jun-

91

jul-9

2

ago-

93

sep-

94

oct-

95

nov-

96

dic-

97

ene-

99

feb-

00

mar

-01

abr-

02

may

-03

jun-

04

jul-0

5

ago-

06

sep-

07

oct-

08

nov-

09

dic-

10

ene-

12

feb-

13

WTI BrentHenry Hub

$/MMBTU US$/BL

0

2

4

6

8

10

12

14

ene-

95ag

o-95

mar

-96

oct-

96m

ay-9

7di

c-97

jul-9

8fe

b-99

sep-

99ab

r-00

nov-

00ju

n-01

ene-

02ag

o-02

mar

-03

oct-

03m

ay-0

4di

c-04

jul-0

5fe

b-06

sep-

06ab

r-07

nov-

07ju

n-08

ene-

09ag

o-09

mar

-10

oct-

10m

ay-1

1di

c-11

jul-1

2fe

b-13

US$/MMBTU

31

En el gráfico Nº 45 se muestra el precio promedio anual del Henry Hub para el gas natural en el periodo 1989 y 2012, podemos resaltar los picos presentados el año 2005 y el año 2008 en los que el precio Henry Hub llegó a 8.79 y 8.85 US$/MMBTU respectivamente, los cuales fueron influidos por el Huracán Katrina en EEUU el año 2005 y la crisis económica mundial desatada el 2008.

GRAFICO Nº 45. EVOLUCION DE PRECIO ANUALES HENRY HUB

FUENTE: STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2012. ELABORACION PROPIA

3.13.5. Precios del gas natural vehicular y residencial

a. Comparación de precios de combustibles para uso vehicular

El Precio promedio del GNV en las estaciones de GNV de Lima y Callao, para febrero 2013 fue de 1.23 S/. /m3. El GNV es el combustible que representa una mejor alternativa económica frente a otros combustibles de uso vehicular, así tenemos que a febrero 2013, el precio del GNV fue: 37.9 % más barato que el GLP, 61.1 % que el Diesel y 67.1 % que la Gasolina de 90 octanos.

GRAFICO Nº 46. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO VEHICULAR A FEBRERO 2013

FUENTE: PROPIA

0123456789

10

Invasión de Irak a Kwait

Crisis Financiera Asiática

Huracán Katrina

Crisis Económica Mundial

Invasión de EEUU a Afganistán

Crisis de California Tormenta Ida US$/MMBTU

0

13

26

39

52

65

78

91

104

117

130

143

156

62.1% 38.9% 36.8% 32.9% 27.7% 26.5% GNV 40.21

GLP 64.72

Diesel B5 103.25

Gas 84 109.34

Gas 90 122.04

Gas 95 145.22

Gas 97 151.55

S/.MMBTU 24.51 63.04 69.13 81.83 105.01 111.34 Ahorro

32

b. Precio gas natural residencial

El gas natural para uso residencial es el combustible doméstico que representa una mejor alternativa económica frente a GLP residencial, así tenemos que en febrero 2013, el precio del gas natural residencial fue 63% más barato que el GLP.

GRAFICO Nº 47. PRECIO PROMEDIO DE COMBUSTIBLES PARA USO RESIDENCIAL A FEBRERO 2013 FUENTE: PROPIA

3.14. INVERSIONES Y PROYECTOS

3.14.1. Inversiones programadas para los próximos años

CUADRO Nº 14. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2011-2013 EMPRESA DESCRIPCION INVERSION

PLUSPETROL

• 2da ampliación de la Planta Malvinas (separación GN), ampliación de capacidad de 1,160 a 1,680 MMPCD.

• Con Resolución N° 001-2013-OS-GFGN/DPTN de fecha 10/01/2013, OSINERGMIN aprobó el ITF de Uso y Funcionamiento del Turbo Compresor N° 7

MMUS$ 224 según

programa

PLUSPETROL

• 2da ampliación de la Capacidad de la Planta Pisco de 85 a 120 MBPD. Esto permitirá una producción de 60 MBPD de GLP.

• Primera Etapa: Aprobado con Resolución N°4110-2012-OS-GFGN/DPTN del 05 de octubre del 2012.

MMUS$ 156 según

programa

PLUSPETROL

Desarrollo del Lote 56 • Perforación de las locaciones Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y Pagoreni

Norte. Se aprobó el EIA el 16 de agosto de 2010. • Construcción de una Línea de Conducción en el Tramo Mipaya – Nuevo

Mundo – Pagoreni B -Pagoreni A. A Febrero 2013, se están culminando las actividades de comisionado de las instalaciones de superficie, se realiza la recomposición del Derecho de Vía. Exploración y Desarrollo del Lote 88

• Desarrollo de una locación denominada San Martín Este (SME), perforación de tres pozos. Se estima que para el mes de mayo del 2013 se iniciaría la prueba de Testing.

MMUS$ 300 según

programado

MMUS$ 100 según EIA

MMUS$ 70

REPSOL • Proyecto Prospección Sísmica 2D-3D y Perforación de 22 Pozos Exploratorios de las Locaciones Kinteroni, Mapi y Mashira.

MMUS$ 150 según EIA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

37 % GN

23.4

GLP 75.9

S/.MMBTU

33

• Desarrollo de Kinteroni Lote 57: Construcción de flowlines. • El 21 de diciembre se finalizó la perforación de los pozos, se estima que

para marzo del 2013 se culminarían las pruebas de Testing.

MMUS$ 134

según EIA

TGP

• Proyecto Loop Sur y Planta Compresora KP 127, ampliación de capacidad de ducto de transporte de gas natural 530 hasta un máximo de 920 MMPCD y del ducto de transporte de LGN de 85 a 120 MBPD.

• Estudio de Riesgos de la modificación del Sistema de Transporte de GN: Aprobado con fecha 12 de junio de 2012.

MMUS$ 850

CUADRO Nº 15. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2013 – 2014

EMPRESA DESCRIPCION INVERSION

GNLC • Ampliación de la capacidad de distribución de gas natural, de 255 a 420

MMPCD, expansión de redes – 45,000 nuevos consumidores entre 2011 y 2013.

MMUS$ 75

Gasoducto Andino del Sur KUNTUR

• Construcción de un Gasoducto Andino del Sur del Perú de aprox. 1,077 km. y 30“Ø.

• EIA aprobado el 07 de junio de 2011. • El MINEM continúa con la evaluación para la elaboración de la

modificación del contrato de concesión.

MMUS$ 1,300

Sistema de Distribución Ica CONTUGAS

• Sistema de Distribución Ica – 50 000 conexiones. Construcción del sistema de distribución en Ica de aprox. 40 Km a Pisco, 240 Km hacia Ica, Nazca y Marcona. Con capacidad mínima y 50,000 conexiones residenciales. Capacidad Mínima de 400 MMPCD.

• Inicio de Construcción:14 de Mayo de 2010

MMUS$ 280

3.14.2. Proyectos futuros

CUADRO Nº 16. INVERSIONES EN GAS NATURAL PERIODO 2015 – 2016

EMPRESA DESCRIPCION INVERSION

Nitratos del Perú S.A.

• Construcción del Complejo Petroquímico para la producción de Amoniaco, acido Nítrico y Nitrato de Amonio en Paracas-Pisco.

• EIA aprobado por la DGAAE en enero 2011. • Las empresas Technip y Técnica Reunidas se encuentran a cargo

de la Ingeniería Inicial. • Se encuentra a la espera de la suscripción del contrato de

suministro de GN.

MMUS$ 1000

CF Industries Inc.

• Construcción y operación de un Complejo Petroquímico en el distrito de San Juan de Marcona-Ica. Esta planta producirá amoníaco y úrea.

• EIA pendiente de aprobación por la DGAAE. • Cuenta con un contrato de suministro de gas natural con

Pluspetrol por 99 MMPCD, el cual vence en mayo de 2013.

MMUS$ 2000

Braskem

• Construcción de un Complejo Petroquímico de polietilenos y fertilizantes en los Puertos de Ilo.

• El etano que se procesará en ésta Planta, será abastecido desde la planta de separación del GN.

• Fecha estimada para entrar en operación Dic. 2018.

MMUS$ 3000

34

Gasoducto Andino del Sur

• Proyectos: Exploración y producción de Lotes 57 y 58 Plantas de procesamiento de GN y de fraccionamiento de LGN Poliducto para transporte de LGN, Planta de GNL Centrales Termoeléctricas y Complejo Petroquímico

• Fecha estimada de operación de la primera etapa: 2016. • Actualmente en etapa de estudios

MMUS$ 13,000

Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao

• Concesión de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lima

MMUS$ 90

Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional

• Transporte terrestre o marítimo de GN, en estado líquido o comprimido, desde la Planta de licuefacción de Pampa Melchorita a las ciudades por abastecer.

MMUS$ 300

Sistema de Abastecimiento LGN para el Mercado Nacional

• Concesión de un sistema de abastecimiento que permitirá contar con una reserva de LGN producido en la planta de licuefacción de gas de Pampa Melchorita .

MMUS$ 400

PETROPERU y REPSOL • Gasoducto virtuales al sur del Perú MMUS$

100

4. FACTORES DE CONVERSION DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS

4.1. VOLUMEN

Para convertir de a Multiplicar por Barril (bbl) metro cúbico (m³) 0.158988

Barril (bbl) pie cúbico (ft³) 5.61146

Galones (gal) metro cúbico (m³) 0.00378541

Galones (gal) litros (L) 3.78541

Galones (gal) pie cúbico (ft³) 0.13376

Litros (L) metro cúbico (m³) 0.001

Litros (L) galones (gal) 0.26417

Metro cúbico (m³) pie cúbico (ft³) 35.3147

Metro cúbico (m³) barril US (bbl) 6.28981

Pie cúbico (ft³) metro cúbico (m³) 0.028317

Pie cúbico (ft³) barril US (bbl) 0.178107

Pie cúbico (ft³) galones (gal) 7.4760 CUADRO Nº 17. UNIDADES DE CONVERSION DE VOLUMEN

FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA EJEMPLO Si se desea convertir 200m³ a ft³, según la tabla se debe multiplicar por 35.3147 entonces: 200m³ = 200 * 35.3147 = 7062.94 ft³

35

4.2. ENERGIA

Para convertir de a Multiplicar por BTU Calorías (cal) 252.164

BTU Joule (J) 1.055056*103

BTU Kilowatt hora (KW.h) 2.9307*10-4

MMBTU Gigajoule (GJ) 1.055

MMBTU Kilocalorías (Kcal) 2.5191*105

Calorías (cal) BTU 3.96567*10-3

Calorías (cal) Joule (J) 4.1840

Calorías (cal) Kilowatt hora (KW.h) 1.16222*10-6

Gigajoule (GJ) MMBTU 0.947817

Gigajoule (GJ) Kilocalorías (Kcal) 2.39006*105

Joule (J) BTU 9.47817*10-4

Joule (J) Calorías (cal) 0.239006

Joule (J) Kilowatt hora (KW.h) 2.77778*10-7

Kilocalorías (Kcal) Gigajoule (GJ) 4.184*10-6

Kilocalorías (Kcal) MMBTU 3.96567*10-6

Kilowatt hora (KW.h) BTU 3,412.14

Kilowatt hora (KW.h) Calorías (cal) 8.60421*105

Kilowatt hora (KW.h) Joule (J) 3.6*106 CUADRO Nº 18. UNIDADES DE CONVERSION DE ENERGIA

FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

EJEMPLO Si se desea convertir 30J a calorías, según la tabla se debe multiplicar por 0.239006 entonces: 30J = 30*0.239006 = 7.17cal.

4.3. PRESION

Para convertir de a Multiplicar por Atmósferas (atm) bar (bar) 1.013

Atmósferas (atm) pascal (Pa) 1.013*105

Atmósferas (atm) PSI (lb/pulg2) 14.7

Bar (bar) atmósferas (atm) 0.987

Bar (bar) pascal (Pa) 105

Bar (bar) PSI (lb/pulg2) 14.5

Pascal (Pa) bar (bar) 10-5

Pascal (Pa) atmósferas (atm) 0.987*10-5

Pascal (Pa) PSI (lb/pulg2) 14.5*10-5

PSI (lb/pulg2) bar (bar) 0.0689

PSI (lb/pulg2) atmósferas (atm) 0.0680

PSI (lb/pulg2) pascal (Pa) 6.894*103 CUADRO Nº 19. UNIDADES DE CONVERSION DE PRESION

FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

36

EJEMPLO Si se desea convertir 5 atm a psi, según la tabla se debe multiplicar por 14.7; entonces: 5atm = 5 * 14.7 = 73.5 psi.

4.4. EQUIVALENCIAS USADAS EN GAS NATURAL

Para convertir de a Multiplicar por Barril equivalente de petróleo (BEP) MMBTU 5.80 Barril equivalente de petróleo (BEP) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.136

Barril equivalente de petróleo (BEP) ft³ Gas Natural (GN) 5,800

Barril equivalente de petróleo (BEP) m³ Gas Natural (GN) 164.2

Tonelada equivalente de petróleo (TEP) MMBTU 42.5 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) Barril equivalente de petróleo (BEP) 7.33 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) ft³ Gas Natural (GN) 42,500 Tonelada equivalente de petróleo (TEP) m³ Gas Natural (GN) 1,200 ft³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.001 ft³ Gas Natural (GN) BTU 1,000 ft³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000172 ft³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0000235 m³ Gas Natural (GN) MMBTU 0.0353 m³ Gas Natural (GN) Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.000608 m³ Gas Natural (GN) Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.000830 MMBTU Barril equivalente de petróleo (BEP) 0.172

MMBTU Tonelada equivalente de petróleo (TEP) 0.0235

MMBTU ft³ Gas Natural (GN) 1,000 MMBTU m³ Gas Natural (GN) 28.3

CUADRO Nº 20. EQUIVALENCIAS PRACTICAS USADAS DE GAS NATURAL FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS. ELABORACION PROPIA

37

4.5. GRAFICO DE EQUIVALENCIAS DE ENERGIA

GRAFICO Nº 48. GRAFICO DE EQUIVALNCIAS DE ENERGIA FUENTE: INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS - PROPIA. ELABORACION PROPIA

Documents

Boletin Feb 2013