INFORME SECTORIAL SECTOR HIDROCARBUROS

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1 Informe a Diciembre 214 Resumen Ejecutivo INFORME SECTORIAL SECTOR HIDROCARBUROS Brenda Bergna A. bbergna@ratingspcr.com (511) 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 214, 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 214 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 7,3 MM. Disminución de los precios de los hidrocarburos impactan negativamente la realización de inversiones futuras. Durante el segundo semestre 214, los precios del crudo alcanzaron niveles mínimos en años, registrando una variación anual de % para el caso del crudo WTI y % 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 214. Las estimaciones apuntan a que la recuperación de los precios del crudo se podrán registrar a partir de la segunda mitad del 215 y durante el 216. Crecimiento de la producción nacional de crudo y gas natural. Al cierre del año 214, la producción de crudo fue mayor en 1.19% 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.% (vs. 213) impulsado principalmente por el incremento en el Lote 88 (Pluspetrol) y el inicio de producción del lote 67 (Repsol) (marzo 214). Cabe mencionar que Pluspetrol mantiene una participación mayoritaria en la producción de petróleo (32.51%) y GN (9.94%). Entorno Macroeconómico Durante el año 214 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 214 se ubicó en 3.3%; es decir,.4 puntos porcentuales por debajo de los proyectado previamente. En la misma línea, la proyección para el 215 se redujo a 3.8% desde el 4.% estimado con anterioridad. Por su parte, el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) estima un crecimiento de la economía mundial para el 215 y 216 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.% en el año 214 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 1

2 tensiones con Ucrania; y la desaceleración de la economía de Japón. Las perspectivas de crecimiento del BCRP para el 215 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 214, menor a lo alcanzado durante el año 213 (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 215, la proyección del crecimiento del PBI para el 215 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.% para el 216 dado el aumento esperado de las exportaciones como consecuencia de los proyectos mineros Constancia y Las Bambas. PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS INDICADORES ANUAL PROYECCIONES ANUAL* PBI (var. % real) 1.5% 8.45% 6.45% 5.95% 5.78% 2.4% 4.8% 6.% PBI Electr & Agua 1.6% 8.12% 7.58% 5.82% 5.54% 4.9% 5.3% 6.1% PBI Minero (var. % real) -1.4% -4.9% -3.6% 2.8% 4.9% -.9% 5.6% 1.5% PBI Construcción (var. % real) 6.1% 17.4% 3.% 15.1% 8.9% 2.1% 5.7% 7.% Consumo Privado (var. % real) 2.8% 8.7% 6.% 6.1% 5.3% 4.3% 4.5% 4.8% Remuneración Mínima Vital (S/.) Inflación (var. % IPC).2%.17%.39%.22% 2.86% 3.2% 1.5%-2.5% 1.5%-2.5% Tipo de cambio promedio (USD) %** 2.2%** Inversión Privada (S/. MM) 64,215 8,457 89,988 13,76 129, ,834 3.%*** 5.2%*** Inversión Pública (S/. MM) 2,977 24,747 22,667 27,466 31,823 3, %*** 11.6%*** Exportaciones (USD MM) 26,962 35,565 46,268 45,639 41,939 37,994 36,9 39,871 Importaciones (USD MM) 21,11 28,815 36,967 41,113 42,3 4,89 38,93 41,918 *BCRP Reporte de Inflación Enero 215 / ** Var% TC nominal esperado/ *** Var% Inversión Fuente: MINEM-BCRP / Elaboración: PCR Mercado de combustibles Según lo reportado por EIA 1, la demanda mundial de combustibles para el 214 se ubicó en aproximadamente 92.1 MM bbl/d (barriles por día), representando un crecimiento en.99% (+.9MM bbl/d) respecto al promedio registrado durante el año 213. Asimismo, las proyecciones para el año 215 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.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 214) 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 214 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 215, a un ritmo de.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 214 fue de 73.3 BCF/d (+2.7 vs 213); cabe indicar que para el 215 se espera un incremento en un promedio de 1. 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 214 ascendió a 47.6 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-5) (-7.37%), diesel B5 (- 1.47%) y gasohol 9 (-1.63%). Precios y márgenes internacionales Durante la primera mitad del año 214, 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 214, 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 3 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. 1 Energy Information Administration (EIA)- Short Term Energy Outlook Febrero

3 Bajo este escenario, al cierre del año 214 el precio del crudo Brent se ubicó en 62 USD/bbl, siendo menor en 43.72% respecto al precio registrado a diciembre 213 (11.76 USD/bbl). Por su parte, el precio del crudo WTI se redujo en 39.27%, pasando de USD/bbl (diciembre 213) a USD/bbl (diciembre 214). La brecha entre ambos precios fue de 3.5 USD/bbl, el cual ha presentado una tendencia creciente durante el año 215; cabe indicar que EIA estima que dicha brecha se ubique alrededor de 3 USD/bbl para el 215 y 4 USD/bbl para el 216. Los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) comenzaron a disminuir desde finales del primer semestre 214. De esta manera, a diciembre 214 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 213, respectivamente HH y MBT (US$/MMBTU) EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES dic-2 dic-21 dic-22 dic-23 dic-24 dic-25 dic-26 dic-27 dic-28 dic-29 dic-21 dic-211 dic-212 dic-213 dic-214 Henry Hub Mont Belvieu Texas WTI Brent Fuente: EIA/ Elaboración PCR El precio del Gas Natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación) hasta el 28; sin embargo, luego de la crisis energética de ese año 2, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y Gas Natural. A diciembre 214, el precio promedio del Henry Hub (HH) disminuyó a 3.48 USD/MMBTU (diciembre 213: 4.24 USD/MMBTU). Las expectativas de este precio son decrecientes, siendo de 3.5 USD/MMBTU para el 215. Análisis Cualitativo WTI y Brent (US$ por barril) Posición competitiva Según lo reportado por BP 3, en el mercado de Líquido de Gas Natural (LGN), Qatar es el país que más exportó en el año 213 con BCM 4 por lo que posee una participación a nivel mundial del 32.47%. Seguido por Malasia y Australia con 1.39% y 9.29%, respectivamente. El total de volumen exportado en el 213 ascendió a BCM. En América, son cuatro los países que exportan LNG: Trinidad y Tobago (19.8 BCM), Perú (5.6 BCM), EE.UU. (.1 BCM) y Brasil (.4 BCM). El Perú mantiene una participación de 22.5% entre exportadores de América (segundo lugar) y de 1.73% a nivel global PRINCIPALES EXPORTADORES DE LNG 213 PRINCIPALES DESTINOS DE EXPORTACION 213 Qatar Malasia Australia Indonesia Nigeria Trinidad y Tobago Algeria Rusia Oman Yemen Brunei Emiratos Arabes Peru Guinea Ecuatorial Otros Europa Noruega Egipto Angola EE.UU Brasil Para: Argentina EE.UU Chile España Otros S y CA** Corea del Sur Canadá Brasil Japon China Otros E y A* México Taiwan Tailandia India Fuente: BP Elaboración PCR De: EE.UU. Brasil Trinidad y Tobago Perú 2 4 Por el lado de las importaciones, Japón, Corea del Sur y China concentraron el 6.77% de la importación de LNG. Japón es el principal importador mundial concentrando un 36.57% y posee un mercado diversificado: 2.48% proviene de Australia, 18.36% de Qatar y 17.8% 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 212, 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 213, 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 Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 3 BP Statistical Review of World Energy Billion Cubic Meter 3

4 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 Del lado del petróleo, son 13 países los que participan en esta partida energética 5, con una producción superior a los 8 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 1 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 16,428 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 214 la balanza comercial de hidrocarburos en el Perú mantuvo un saldo deficitario, siendo de USD 1, MM (+6.22% vs. año 213). EXPORTACIONES E IMPORTACIONES DE HIDROCARBUROS PRINCIPALES IMPORTADORES DE PETROLEO 213 M USD 8, 6, 4, 2, Exportaciones Miles de Barriles Exportados M BLS 1, 8, 6, 4, 2, Importaciones Miles de Barriles Importados Europa EE.UU. Otros Asia China Japon India Singapure S y C America Africa Australia Canada Mexico 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. 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% %.73 EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE FRASER - PERÚ % 48.36% 46.37% 57.1% % 56.78% Score Ranking (posición Relativa) RANKING DE PUESTOS A NIVEL MUNDIAL- PAISES DE LATINOAMERICA RANKING PAIS 21 (133) 211 (135) 212 (147) 213 (157) 214 (156) Argentina-Neuquén* n.d Bolivia Brasil Offshore CC** n.d Chile Colombia Ecuador Guyana n.d Perú Uruguay Venezuela *Zona de Argentina con menor puesto en dicho país. Otras regiones: Chubut (137), Mendoza (12), 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 (11) y Brasil Onshore CC (8). Fuente: FRASER INSTITUTE / Elaboración PCR Para el caso del sector de hidrocarburos, existe una encuesta internacional elaborada por el Instituto Fraser (Canadá), la cual 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 211 (puesto 76). Para el año 214, el Perú ocupó el puesto 78 (índice 56.78%) de una muestra total de 156 países; así logró escalar posiciones respecto al año anterior (213: puesto 18) 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. 5 US Energy Information Administration 6 Ranking (posición relativa) = Puesto obtenido en el ranking / Muestra total de países(regiones) 4

5 Proyectos de inversión Entre las principales inversiones para el 215 en adelante, destaca el anuncio de Pluspetrol, operador del Consorcio Productor Camisea, quien invertirá un total de USD 5 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 213. 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 GAS NATURAL Y LGN INVERSIÓN (MM USD) STATUS 7 Por recibir transferencia de EIA, para luego Enagas; Odebrecht S.A.C Construcción del gasoducto sur peruano 4,1 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 5 Karoon Gas Australia; Vietnam American Petrobras Energía Perú S.A. Repsol YPF S.A. Enagas Internacional; Transportadora de gas del Perú (TGP) Exploración de 2 pozos en el Lote Z Prospección sísmica 2D y 3D, perforación de 22 pozos, desarrollo de Kiteroni (lote 57, construcción de flowlines) 16 Ampliación de capacidad de transporte de gas 85 Perú LNG Estación de carga de GNL en camiones cisterna 17 Cálidda GN del Perú Masificación de Gas - - PETRÓLEO Savia Perú S.A. Perforación, exploración y otras en el Lote Z-2B 1,6 - Perenco Exploración del Lote 67 2, China National Petroleum Company Líneas sísmicas 2D en el Lote 58 1,358 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 No se perforará en ausencia de un contrato de subcontratación debido a los altos costos A noviembre 214 Sísmica 2D y 3D se encuentran culminados. Los avances permiten estimar la finalización de construcción para el año 215 (Derivación Principal Ayacucho) e inicio de operaciones para el año 216 (Planta Compresora KP 127 y Loop Costa II). La construcción iniciaría en junio 215 con una duración estimada de 1 año. Inicio de producción en dic13. Inicio de construcción de oleoducto en 215. 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 219. 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 213 (lote 67 - Loreto) y tiene prevista una futura inversión en la construcción de un oleoducto. Plan Energético Nacional En noviembre 214, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) presentó el Plan Energético Nacional 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 214). Por tanto, es pertinente el trabajo en la 7 Se estima que durante los 34 años de concesión se destinará un total de aproximadamente USD 7,3 MM. 5

6 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 225 (214: 29 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 peruano 8, 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 214 al 225 las inversiones en el subsector del gas ascenderán a aproximadamente USD 21,75MM a USD 22,679MM; mientras que las inversiones necesarias para el desarrollo del subsector del petróleo serán de USD 19,5MM a USD 21,5MM. 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 3 años para el Petróleo crudo y máximo de 4 años para la industria de Gas Natural y condensados. Al cierre del año 214, 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 214 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 Costa Sierra Selva Zócalo TOTAL Costa Sierra Selva Zócalo TOTAL dic-13 dic Explotación Exploración C. con obligaciones suspendidas Contratos totales 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 214, los principales problemas son los aspectos sociales, derivados de conflictos con la comunidad, y retrasos en las aprobaciones de Instrumentos Ambientales. Regalías A diciembre 214, las regalías recaudadas por la extracción de Líquidos de Gas Natural (LGN) ascendieron a USD 86.45MM (-1.91% vs diciembre 213), 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 MM representando una disminución de USD MM (-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 6.4 por barril. Por su parte, las regalías correspondientes a la actividad petrolera alcanzaron el monto de USD 57.26MM 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 8 Adjudicado en julio 214 al consorcio conformado por Enagás Internacional y Odebrecht. 6

7 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 214 UBICACIÓN OPERADOR LOTE REGALÍA GN (USD MM) PARTICIPACIÓN REGALÍA LNG (USD MM) PARTICIPACIÓN Selva Central Aguaytía 31-C % % Selva Sur Pluspetrol % % Pluspetrol % % Otros con participación menor al 1% % % Total % % 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 5% de las regalías y el 5% 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 214 UBICACIÓN OPERADOR LOTE REGALÍA (USD MM) PARTICIPACIÓN Selva Norte Pluspetrol Norte 1-AB % Pluspetrol Norte % Petrobras X % Nor-oeste Olympic XIII % Interoil III % Otros con participación menor a 5% % Total % 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 24 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 12, 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 213 GAS NATURAL (BCF) LÍQUIDO DE GAS NATURAL (MSTB) PETRÓLEO (MSTB) Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles XIII OLYMPIC , ,19. 16,5. Subtotal Costa ,83. 47,48.6 5,698.7 Z-2B SAVIA , ,93.8 2, , , ,577.4 Z-1 BPZ , , , , ,27.7 Subtotal Zócalo , , , , , , PLUSPETROL 2, , , , REPSOL , , , PLUSPETROL 1,19.1 1,65.9 2, , , , Subtotal Selva 14, ,3.2 3, , , , , , ,814.6 T. contratos explotación 15,46.3 3,998. 4, , , , , , , PETROBRAS. 2,59. 1, , , Subtotal Selva. 2,59. 1, , , ,77.4 7,173.2 T. contratos exploración. 2,59. 1, , , ,77.4 7,173.2 Total país 15,46.3 6,57. 5, , , , , , ,944.6 Fuente: MINEM / Elaboración: PCR Las reservas probadas de GN en el país, ascienden a 15.5 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y 88) representan el 86.4%. En cuanto a los LGN, las reservas probadas ascienden a 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 (Pluspetrol 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 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 7

8 producción de GN inició con la apertura de producción del Lote 88 en el 24 y del Lote 56 en el 21, alcanzando una tasa de crecimiento promedio anual de 35.17% para el periodo La producción acumulada de GN a diciembre 214 fue de 456,46 MMPC, superior en 6.% respecto a diciembre 213 (43,559 MMPC); mientras que el volumen promedio paso de 1,179 MMPCD (213) a 1,25 MMPCD (214). Cabe precisar que el yacimiento Camisea (Lotes 56, 88 y 57) explicó cerca del 95.89% de la producción al cierre del año 214, 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 (+2.69%) y la introducción del Lote 57 el cual generó 22,61 MMPC, que en conjunto mitigaron la disminución de producción del Lote 56 (-17.8%). 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. 54 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL MILES MMPC 4 PRODUCCIÓN DE LGN-MM BLS Repsol Lote 57 Total Costa Norte y Zocalo Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Repsol Lote 57 Aguaytía Savia Aguaytía Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR Respecto a la producción de Líquidos de Gas Natural (LGN), ésta registró un promedio de MMBPD (213: MMBPD), y un volumen acumulado de MMBLS (barriles) representando una ligera disminución de 1.14% respecto al cierre del año 213. 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 214. 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 (2.8%) y Lote Z-2B Savia (1.24%). Es de mencionar que el 27 de marzo de 214 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 214, la producción de este lote ascendió a 22,16 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 MBPD (213) a 69.3 MBPD (214); ello también se tradujo en el incremento de la producción acumulada que alcanzó los 25.3 MMBLS a diciembre 214, siendo mayor en 1.19% respecto a lo alcanzando al cierre del 213, 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 - CNPC 9 (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 73 km de recorrido (655 MMPCD) de capacidad de transporte, como resultado de sus tres ampliaciones. Inicialmente partió con 314 MMPCD, en el 29 se incrementó a 45 MMPCD que era la capacidad máxima según contrato de concesión y en el 21, se amplió 1 a 53 MMPCD. Posteriormente, a partir del nuevo contrato BOOT que busca ampliar la capacidad a 92 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 21. El inicio de las operaciones de PNLG incrementó de manera sustancial el volumen transportado, TgP posee un contrato en firme 11 con PNLG con el objetivo de transportar hasta 62 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 92 MMPCD al 215. De otro lado, el volumen promedio diario de GN transportado por TgP durante septiembre 214 para el mercado interno fue de 587 MMPCD y para la exportación 552 MMPCD. Así mismo, el indicador de 9 Hasta noviembre 214 las operaciones las desarrollaba Petrobras, sin embargo vendió sus activos a CNPC. 1 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. 8

9 * 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 MBPD, lo que representa un incremento del.3% en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año VOLUMEN PROMEDIO TRANSPORTADO DE GN - MMPCD * VOLUMEN PROMEDIO TRANSPORTADO DE LGN - MBPD Volumen Transportado Sistema Malvinas-Lurín Volumen de LGN Transportado (MBPD) Volumen Transportado para Planta Melchorita Indicador de Uso del ducto TGP-Contrato BOOT Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG) *Volumen transportado promedio hasta septiembre 214. 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 214 GENERADORAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORES INDUSTRIALES EDEGEL S.A.A. Cálidda Alicorp S.A.A. ENERSUR S.A.A. Contugas S.A.C. UNACEM 8.3% Kallpa Generación** Cerámica Lima S.A. SDF Energía S.A.C. Cerámica San Lorenzo S.A.C. EGASA Corporación Aceros Arequipa S.A 23.69% 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 213 **Desde abril 214 incluye el contrato de Kallpa Generation y Duke Energy Egenor Generadoras Distribuidoras Industriales 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 3, m 3 /día. Inició operaciones en el 24 con una capacidad de 15 MMPCD, la cual fue ampliada en 255 MMPCD en el 26 para que en el 211 inicie el proyecto de expansión de la red principal; este último concluyó en mayo 213 e incrementó la capacidad del sistema de distribución de GN a 42 MMCFD. Después de realizar las pruebas de commissioning 12 y obtener los permisos necesarios, se inició la puesta en operación comercial en agosto 213. En mayo 214, se aprobó el plan de inversión propuesto por Cálidda en USD 428MM para el periodo , y en julio del mismo año se aumentó la tarifa promedio en un 6.37% para el periodo respecto de los años Al cierre del año 214, 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 213, aunado a la mayor distribución hacia Kallpa (2 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 3 distritos. 12 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. 9

10 En la actualidad, la red de distribución de Cálidda consta de 4,678km de tuberías subterráneas, las cuales se incrementaron respecto al año 213 producto de la construcción de 2km de red de alta presión de acero y 1,253km de red secundaria en polietileno. Asimismo, al cierre del 214 se contaba con un número de 255,5 clientes conectados a la red y se estimaba un aproximado de 46, 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 red 13 al 214 avanzó a 55% (213: 5%) y se espera su incremento conforme se desarrolle la difusión del servicio. COMPOSICIÓN DE INGRESOS POR SEGMENTO DE CLIENTE 1% 8% 6% 4% 2% 11.4% 15.8% 12.4% 27.8% 39.2% 27.% 19.2% 32.4% 23.8% 25.9% 36.% 34.2% 32.7% 34.6% 27.% 31.9% 15.4% 15.1% 13.9% 11.2% 2.% 18.5% 16.6% 15.3% % Otros Instalac. de Servicios Generación Eléctrica Estaciones GNV Industrial Residencial y Comerc. Fuente: CALIDDA / Elaboración: PCR RATIO DE PENETRACIÓN DE RED M % 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 3 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 29 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 28 km de longitud distribuido en dos ramales; el primero de 4 km toma la ruta hacia Pisco y Chincha, mientras que el segundo (24 km) se dirige hacia Ica, Nazca y Marcona. La construcción de este proyecto se ejecutó entre el año 211 hasta mediados del 213, 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 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 1.8 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 por Mm 3. 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 Clientes Totales Ratio de Penetración Clientes Potenciales 1 13 Medido como el número de clientes conectados sobre el número de clientes potenciales que se ubican cercan de la red de distribución de Cálidda. 1