SECTOR HIDROCARBUROS

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1 SECTOR HIDROCARBUROS Información a Diciembre 213 Fecha de publicación: 21 de Abril de 214 Rocío Acosta Andrade racosta@ratingspcr.com (511) Brenda Bergna Aguilar bbergna@ratingspcr.com Resumen Ejecutivo Relevancia del Gas Natural a partir del descubrimiento de Camisea. El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú tuvo un inicio incipiente debido a la escasa cantidad de reservas probadas que estaba supeditada a la extracción de gas del área de Talara (Noroeste) y Aguatía (Selva). Sin embargo, en los últimos años este comportamiento ha sido revertido por la exploración y explotación de nuevos yacimientos en la Selva en el marco del proyecto Camisea (Pluspetrol Lote 56 y 88) con un alto nivel de reservas probadas que están siendo explotadas y cuentan con una alta participación sobre el total de producción fiscalizada anual constituyendo un cambio sustancial en la industria. Potencial de crecimiento en el mercado local e internacional de gas natural. Los recursos explotados tienen como destino el mercado interno y externo, en el caso del consumo nacional está destinado a las generadoras, distribuidoras y empresas industriales, cuando antes solo se orientaba a la generación eléctrica en las operaciones petroleras y el uso residencial en los campamentos de explotación de la costa norte. La producción destinada a exportación es el Líquido de Gas Natural (Proveniente del Lote 56), cuyos principales países importadores son España, México, Japón y Tailandia teniendo la posibilidad de expansión dado el incremento en la demanda de este producto. En el 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. Proyectos para la diversificación de la capacidad eléctrica en el Perú. Dentro de cartera de proyectos planeada para el 214 se encuentra la licitación del Gasoducto Sur Andino, proyecto a través del cual el Gobierno planea desarrollar un complejo energético en la costa con plantas térmicas cruciales para abastecer la creciente demanda interna en el sur de Perú, cuyo objetivo es diversificar la capacidad eléctrica que se viene concentrando en el centro del país con el gas proveniente de Camisea. Expectativas de crecimiento en la producción de crudo nacional. Actualmente la proporción de crudo importado para refinación oscila en 64%, indicando que la capacidad de refino nacional supera a lo extraído de las actividades de explotación del recurso. Se espera revertir este escenario a partir de las operaciones de nuevos lotes, entre ellos el lote 67 (operado por Perenco) que empezó a operar totalmente en diciembre 213 y con cuyas reservas se estima un crecimiento en 1% para la producción de crudo en 214. Clima de inversión afectada por conflictos sociales y demoras en temas burocráticos. Las actividades extractivas se caracterizan por presentar conflicto de intereses entre las comunidades en donde operan y sus actividades de exploración y/o explotación; sin embargo, para el año 213 los conflictos sociales han representado uno de los factores de mayor relevancia en la suspensión de contratos de explotación, lo que desmejora los niveles de producción nacional de hidrocarburos. Cabe mencionar el proyecto Loop Sur que venía desarrollando Transportadora de Gas del Perú (TGP), cuyas actividades referían a la ampliación de ductos de transporte tanto de gas natural como LGN, que dado a los conflictos e inseguridad en la zona de desarrollo del proyecto se suspendió totalmente en septiembre 213. Por otro lado, existen retrasos en las elaboraciones y aprobaciones de los Estudios de Impacto Ambiental; estos conforman demora en las actividades de empresas en procesos exploratorios, afectando negativamente los plazos estimados de los proyectos de las empresas, así como sus resultados a mediano y largo plazo de no desarrollarse los proyectos. Entorno Macroeconómico A diciembre 213, el Fondo Monetario Internacional (FMI) ha realizado un leve ajuste a la alza al crecimiento del producto mundial con un estimado de cierre de 3.% para el 213 que se basa en el rebrote durante el segundo trimestre de la actividad y el comercio internacional. En las economías desarrolladas, la demanda se expandió y en el caso de las economías emergentes, el crecimiento de las exportaciones fue el principal motor de la aceleración de la actividad. Respecto de la primera, las condiciones financieras han mejorado y no se han presentado graduales cambios desde del anuncio de la Reserva Federal de Estados Unidos en diciembre acerca del retiro gradual de las medidas de expansión cuantitativa. Sin embargo, están latentes los riesgos que podrían tener efectos sobre el crecimiento a causa de la incertidumbre en las políticas monetarias y fiscales de los países desarrollados, al igual que la desaceleración en el crecimiento de las economías emergentes por factores estructurales como el incremento de las salidas de capitales y el control de la calidad del crédito. Los países de la eurozona han mantenido una proyección negativa en el 213 de.4%, sin embargo para el 214 se posee una perspectiva de resultado positivo con un avance de 1.%. De otro lado, en las economías de mercados emergentes se ha realizado un ajuste a la alza en la proyección de crecimiento debido al repunte de China por la 1

2 aceleración de la inversión y la evolución positiva de India, después de una temporada favorable de monzones y un aumento en su mercado de exportación. Si bien otras economías de mercados emergentes han comenzado a beneficiarse por el fortalecimiento de la demanda externa proveniente de las economías desarrolladas y de China, para el caso de Brasil la demanda interna se ha mantenido más débil de lo esperado. El Perú 1 registró un crecimiento de 5.2% en el 213, siendo menor al presentado en el 212 (6.3%) debido a una reducción del dinamismo de la demanda interna y la disminución del crecimiento en las exportaciones ocasionado por el menor nivel en el precio de los minerales. De otro lado, la depreciación del Sol fue de 9.6% en el 213 en relación al 212 como resultado del anuncio del retiro de los incentivos fiscales por parte de la FED. Mercado de combustibles La demanda mundial 2 de combustibles líquidos a diciembre 213 se encuentra en 9.4 MM de barriles por día, con un crecimiento de 1.4% en relación al año anterior (89.2 MM de barriles por día a Diciembre 212). Este crecimiento estuvo impulsado esencialmente por Estados Unidos y China, países que han presentado un crecimiento de 2.1% y 3.7% respectivamente. De otro lado, se debe señalar que las proyecciones de la demanda mundial de crudo para el 214 denotan que alcanzará los 91.6 MM de barriles por día teniendo como factor de impulso a China (+3.7%). Desde el punto de vista de la oferta, el cual incluye los inventarios disponibles, la demanda mundial de combustibles líquidos fue abastecida a pesar de la menor producción de los países que conforman la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC) los cuales disminuyeron su fabricación en 2.4% en relación al 212, estableciéndose en 35.8 MM de barriles diarios. La disminución denotada fue compensada por la mayor producción de Estado Unidos ascendiendo a 12.3 MM de barriles diarios, siendo 1.9% más que el año anterior por el desarrollo de los campos de shale gas 3 y shale oil 4. Localmente se observa que la demanda nacional de combustibles líquidos del Perú mantiene una tendencia positiva observada en periodos anteriores. En base a la información publicada por la Dirección General de Hidrocarburos se puede apreciar que el crecimiento de los combustibles líquidos de 213 sumó 16.9 MM de barriles diarios, con un crecimiento de 5.3% mayor al mismo periodo del año 212 que tuvo una cifra de MM de barriles diarios. Las gasolinas, el turbo, el diesel y residuales tuvieron un crecimiento de 7.1%,9.5%,4.% y 5.2%, respectivamente. Precios y Márgenes internacionales A diciembre 213 se presentó un alto grado de volatilidad en el precio del crudo por los sucesos ocurridos dado el acuerdo entre Irán y Occidente (G5+1) en el uso de material nuclear y las expectativas de aumento de exportaciones de Irak y Libia, contrarrestado en parte por las buenas expectativas de la economía de los Estados Unidos. En ese sentido, el promedio del crudo Brent decreció en 9.6% frente al 212 cerrando a diciembre 213 en USD/bbl. De otro lado, la brecha entre el WTI y el Brent aumentó en relación al cierre del tercer trimestre al pasar de 5.24 USD/bbl a USD/bbl de diferencial promedio del cuarto trimestre producto de que el promedio trimestral del WTI descendió de 15.8 USD/ bbl a USD/bbl al cuarto trimestre. El precio del gas natural estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación), sin embargo luego de la crisis energética del 28 5, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y gas natural. El Henry Hub (HH) aumentó en diciembre 213 en 26.95% por patrones estacionales. Así en los primeros cinco meses del 213, los precios subieron y superaron los $ 4./ MMBTU (British termal unit) en abril, un nivel que no alcanzaba desde septiembre del 211. Sin embargo, este resultado continúa siendo bajo en términos históricos. Los meses restantes al cierre del año, los precios presentaron una disminución a partir de mayo y promediaron $ 3.63 /MMBTU teniendo en diciembre 213 ($ 4.24 /MMBTU) debido al clima estacional de frío que impulsó los precios. Del lado de los combustibles, los precios promedio en el U.S. General Contracting (USGC) a diciembre 213 fueron menores a los denotados en el periodo anterior. El promedio anual 213 de la gasolina fue de USD/bbl, el diesel en USD/bbl y del residual en 93.4 USD/bbl, mientras que el promedio anual del 212 fue de USD/bbl en la gasolina, USD/bbl en el diesel y USD/bbl en el residual. Al cuarto trimestre del año, los diferenciales de los combustibles en relación al crudo Brent fueron inferiores en todos los productos en relación a similar periodo del año anterior. El diferencial promedio para el marcador de la gasolina fue de -3.1 USD/bbl, del diesel USD/bbl y el residual USD/bbl, frente a los diferenciales promedio presentados en el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) 2 Energy Information Administration (EIA)- Informe de enero del El gas de lutita, también conocido como gas de esquisto o gas pizarra (shale gas ), es un hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en la formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino. Este tipo de gas natural se extrae de zonas profundas en terrenos donde abunda elesquisto, las lutitas o las argilitas ricas en materia orgánica. 4 El petróleo de esquistos bituminosos o shale oil, es un petróleo no convencional producido a partir de esquistos bituminosos mediantepirólisis, hidrogenación, o disolución térmica. Estos procesos convierten a la materia orgánica contenida dentro de la roca (querógeno) en petróleo sintético y gas. 5 Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 2

3 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 EVOLUCION DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES HH (US$/MMBTU) 16 WTI y Brent (US$ por barril) Henry Hub WTI Brent Fuente: EIA/ Elaboración PCR Posición competitiva El consumo del gas natural y el petróleo han experimentado un alto crecimiento en las últimas 3 décadas y se espera que este ritmo continúe. En ese sentido dentro del gas natural, específicamente Líquido de Gas Natural (LGN), Qatar es el país que más exporta con 15.4 BCM 6 en el 212 por lo que tiene el 32.14% de la participación a nivel mundial. Seguido por Malasia y Australia con 9.69% y 8.57%, respectivamente. El total de volumen exportado en el 212 ascendió a BCM. En América, son cuatro los países que exportan LNG: Trinidad y Tobago (19.1 BCM), Perú (5.4 BCM), EE.UU. (.8 BCM) y Brasil (.1 BCM). El Perú es el segundo país exportador en América con una participación de 21.1% y 1.64% a nivel global. No posee exportaciones de gas natural debido a que este se encuentra restringido solo para uso interno. PRINCIPALES EXPORTADORES DE LNG 213 PRINCIPALES DESTINOS DE EXPORTACION 213 De: Qatar EE.UU. Brasil Trinidad y Tobago Perú Malasia Australia Para: Argentina Nigeria Indonesia EE.UU Trinidad y Tobago Chile Algeria España Rusia Otros S y CA** Oma Corea del Sur Brunei Canadá Emiratos Arabes Brasil Yemen Japon Egipto Peru China Guinea Ecuatorial Otros E y A* Norway México Otros Europa Taiwan EE.UU Tailandia Brasil India Fuente: BP Elaboración PCR Del lado del petróleo, son 13 países los que participan en esta partida energética 7, 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. Por el lado de las importaciones, Japón, Corea del Sur y España concentran el 57.91% de la importación de LNG. Japón es el principal importador mundial concentrando un 36.23% y posee un mercado diversificado: 18.18% proviene de Australia, 17.93% de Qatar y 16.75% de Malasia. Lo siguen Corea del Sur con 15.16% y España con 6.53% catalogándose como el principal importador de Europa. Este último ha tenido un gran crecimiento gasífero y algunas de sus terminales operan bajo control estatal y otras bajo un consorcio de empresas. Dentro de América, Argentina es el principal importador de LNG de todo el continente superando a Estados Unidos quien se posicionaba como el mayor importador. Este cambio se dio por la puesta en marcha de la segunda terminal de regasificación en Escobar (Buenos Aires), mientras que la reducción en las compras de los norteamericanos se debió al incremento en su producción de Shale Gas. En tercer lugar, se encuentra México que ha venido incrementando sus compras del exterior básicamente por la entrada en operaciones en los últimos meses del 212 del nuevo terminal Manzanillo, que recibe gas de Perú. Se debe indicar que México es el segundo importador de gas de Perú con una participación sobre el total de sus importaciones de 22.64%. 6 Billion Cubic Meter 7 US Energy Information Administration 3

4 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 en miles de USD en miles de barriles PRINCIPALES IMPORTADORES DE LNG 213 PRINCIPALES IMPORTADORES DE PETROLEO 213 Japón Corea del Sur España India China Taiwan Reino Unido Francia Turquía Italia Argentina EE.UU. México Oriente Medio Otros Europa y Euroasia Belgica Chile Brasil Otros Sy ac Canada Tailandia Europa EE.UU. Otros Asia China Japon India Singapure S y C America Africa Australia Canada Mexico Fuente: BP Elaboración PCR Del lado de las importaciones de Petróleo, las diez naciones con mayor consumo de petróleo representan más del 58% del consumo mundial. Estado Unidos es el mayor consumidor de crudo del planeta representando el 2% del consumo total de petróleo del mundo por día. El nivel más alto de consumo que registró fue el 25, periodo a partir del cual ha venido disminuyendo de forma progresiva, consumiendo en el 212 un 2.3% menos de petróleo en comparación con el año anterior. La disminución se atribuye al aumento de la producción y consumo de gas natural. Las importaciones de petróleo de los Estados Unidos se redujeron de 12.4 MBD en 25 a 7.4 MBD en el 212 debido a que su producción de petróleo ha ido en aumento pasando de 8.3 MBD en el 25 a 11.1 MBD en el 212. Sin embargo, sigue posicionándose como el país del mundo con mayor nivel de importaciones de petróleo. A Estados Unidos le siguen China, Japón, La India, Rusia, Arabia Saudi, Brasil, Alemania, Corea del Sur y Canadá. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES DE HIDROCARBUROS IMPORTACION DE PETROLEO Y DIESEL (MBLS) 1,, 1, 5, 125 MB/D 8, 8, 4, 9 MB/D 6, 6, 3, 4, 4, 2, 35 MB/D 2, 2, 1, Exportaciones Miles de Barriles Exportados Importaciones Miles de Barriles Importados Fuente: MEM Elaboración PCR Petroleo Diesel Total petróleo y diesel BALANZA NETA = = 6 MB/D En el 212 se ha exportado crudo pesado proveniente de los campos operados por la empresa Pluspetrol Norte en un promedio de 15,56 barriles diarios y las refinerías La Pampilla y en menor medida de PetroPerú han importado un promedio de 9,34 barriles por cada día calendario de petróleo crudo que determina un saldo negativo de 74,78 barriles diarios. En términos de valor, la producción del 212 es equivalente a US$ MM y el valor de la producción importada asciende a US$ 3,663 MM representando un déficit de US$ 3,54 MM. Si se analiza el acumulado del periodo del 25 al 212 el déficit ascendería a US$ MM. Similares resultados se han presentado en el 213, donde se tiene un déficit de US$ 1, MM con un total de MM de barriles consumidos. La balanza comercial de hidrocarburos no está correlacionada con la relación exportaciones/ importaciones de LNG ya que en cuyo caso solo se presentan exportaciones, el peso está asociado a la importación de petróleo explicado en las líneas iniciales. Análisis del Sector Gas Natural El desarrollo de la industria del gas natural en el Perú ha presentado una evolución favorable a lo largo de los últimos años. Inicialmente no se encontraba desarrollado por la escasa cantidad de reservas probadas supeditada a la extracción de gas del área de Talara (Noroeste) y Aguatía (Selva) aunado con la localización geográfica de los yacimientos ubicados lejos de los principales centros de consumo y el reducido tamaño de mercado para este combustible a nivel local. A su vez, la poca promoción de las ventajas del uso del gas natural para temas industriales y consumo doméstico. El hito de expansión del sector fue en el 24, fecha en la cual se iniciaron las operaciones comerciales del Proyecto Camisea, estableciendo una tendencia creciente en el desarrollo de la industria del gas natural en el interior del país. El progreso alcanzado por esta industria se observa en el costo de la explotación del gas natural valorizado en US$ 1,311.7 MM en el año 212 (91 veces mayor que los US$ 14.4 MM del año 22) en donde el Proyecto Camisea tuvo una participación de 95% del costo. La industria del gas natural está compuesta de una serie de 4

5 actividades relacionadas en cuatro fases: (i) la exploración, (ii) la explotación, (iii) el transporte y (iv) la distribución del gas a los consumidores finales. Estas etapas son desarrolladas de forma independiente por distintas empresas. Reservas El Perú posee tres áreas de explotación del gas natural (GN) y líquido de Gas Natural (LGN): el yacimiento de Aguaytía (Cuenca del Ucayali), la Costa Norte (Piura- Tumbes) y Camisea (Cusco). La primera área de explotación es el yacimiento de Aguaytía localizado en la provincia de Curimaná- Ucayali a 75 km al oeste de la ciudad de Pucallpa (Lote 31-C) y a 475 km al noreste de la ciudad de Lima. El operador inicial fue Maple Gas Corp. (1994), quien cedió a Aguaytía Energy del Perú S.R.L. su participación en el Contrato de licencia, mediante una modificatoria firmada en Los accionistas de Aguaytia Energy del Perú S.R.L. son las subsidiarias de las empresas Duke Energy International Company, El Paso Energy International Company, Dynegy (Illinova Generating Company), Scudder Latin American Power Fund, Pennsylvania Power & Light (PP&L) Global LLC, y The Maple Gas Corporation. El campo cuenta con una planta de fraccionamiento que produce Gas Licuado de Petróleo (GLP) y gasolinas, lo cuales son comercializados en el área de influencia regional del proyecto que comprende una parte de Ucayali (Pucallpa) en donde se vende principalmente GLP, así como parte de Loreto y zonas aledañas de Huánuco. La cadena de comercialización también alcanza a abastecer gasolinas y GLP a parte de la sierra central de Junín y Lima. El proyecto de Aguaytía es de tipo energético multiproductor, ya que a partir del gas natural se producen combustibles líquidos de alto valor comercial y electricidad. El consorcio cuenta con una planta de procesamiento de gas natural, una planta de fraccionamiento de LGN para la obtención de gasolinas y GLP, una central termoeléctrica, una línea de transmisión de alta tensión y un sistema de transporte en camiones cisterna. Este yacimiento cuenta con reservas probadas de BCF y probables de 43.1 BCF de gas natural seco y 12,842 MSTB de reservas líquidos de gas natural probadas. El yacimiento de la Costa Norte se encuentra ubicado en la cuenca petrolera de Piura y Tumbes y cuenta con un potencial energético en la región, sin embargo el desarrollo del mercado ha sido limitado, y se ha basado únicamente en la producción térmica de electricidad que ha estado restringida por la competencia de las centrales hidráulicas. A su vez se ha presentado una escasez de la demanda en la zona debido a la falta de promoción del uso del gas natural en las zonas aledañas a nivel residencial, comercial e industrial y a la falta de inversiones. Las reservas probadas en la zona son de BCF en lo referente a Gas Natural, lo cual limita la explotación a gran escala para el abastecimiento del mercado interno regional. La producción fiscalizada de gas natural se encuentra repartida entre los distintos contratistas: i) En el Zócalo Continental, la empresa SAVIA (Lote Z2-B), ii) en la Costa SAPET (Lote I), Graña y Montero Petrolera (Lotes VI/VII) y OLYMPIC (Lote XIII), y iii) PETROBRAS (Lote X). El principal comprador de gas natural de estos yacimientos es la Empresa Eléctrica de Piura S.A. (EEPSA), de propiedad del Grupo ENDESA de España, en cuya planta de secado se obtiene gas natural seco para alimentar una central termoeléctrica, y LGN del cual obtiene GLP y gasolinas que son comercializadas en el mercado local (Piura y Tumbes). 1% EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL 1% EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE LNG 8% 8% 6% 6% 4% 4% 2% 2% % % Reservas Posibles Reservas Probables Reservas Probadas Fuente: MINEM Elaboración PCR Reservas Probadas Reservas Probables Reservas Posibles El descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el 24 estableció un hito en la historia del Gas natural del Perú, debido a la cantidad de reservas probadas que poseía siendo 16 veces el tamaño del yacimiento de Aguaytía y casi 32 veces el tamaño de los yacimientos de la Costa Norte. Asimismo, las reservas de líquidos de gas natural de Camisea son cuantiosas en relación al resto de yacimientos (28.5 veces el tamaño de las reservas de Aguaytía). Esto determina que Camisea se constituya en la base más importante para el desarrollo de la industria del gas natural en el Perú. Las reservas probadas de gas natural en el país, ascienden a TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y 88) representan el 86.9%. Dichas reservas probadas de gas natural representan el 54% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles). En cuanto a los líquidos de gas natural, las reservas probadas ascienden a MMBLS, en donde las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y Lote 88) representan el 93% y denotan el 53% del total de reservas (probadas, probables y posibles). Si bien el lote 56 y 88 operado por Pluspetrol posee en la mayor participación en esta región se cuenta con otros siete lotes explorados: Lote 1AB (Pluspetrol Norte), Lote 8 (Pluspetrol Norte), Lote 67 (Perenco), Lote 31B/D (Maple), Lote 31C (Aguatía), Lote 31E (Maple) y Lote 57 (Repsol). Este último posee 1,845 BCF de reservas probables en explotación y se posicionaría como uno de los focos de explotación por su nivel de recursos. 5

6 * * RESERVAS DE GN -LNG: CONTRATOS EN EXPLOTACIÓN/ EXPLORACIÓN - DICIEMBRE 212 Gas Natural ( BCF) Líquido de Gas Natural (MSTB) Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles XIII OLYMPIC Subtotal Costa Z-2B SAVIA ,363 4,34 5,725 Z-1 BPZ ,814 6,638 Subtotal Zócalo ,363 16,221 13, PLUSPETROL 2, ,476 76,682 34, REPSOL 563 1, ,749 11,518 3, PLUSPETROL 1,315 1,642 2, ,72 99, ,442 Subtotal Selva 14,194 4,61 3,46 775,49 278,753 23,792 Total contratos en explotación 15,376 5,444 4,36 787, , , PETROBRAS 2, ,882 46,214 Subtotal Selva 2, ,882 46,214 Total de contratos en exploración 2, ,883 46,214 Total país 15,376 7,71 5, ,772 43, ,61 Fuente: MINEM Elaboración PCR Producción En la actualidad son nueve las empresas que se encuentran en la fase de extracción del gas natural en el Perú siendo únicamente el gas natural extraído de Camisea el que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El resto de las empresas comercializan a una escala menor y lo destinan a empresas industriales con las que mantienen contratos o empresas de generación eléctrica de terceros como es el caso de Petro Tech y Aguatía Energy. Por estas razones, el yacimiento Camisea (operado por Pluspetrol) explica el 97% de la producción al cierre de diciembre 213, a partir de ello, centraremos el análisis prioritariamente en el Proyecto antes mencionado. El acrecentamiento de la producción de gas natural inició con el apertura de producción del Lote 88 en el 24 y del Lote 56 en el 21 observándose una tasa de crecimiento promedio anual de 38.55% en el periodo , siendo la producción a diciembre 213 de 1.19 Miles de MMPCD superior en 4.43% en relación a diciembre 212 (1.14 Miles de MMPCD). A agosto 213, la producción del Proyecto Camisea (Lote 56 y Lote 88) alcanzó el 96.49% del total producido. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL MILLARES MMPC PRODUCCIÓN DE LGN-MPBD Total Costa Norte y Zocalo Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Aguatía Aguaytía Petrotech Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Fuente: MINEM-*Las cifras del 213 equivale al acumulado de la producción al mes de agosto/ Elaboración PCR A diciembre 213, la producción fiscalizada total fue de MM MPC (34.26 MM MPC a diciembre 212) presentando un crecimiento de 7.39% como resultado del incremento de la producción del lote 88 (Pluspetrol Camisea) que tuvo un aumento de 1.43 MM MPC cerrando con MM MPC, el segundo incremento más importante lo tuvo el Lote 56 que pasó de MM MPC (Diciembre 212) a MM MPC (Diciembre 213). En ese sentido el total de la producción de la selva incrementó en 2.37 MM MPC (+7.8%), seguido por el total costa con 11,237 MPC (+15.83%) y el total zócalo con 56,728 MPC (+66.57%). En el 214, Repsol Exploración Perú (Sucursal Perú) inició la extracción comercial del gas natural y líquidos de gas natural en el Lote 57. Ubicado en la selva sur entre las provincias de Satipo Junín, Atalaya del departamento de Ucayali y la Convención-Cusco con una extensión de 287,12 hectáreas. El gas natural proveniente de este lote será procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas y los líquidos de gas natural serán procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. A diciembre 213, el proyecto demandó una inversión aproximada de US$ 88 MM y cuenta con reservas probadas de gas natural que se estiman en.96 TCF y de líquidos de gas natural en 54.5 MM de barriles. La producción de gas natural en el lote 57 que inició el 27 de marzo del 214 extraerá inicialmente 85 MMPCD y 5,18 BPD de líquido de gas natural. Posteriormente, en el año 218 alcanzará un pico de producción de 21 MMPCD de gas natural y 12, BPD de LNG. Dentro de los planes de exploración del 214 se tiene el registro de sísmica 2D, técnica por medio de imágenes de forma bidimensional que se emplea para obtener información de las capas de rocas en el fondo de la tierra, en estructuras Mapi y Mashira. Para el 215 se tiene proyectado la perforación de un pozo exploratorio en estructura Mashira y para el 217 la perforación de un pozo exploratorio en estructura Mapi Subthrust. Dentro del plan de inversión se tiene previsto invertir aproximadamente US$ 592 MM. 6

7 * Transporte El transporte del GN desde los campos de explotación en Cusco hasta Lima se encuentra a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TGP). Para lo cual, cuenta con un gasoducto de 73 km de recorrido (53 MMPCD) de capacidad de transporte, como resultado de sus dos ampliaciones. Inicialmente partió con 314 MMPCD, en el 29 se incrementó a 45MMPCD que era la capacidad máxima contractual según contrato de concesión y en el 21, se amplió 8 a 53 MMPCD. La evolución del volumen transportado está correlacionada con la producción de GN del yacimiento denotando el mayor incremento a partir del 21. El inicio de las operaciones de PNLG incrementó de manera sustancial el volumen transportado, TGP posee un contrato en firme 9 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 95 MMPCD al 215. De otro lado, el volumen promedio diario de gas natural transportado por TGP durante septiembre del 213 para el mercado interno fue de 563 MMPCD y para la exportación 69 MMPCD. Así mismo, el indicador de utilización del ducto promedio del mes es 92% de la capacidad del sistema de transporte. Para el caso de LGN el promedio transportado alcanzó los 97.7 MBPD, lo que representa un incremento del 6% en comparación con el volumen promedio transportado en el mismo mes del año 212. VOLÚMENES PROMEDIO TRANSPORTADOS DE GN- MMPCD VOLUMEN TRANSPORTADO DE LGN CAMISEA-MBPD Volumen Transportado Sistema Mlavinas-Lurín Volumen Transportado para Planta Melchorita Máximo Volumen Transportado en el mes Indicador de Uso del ducto TGP-Contrato BOOT Volumen de LGN Transportado (MBPD) Indicador de Utilización de Ducto de LGN (UDLG) Fuente: Pluspetrol-*Volumen promedio transportado de LGN enero-sept 213 / Elaboración PCR Los ingresos de TGP han presentado una tendencia creciente desde inicio del Proyecto Camisea; sin embargo, ha denotado una menor actividad en los últimos periodos producto de que no se han concretado parte de los programas de expansión que se tenían planeados. Los ingresos de la empresa parten de los rubros del transporte de gas natural con la distinción de la línea del mercado doméstico y extranjero, siendo este último vinculado a PNLG. Para el caso de transporte de gas natural en el mercado local, TgP cuenta con una importante cartera de clientes, conformada principalmente por empresas de generación de energía eléctrica, compañías de distribución y grandes industriales. Los ingresos por transporte de gas natural corresponden a los servicios prestados a los usuarios finales del sistema de transporte de acuerdo a las tarifas determinadas conforme lo establece el contrato BOOT de Concesión, las cuales son ajustadas anualmente por el U.S.S Producer Price Index (PPI). Para la prestación de servicio de transporte de gas natural se poseen dos modalidades de contratación: (i) el servicio de transporte firme, donde el usuario denota una capacidad reservada diaria fija y cuyo pago es independiente del uso y (ii) el servicio de transporte interrumpible, el usuario establece una cantidad máxima diaria de transporte realizando el pago solo del uso efectivo de la red de transporte; sin embargo, este tipo de contratación se encuentra sujeto a la disponibilidad de la misma. COMPOSICIÓN DE LA CARTERA DE CLIENTES PARTICIPACIÓN DE CLIENTES DEL MERCADO LOCAL 5.73% SOBRE EL TOTAL DE VENTAS Generadoras Distribuidores eléctricas (Clientes regulados) Industriales EDEGEL S.A.A. Cálidda Alicorp S.A.A. ENERSUR S.A.A. Contugas S.A.C. UNACEM Kallpa Generación Cerámica Lima S.A. SDF Energía S.A.C. Cerámica San Lorenzo S.A.C. EDAGASA Corporación Aceros Arequipa S.A. EGESUR Corporación Cerámica S.A. Duke Energy Egenor Minsur S.A. Fenix Power Perú Owen Illinois Perú S.A. Termochilca Pluspetrol Perú Corporation S.A. Sudamericana de Fibras S.A. Fuente: TGP / Elaboración PCR Distribución Cálidda (Gas Natural de Lima y Callao), es la empresa que tiene la concesión del Estado por un plazo de 33 años prorrogables para diseñar, construir y operar el sistema de distribución de gas natural en el departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao en el Perú. Su principal accionista es el Grupo Energía de Bogotá 1. Cálidda Industriales 23% Generadoras 8% Distribuidoras 69% 8 En base al Acuerdo de Uso de Capacidad (CUA) del gasoducto de PLNG 9 "Firme" es una característica del servicio brindado a los clientes que no prevé interrupción, salvo en situaciones de emergencia o fuerza mayor. 1 Líder empresarial del sector energético con presencia en Colombia, Perú y Guatemala. 7

8 Millares distribuye el GN a los 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 que concluyó en mayo 213 y aumentó la capacidad del sistema de distribución de gas natural a 42 MMCFD. Después de realizar las pruebas de commissioning 11 y obtener los permisos necesarios, se inició la puesta en operación comercial en agosto 213. De otro lado, el plan de inversión propuesto de Cálidda para el periodo se presentó al ente regulador (OSINERGMIN) en julio 213. Se espera tener la aprobación en mayo 214 en conjunto con el nuevo esquema tarifario para En agosto del 213, el Gobierno Peruano promulgó un Decreto Supremo aprobando un conjunto de Disposiciones para mejorar la operación masiva de gas natural, que introdujo algunos cambios positivos en la industria, como: (i) Continuar e incrementar el actual sistema de descuento promocional hasta 1, clientes residenciales por mes (ii) Requerir la construcción de instalaciones interna de gas natural en todas las nuevas construcciones de edificios multifamiliares con el objetivo de facilitar la distribución del gas natural en aquellos distritos donde exista o pueda existir infraestructura de distribución de gas (iii) Permitir a Cálidda tercerizar con contratistas las actividades de habilitación de las conexiones de gas natural en las viviendas. Cálidda ha experimentado un incremento sostenido en el volumen vendido en los últimos años, esta tendencia creciente está presente en los cuatro segmentos de clientes (Residencial Comercial, Industrial, Estaciones GNV y Generadoras Eléctricas) para el 213, ya que el volumen total vendido alcanzó 577 MMPCD siendo 14.% mayor en comparación al 212 (58 MMPCD). La variación es explicada principalmente por la conexión de las dos plantas de generación (Fénix y Termochilca), que se llevó a cabo con la firma de contratos por 126 MMCFD. En el 213, Cálidda hizo 6,99 conexiones de gas natural logrando a noviembre 213 un nuevo récord mensual con un máximo de 8,417 conexiones. La mayoría de ellos en el segmento residencial y comercial y por lo tanto, generó beneficio para la población de Lima y Callo. En septiembre 213, Cálidda entró por primera vez a Villa El Salvador y en octubre incursionó en Comas. Del lado del segmento residencial, Cálidda distribuye gas natural a 15 de los 49 distritos de la Lima y Callo: Villa El Salvador, Comas, San Juan de Lurigancho, El Augustino, San Miguel, Santiago de Surco, Jesús María, Magdalena, Pueblo Libre, Cercado de Lima, Los Olivos, San Martín de Porres, San Juan de Miraflores, San Borja y Villa María del Triunfo. De forma similar, a nivel industrial y estaciones de GNV, Cálidda está presente en más de 3 distritos. COMPOSICIÓN DE INGRESOS POR SEGMENTO DE CLIENTE RED DE PENETRACIÓN 1% 8% 6% 4% 2% % Otros Instalación de Servicios Generación Eléctrica Estaciones GNV Industrial Residencial y Comercial Clientes Totales Clientes Potenciales* Ratio de Penetración Fuente: Cálidda-*Clientes que están cercanos a la Red de Distribución / Elaboración PCR La red de distribución de Cálidda se amplió por 854 km, alcanzando un total de 3,44 kilómetros de tubería subterráneas. En el 213, Cálidda ha construido 2 km de red de alta presión de acero y 834 km de polietileno de la red secundaria. De otro lado, el ratio de penetración de la red es medido como el número de clientes conectados sobre el número de clientes potenciales que se encuentran cerca de la red de distribución de Cálidda. De ello se estima que hay más de 33, potenciales clientes (entre los hogares y otros tipos de clientes) lo suficientemente cerca para la red de distribución de Cálidda, de los cuales 183,823 están actualmente conectados. Esto resulta en una red de penetración de 5%, que se espera vaya incrementándose con la mayor difusión del servicio. La tasa de penetración de la red ha aumentado en los últimos años producto de la estrategia comercial de Cálidda que se centra principalmente en los distritos que se caracterizan por una renta media y baja en donde los ahorros producidos por el uso del gas natural frente a otros combustibles alternativos son más apreciados y por lo tanto, hay una mayor aceptación para el servicio proporcionado. Esquema tarifario de GN El precio establecido para el Gas Natural proveniente del Yacimiento Camisea está compuesto por tres partes: (i) el precio a boca de pozo, precio máximo establecido en el contrato de licencia (ii) la tarifa por transporte de Camisea a Ventanilla, la cual es una tarifa regulada (iii) la tarifa de distribución en media y baja presión que se encuentra segmentada por categorías volumétricas, la cual también es regulada y (iv) la tarifa para la usuarios de GN por medio de Cálidda que incluye los cargos máximos por tubería de conexión que se encuentra regulada y acometida; es decir, regulada para usuarios residenciales. Para el caso del gas natural de Camisea, el precio del gas natural en Boca de Pozo no es materia regulada por OSINERGMIN, debido a la Cláusula en el literal (a) del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos 11 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. 8

9 en el Lote 88, fijó el precio realizado máximo de 1 US$/MMBTU para el generador eléctrico y de 1.8 US$/MMBTU para los demás consumidores. Estos precios no incluyen la fórmula de actualización. El valor del precio máximo básico del gas natural para el sector eléctrico fue determinado asumiendo un modelo de competencia perfecta para el negocio del gas natural (que en la práctica es un monopolio) teniendo por objeto maximizar la utilidad del productor del gas natural. En el caso del transporte, el costo se determinada por la relación costo y demanda, debido a que un alto nivel de riesgo de mercado incrementa los costos y de otro lado, el mayor precio del gas reduce la demanda con lo que aumenta la tarifa y el incremento en la tarifa de transporte incrementa el precio del Gas. En este marco, OSINERGMIN creó la Tarifa Única de Transporte de GN a través del cual se cobra una única tarifa a todos los usuarios y es calculada como el promedio ponderado de las tarifas que han sido aprobadas por OSINERGMIN a los diversos concesionarios de transporte de GN; tarifas medidas, por servicio prestado en relación a sus contratos de concesión. Se debe resaltar que la regulación ingresará en vigencia cuando el Gasoducto al Sur (Kuntur) inicie operación comercial. De otro lado, para el caso de TGP se aplica la tarifa base establecida en el contrato de concesión que corresponde a US$ por mil m 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 US$ 1.7 por miles de pies cúbicos. Las tarifas de distribución están divididas en redes de alta, media y baja presión que abastecen a diversos tipos de clientes entre ellos Generadores Eléctricos, Industrias, Estaciones de Servicio de GNV, Comercios y Residencias. Para algunos tipos de clientes la presión es muy importante (Generador Eléctrico, Industria y GNV) ya que una presión mínima garantizada le permite utilizar aparatos de consumo de menor costo y de mejor rendimiento, ello origina ahorros al cliente en su instalación y uso interno. Las tarifas reguladas para la empresa Cálidda no distinguen a las categorías de usuarios por el tipo de consumidor (a excepción del GNV y la Generación eléctrica), sino que son generales, independiente de si los consumidores son residenciales, comerciales e industriales. Las tarifas han sido establecidas en dos partes: un cargo fijo mensual y un cargo variable por m 3. Adicionalmente, el cargo fijo y variable se puede dividir en un margen comercial y un margen de distribución, dependiendo de la proporción del costo comercial dentro del costo total de distribución. Los cargos variables son decrecientes a medida que aumenta el consumo unitario por usuario. En general, los cargos fijos por usuario, por estar conectados a la red son crecientes a medida que aumentan los niveles de consumo. Se han establecido cuatro categorías de niveles de tarifas para las redes de distribución de gas natural: (i) Categoría A (Hasta 3 m3 de consumo por mes), (ii) Categoría B (Entre 31m3 de consumo y 17,5 m3 por mes), (iii) Categoría C (Entre m3 de consuno y 3. m3 por mes) y (iv) Categoría D (Más de 3. m3 por mes). El GNV se encuentra entre la Categoría C y D y se establece como un valor único para este tipo de clientes, de tal forma que no exista mayor diferencia entre los que pertenecen a dicha categoría. Petróleo COMPARACIÓN TARIFARIA- LIMA Y ZONAS DE CONCESIÓN Categoría A Categoría D Concepto Tarifas (US$/ MMBtu) Tarifas (US$/ MMBtu) Lima Norte Suroeste Lima Norte Suroeste Boca de Pozo/GNL Transporte Distribución Precio Final Fuente: Utilities / Elaboración PCR La producción y actividad del sector petrolero en el Perú data de mediados del siglo XIX, momento en el que se perforaban pozos en la zona norte del país. Actualmente las compañías de extracción de este hidrocarburo están distribuidas en tres diferentes zonas, las cuales son i) el zócalo norte en Piura y Tumbes (Savia, BPZ), ii) la costa norte en Piura (GMP, Petromont, Interoil, Sapet, Unipetro, Petrobras, Olympic) y iii) la selva en Loreto y Huánuco (Pluspetrol, Maple, Perenco, Cepsa, Gran Tierra). A nivel de reservas la zona más representativa es la selva norte y, particularmente en los lotes 8 y 1AB operados por Pluspetrol Norte. Respecto a la producción, ésta ha presentado una tendencia decreciente en los últimos años, comportamiento que también se observó en 213 respecto a la producción alcanzada al cierre de 212. Sin embargo, en el año 213 también se registró operaciones en los yacimientos de los lotes el 67, 95, 131 y 12, el primero inició operaciones totalmente tras obtener suscribir su contrato de explotación ejercido a partir de 213. Estos lotes, además de representar una mayor inversión en actividades exploratorias, contribuyendo a las reservas, también son un potencial de crecimiento para la producción. Finalmente, la actividad de refinería representado principalmente por la Refinería la Pampilla (Repsol) y Refinería Talara (Petroperú) se podría ver beneficiada por el potencial de crecimiento del sector upstream (exploración y explotación). Reservas En el Perú existen tres zonas en donde se estima la existencia de reservas de petróleo, estas son el Zócalo norte, el Noroeste peruano (Costa Norte) y la Selva peruana (selva norte y selva central). La última ubicación, y en especial la selva norte, posee una posición predominante con el mayor nivel de reservas del país. Al 212, dicha zona representaba 9

10 el 42.1% del total de reservas probadas (31.8% de las reservas probables y 32.59% de las reservas posibles 12 ). 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. El nivel de reservas de petróleo ha mostrado una tendencia casi constante desde 23, con una tasa promedio de crecimiento de.45% para el periodo Así, el total de reservas de petróleo para 212 ascendió a 6,53.47 MBS (miles de barriles), representando un aumento en 3.86% respecto al nivel de 211. Cabe señalar que desde 29 se contempla en el total de reservas la categoría recursos, medidos como una reclasificación de las reservas posibles; esto a partir de la aplicación de criterios referentes al Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos (SPE/PRMS) elaborado por la Society of Petroleum Engineers. Apartando el efecto de los recursos antes mencionados, las reservas de petróleo a 212 estaban conformadas 3.56% por reservas probadas, 32.26% por reservas probables y 37.18% por reservas posibles. La evolución de las primeras ha sido positiva en el tiempo; sin embargo, desde 23 presenta una tasa de crecimiento promedio interanual de 5.61% y una representación promedio de 8.1% del total de reservas, ello evidencia la necesidad de inversión en este sector para recategorizar las reservas probables y posibles en reservas probadas, para la posterior explotación del recurso. 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% COMPOSICIÓN DE RESERVAS DE PETRÓLEO % RESERVAS DE PETRÓLEO POR ZONA GEOGRÁFICA Recursos R.Posibles R.Probables R.Probadas Selva Central Selva Norte Zócalo Costa Norte Fuente: MINEM / Elaboración: PCR Producción Los hidrocarburos líquidos producidos en el Perú están representados por el petróleo crudo y líquido de gas natural (LGN). En conjunto, a diciembre de 213, la producción promedio anual de hidrocarburos líquidos alcanzó los miles de barriles por día (MBPD), representando un aumento en 1.1% respecto a diciembre 212. Este incremento estuvo explicado en mayor medida por el crecimiento de la producción de LGN; el cual en el año 213 creció en 21.28% mientras que la producción de petróleo disminuyó en 5.72%. En relación a los partícipes por producción de hidrocarburos líquidos, se observa que Pluspetrol Perú Corporation S.A. es el principal productor con una participación del 6.35%, seguido de Pluspetrol Norte y Petrobras con 14.54% y 6.81% de participación, respectivamente. Asimismo, la selva es la zona que concentra la mayor producción de hidrocarburos líquidos (39.65%), estrechamente seguida por los resultados de producción de la costa (39.47%). Cabe destacar que, en los últimos años la distribución de participación se ha inclinado hacia el LGN y hacia la selva dada la importancia que está ganando la producción asociada al proyecto Camisea (Lotes 56 y 88 operadas por Pluspetrol Corp.) PRODUCCIÓN MENSUAL DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (MBPD) 6, 5, 4, PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR LOTE 1 3, 2, 5 1, nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 LGN Petróleo 1-AB 8 X Z-2B XIII Otros Fuente: PETROPERU / Elaboración PCR Fuente: SNMPE / Elaboración PCR El petróleo crudo producido en el 213 ascendió a MBPD ( MBPD respecto a 212). En términos de miles de barriles (MBLS) acumulados, la producción de petróleo en 213 fue de 22,956 MBLS, y así como en el caso de los BPD, tuvo una disminución de 5.9% (-1,44 MBLS) frente a la producción alcanzada en 212. Dicha variación se explica en la menor producción de los principales lotes petroleros (Lote 1-AB, -3.89%; lote 8, -1.67%; X, % y Z-2B, 12 Las reservas probadas, probables y posibles se diferencian por el grado de certeza que se tiene sobre la medición de cada una de ellas; siendo las primeras las de mayor probabilidad de recuperación (pues ya han sido medidas) y así sucesivamente. 1

11 -13.38%), efecto que fue ligeramente contrarrestado por el aumento de producción del lote XIII (Olympic) en %. En conjunto, el primer grupo de lotes representa el 73.36% del total de producción nacional. Dicha producción incluye las extracciones de petróleo del lote 67 (operado por Perenco) que ya se encuentra en fase de explotación y registró producción en diciembre 213 ascendente a MBLS. Por otro lado, la producción total también registra las actividades de algunos de los lotes en fase exploratorio, entre los que se encuentra el Lote 131 (selva central, Cepsa), Lote 12 (selva norte, Pluspetrol E&P) y el Lote 95 (selva norte, Gran Tierra). Refinación El petróleo crudo extraído de los yacimientos se transporta por medio de los oleoductos que cubren la ruta desde la selva del Perú hasta la estación de Bayovar ubicada en la costa. La tubería que conforma este oleoducto tiene un límite mínimo de fluencia de 36.3 kilogramos por milímetro cuadrado. A partir de ese punto se provee de crudo a las refinerías del país o para la exportación. El petróleo crudo es un elemento que contiene diversos componentes, cada uno de ellos con distinto peso molecular y punto de ebullición. El proceso de refinado consiste en la exposición del crudo a diferentes temperaturas, permitiendo así separar los elementos contenidos en este a través de los distintos niveles de ebullición (destilación). Entre los productos derivados de dicho proceso se encuentran la nafta, el kerosene, el combustible diesel, los aceites pesados, aceites lubricantes, ceras y asfaltos. La actividad de refinación demanda altos niveles de inversión en activos fijos y dadas las limitaciones de uso de la infraestructura asociada a ella, eleva los costos hundidos y conforma barreras a la entrada de nuevas empresas al rubro. Actualmente, en el Perú existen siete refinerías activas, de las cuales cinco tienen como principal accionista a Petroperú (empresa estatal de derecho privado), mientras que las restantes son de propiedad privada. Cabe señalar que, la Refinería Pucallpa es propiedad de Petroperú pero es operada por The Maple Gas Corporation del Perú S.A por medio de un contrato de arrendamiento. En conjunto, todas las refinerías tienen una capacidad de producción ascendente a 211,2 BPD**. PRINCIPALES DATOS DE REFINERIAS EN EL PERÚ Refinería Operador Ubicación Tipo de destilación* Capacidad instalada (BPD)** La Pampilla Repsol YPF Ventanilla - Callao DP,DV,FCC 11, Talara Petroperú Talara Piura DP,DV,FCC 65, Conchán Petroperú Lima - Lima DP,DV 15,5 Iquitos Petroperú Maynas - Loreto DP 1,5 Shiviyacu Pluspetrol El Tigre - Loreto DP 5,2 Pucallpa Petroperú Coronel Portillo - Ucayali DP 3,3 El Milagro Petroperú Ucubamba - Amazonas DP 1,7 *DP (destilación primaria), DV (destilación al vacio), FCC (craqueo catalítico). **En UDP (unidades de destilación primaria). Información a mayo 212. Fuente: SNMPE, RELAPASA, MINEM/ Elaboración PCR Una de las características más resaltantes del sector de refinería en Perú es que una importante proporción del crudo a procesar es importado. En promedio el nivel de crudo procesado en Perú de origen extranjero se ha ubicado en 63.11% entre los años 23 al 212. Así, para el cierre del año 212, del total de crudo refinado (53,196 MBS), el 64.12% correspondía a petróleo crudo exportado, mientras que solo el 35.88% fue de origen nacional. En términos de cantidad procesada de petróleo crudo, la compañía que presenta una mayor participación de mercado es Refinería La Pampilla (Repsol y asociados), su posición predominante se observa desde 24 y su participación promedio desde ese año hasta 213 fue de 49.1%. Al cierre del año 213 las cargas procesadas de petróleo en las refinerías fue de 59,23.52 miles de barriles (MBS), con una distribución de 41.6%, 35.51% y 22.89% de producción por las refinerías La Pampilla, Talara (Petroperú) y otras de menor tamaño. 35, PRODUCCION POR REFINERIA (MBS) 6, EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE DERIVADOS DE PETROLEO (MBS) 8 3, 25, 2, 15, 1, 5, 7 58, 6 56, 5 54, 4 52, 3 2 5, 1 48, R. La Pampilla R. Talara Otras P. crudo procesado total Fuente: MINEM / Elaboración PCR 11

12 La producción de derivados del petróleo fue de 68,74.8MBS a diciembre 213, con un promedio diario aproximado de MBPD. De manera similar al caso de carga de petróleo crudo, la producción nacional de derivados está representada en mayor medida por el producto de Refinería La Pampilla, con una participación de 4.97%, mientras que el segundo puesto en producción lo tiene R. Talara (36.33%) y, por último, el conjunto de pequeñas refinerías como El Milagro, Conchán, Iquitos que tienen como operador a Petroperú y R.Pucallpa (Maple Gas Co.), alcanza una participación de 22.69%. Comercialización Una vez culminada la etapa de refinería del petróleo crudo, se obtienen diversos productos que, de manera inmediata o luego de algún proceso químico, se encuentran aptos para su comercialización. Actualmente en el Perú los productos presentes en el mercado son el gas licuado de petróleo (GLP), diversos tipos de gasolina diferenciados por su octanaje, diesel, turbo, residual, entre otros. Estos se pueden utilizar para uso doméstico (GLP), transporte (gasolinas, diesel, turbo para transporte aéreo) e industrial (residual y en poca cuantía el GLP). A lo largo de los años las ventas de derivados de petróleo ha sido creciente, alcanzando para el cierre de 213 la cantidad de 79,765.6 MBS (+1.19% respecto a 211). Para ese mismo periodo de análisis, los productos con mayor venta fueron de diesel B-5 (25.3%), GLP (24.38%), turbo A-1 (8.38%) y gasolina 9 (6.18%). La comercialización mayorista de estos productos concentra una significativa proporción de volumen vendido en cuatro comercializadoras, las cuales son Primax, Repsol, Pecsa y Petroperú (establece una integración vertical con Repsol en el proceso productivo). En cambio, la venta al segmento minorista se realiza por medio de estaciones de servicio y grifos que pertenecen también a las mayores participantes en la venta mayorista. Proyectos de inversión A noviembre 213 el total de inversiones en hidrocarburos comprometido en el Perú ascendían a US$ 1,25MM, de las cuales el 64.97% estaba compuesto por las inversiones en actividades de explotación, mientras que el saldo restante estaba asociado a las actividades exploratorias dentro del país. Las inversiones en el subsector de gas natural en el Perú se encuentran en constante expansión desde el emprendimiento del proyecto Camisea en 24. Entre las principales inversiones para 214 en adelante, destaca el anuncio de Pluspetrol, quien invertirá un total de US$ 48 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 su cancelación mediante la adenda al contrato BOOT de Concesión de Transporte de GN en septiembre 213. Otros anuncios de proyectos ya programados son: i) el desarrollo de los lotes Z a cargo de Pacific Rubiales Energy, ii) la masificación del gas por Cálidda Gas Natural del Perú; y iii) la exploración del Lote Z-38 (2 pozos) por Karoon Gas Natural y Vietman American Petroleum. EMPRESA PROYECTO inversión (MM USD) STATUS GAS NATURAL Y LGN Pluspetrol 2da ampliación de Planta Malvinas 224 Pluspetrol 2da ampliación de Planta Pisco (mayor producción GLP) 156 Pluspetrol Desarrollo Lote 56 / Explotación y desarrollo lote 88 1 TGP Repsol Proyecto Loop Sur, planta compresora KP127 y ampliación de capacidad de ducto de transporte Prospección sísmica 2D y 3D, perforación de 22 pozos, desarrollo de Kiteroni (lote 57, construcción de flowlines) GNLC Ampliación de capacidad de distribución de GN Se encuentra en la 3era (última) etapa de desarrollo la cual inició en ene-13 Se encuentra en la 3era (última) etapa de desarrollo Continúa la perforación de los pozos SME-CRI y SME- 11XD Loop Sur cancelado por motivos de inseguridad en la zona. Producción de Kiteroni desde mar14. Planificación de actividad sísmica en Sagari. Nuevo city gate en Lurín concluido, gasoducto en etapa de comisionado y prueba. Gasoducto andino del sur KUNTUR Construcción de un gasoducto por aprox. 177km 1,3 Sin inicio de ejecución Sistema de distribución - Ica Sistema de distribución a Ica, Chincha, Nazca, Marcona 3 Tramo y city gate de Chincha culminados (aún sin operación), avance 94% tramos a Ica y Pisco. Gasoducto Sur peruano Dirigido a la dotación de GN al sur del país 4, Adjudicación en junio 214 Pacific Rubiales Energy Desarrollar los lotes Z1,135,137,116,138 n.d Cálidda GN del Perú Masificación de Gas n.d 12

13 Karoon Gas Australia Explotación de 2 pozos en Lote Z-38 n.d PETRÓLEO Savia Perú S.A. Perforación, exploración y otras en Lote Z-2B 2,5 Recibió la aprobación del EIA en el 1S 213. En elaboración de EIA de nuevas perforaciones. Repsol YPF Exploración de 21 pozos en el Lote 39 1,155 Sin inicio de ejecución Perenco Exploración del Lote * Inicio de producción en dic13. Inicio de construcción de oleoducto en 215. Gran Tierra Exploración y desarrollo del Lote Inicio de perforaciones en Bretaña sur en 4T 214 Cepsa Exploración y desarrollo del Lote 131 n.d En fase exploratoria Petroperú Modernización de la Refinería Talara 3,5 Fin de revisión de contratos para obtener financiamiento. *Monto invertido a dic13 Fuente: MINEM, PERUPETRO, OSINERGMIN, PRENSA / Elaboración PCR En relación a la situación del subsector petrolero, se conoce la existencia de ciertas limitaciones de infraestructura y explotación. Sin embargo, para los próximos años se tienen anunciados proyectos que apuntan a la exploración y explotación de pozos petroleros y modernización de la refinería en el Perú. Se tiene proyectada una inversión entre 1,2USD y 1,4USD millones por año en exploración y producción de hidrocarburos, impulsando así la producción de petróleo crudo. Entre los proyectos más importantes anunciados y asociados a este subsector se encuentra la inversión de la empresa Savia Perú S.A., la cual invertirá recursos para la perforación, exploración y otras acciones en el Lote Z- 2B (Tumbes). Asimismo, la empresa Repsol YPF tiene previsto la exploración de 21 pozos en el Lote 39 (Loreto). Por último, Perenco entró en diciembre 213 al mercado (lote 67 - Loreto) y su actividad también representa una futura inversión en la construcción de un oleoducto. 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. 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 las preguntas 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 los distintos factores detrás de una inversión en el sector. Desde 29, el Perú ha tenido una posición relativamente alta en los resultados del ranking, obteniendo la mejor posición en 211. El estudio de 213 realizado por el Instituto Fraser arroja como resultado el puesto 16 para Perú (índice de 59.22%); ello significa un retroceso respecto al puesto ocupado en 212 (94, índice 57.1%) y denota una ligera pérdida de atracción hacia las inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos. Respecto a sus comparables en Sudamérica, el Perú se sitúa en menor posición que Chile, Uruguay, Colombia, Guyana y Brasil (referente a la zona Onshore con contrato de concesión). En cambio, está mejor posicionado que Argentina, Bolivia, Ecuador y Venezuela. Los factores evaluados en la encuesta Fraser se pueden clasificar en tres grupos, cada uno de ellos con tópicos relevantes para la toma de decisión de un inversionista. A partir de esta separación podemos comentar de criterios como el clima comercial, el entorno regulatorio y el riesgo geopolítico. 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% %.73 EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE FRASER - PERÚ % % % % 59.22% Score Ranking (posición Relativa) RANKING DE PUESTOS A NIVEL MUNDIAL- PAISES DE LATINOAMERICA RANKING PAIS 29 (14) 21 (133) 211 (135) 212 (147) 213 (157) Argentina-Neuquén n.d n.d Bolivia Brasil Onshore CC** n.d n.d Chile Colombia Ecuador Guyana 125 n.d Perú Uruguay Venezuela *Zona de Argentina con menor puesto en dicho país. Otras regiones: Chubut (134), Mendoza (136), Tierra del fuego (137), Salta (147), Santa Cruz (131). ** Zona de Brasil con menor puesto en el ranking. Las otras regiones son: Brasil Offshore presalt area (115) y Brasil Offshore CC (17) Fuente: FRASER INSTITUTE / Elaboración PCR 13 Ranking (posición relativa) = Puesto obtenido en el ranking / Muestra total de países(regiones) 13