REPORTE SEMESTRAL DE MONITOREO DEL MERCADO DE GAS NATURAL SEGUNDO SEMESTRE DEL 2014

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1 Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 REPORTE SEMESTRAL DE MONITOREO DEL MERCADO DE GAS NATURAL SEGUNDO SEMESTRE DEL 214 Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima Perú Gerencia de Políticas y Análisis Económicos Teléfono: , Anexo osinergmin/estudios_economicos/oficina-estudioseconomicos 1

2 Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Reporte Semestral de Monitoreo del Diciembre 215 Año 3 - Nº Contenido Resumen Ejecutivo Mercado Mundial... 3 Reservas y producción... 3 Consumo... 3 Comercio Internacional... 4 Gas Natural Licuado (LNG)... 4 Gasoductos... 4 Precios internacionales Mercado Nacional Oferta de Gas Natural... 5 Reservas de Gas natural... 5 Reservas de Líquidos de Gas Natural... 6 Producción fiscalizada de gas natural.. 6 Producción de líquidos de gas natural. 7 Ratio reserva - producción... 8 Inversiones Demanda de Gas Natural... 9 Clientes y consumo por sectores... 9 Gas Natural Vehicular Exportaciones Precios Análisis Financiero Pluspetrol Camisea S.A Pluspetrol Lote 56 S.A TGP GNLC Resumen de variables Notas Abreviaturas utilizadas Resumen Ejecutivo En este sexto Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural (RSMMGN) se presentan las estadísticas relevantes del sector para el segundo semestre del 214. Asimismo, considerando la información histórica disponible, se presentan y analizan las principales variables que describen la evolución del mercado de gas natural. El RSMMGN consta de dos secciones. En la primera sección, se presentan las principales estadísticas del mercado mundial de gas natural como las reservas, producción, consumo, comercio internacional y precios. En la segunda sección, se presentan estadísticas asociadas al mercado nacional, describiendo variables de oferta como las reservas, producción e inversión y variables de demanda como el número clientes y consumo por sectores de gas natural. Asimismo, se muestran estadísticas sobre precios, exportaciones y un análisis financiero de las principales empresas que participan en los segmentos de producción, transporte y distribución. En términos generales, desde el año 25 el crecimiento de la producción de gas natural registrada en la selva sur ha desplazado la posición que históricamente ocupó la selva central. En ese sentido, al cuarto trimestre del 214, las participaciones registradas en cada área fueron del 95.3% y 1.1%, respectivamente. En ese mismo periodo, la producción de gas natural registró un crecimiento del 6.1% respecto al año 213, de igual forma la producción de líquidos de gas natural registró una incremento del 7.5% respecto al período de análisis. Por otra parte, el principal consumidor de gas natural ha sido el segmento eléctrico, con un consumo promedio diario de MMPCD durante el cuarto trimestre del

3 TCF TCF Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 7,5 6, 4,5 3, 1, % Reservas Probadas de Gas Natural (TCF) Norte América Europa y Eurasia África Total 214 = TCF Total 2 = 85.2 TCF Años S. & Cent. America Medio Oriente Asia Pacífico Producción de Gas Natural (TCF) Norte América Europa y Eurasia África Años Fuente: BP S. & Cent. America Medio Oriente Asia Pacífico Estructura del Consumo de Fuentes de Energía (%), % 2% 1% 2 6% 6% 4% 7% 25% 23% 24% 3% Fuente: BP Carbón Gas Natural Hidroeléctrica Nuclear Petróleo Renovables Fuente: BP 1. Mercado Mundial Reservas y producción Las reservas mundiales probadas de gas natural se incrementaron de 4,924 TCF en el año 2 a 6,66 TCF al año 214, creciendo a una tasa promedio anual de 2.2%. Históricamente, la región con mayor cantidad de reservas es el Medio Oriente, básicamente por las reservas probadas de Irán, Qatar y Arabia Saudita. La segunda región es Europa y Eurasia, [1] primordialmente por las reservas de Rusia y en los últimos siete años, por las reservas de Turkmenistán. En el 214, las reservas probadas del Medio Oriente y Europa y Eurasia representaron el 42.7% y 31.% del total respectivamente. Por su parte la producción del gas natural se incrementó de 85.3 TCF en el año 2 a TCF en el año 214, creciendo a una tasa promedio anual de 2.6%. La región con mayor producción para el periodo es Europa y Eurasia, básicamente por Rusia, Noruega, Uzbekistán y Países Pajos. La segunda región es América del Norte, básicamente por Estados Unidos. En el 214, la producción de Europa y Eurasia, y América del Norte representó el 29.9% y 27.4%, respectivamente. Asimismo, a pesar de que históricamente Medio Oriente es la región con mayor cantidad de reservas no ha sido uno de los principales productores; sin embargo, en los últimos años destaca el incremento de su producción básicamente por Qatar, Irán, Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos. Consumo Entre los años 2 y 214, la participación del consumo de gas natural registró un incremento del 1% dentro de la estructura de consumo energético a nivel mundial (de 23% al 24% del total). En términos absolutos, el consumo de gas natural en el mismo período se incrementó de 85.2 TCF a TCF, creciendo a una tasa promedio anual del 2.4%. La región que consumió la mayor cantidad en el período fue Europa y Eurasia. En esta región, los países que consumieron más en el año 214 fueron Rusia (4.5%), Alemania (7.%) y Reino unido (6.6%). La segunda región fue América del Norte, siendo Estados Unidos el principal consumidor (8%). En el 214, destaca el incremento del consumo de Medio Oriente básicamente por Irán y Arabia Saudita. 3

4 Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre % 32% 37% 36% 213 8% 5% 3% 17% 8% 5% 15% 3% Total 214 = 11.8 TCF Total 213 = 11.5 TCF 214 Importaciones de LNG (%) Total 214 = 11.8 TCF Total 213 = 11.5 TCF 214 Total 214 = 23.5 TCF Total 213 = 25.1 TCF 214 Exportaciones de LNG (%) 47% 46% % 32% 7% 6% 4% 5% 6% 4% 5% 7% Japón Corea del Sur Reino Unido España China Otros Fuente: BP Qatar Indonesia Trinidad & Tobago Algeria Rusia Otros Importaciones por gasoductos (%) 6% 59% % 13% 11% 11% 7% 4% 5% 7% 3% 6% Exportaciones por gasoductos (%) 35% 33% 4% 7% 4% 7% 3% 28% % 11% 15% 11% Fuente: BP Alemania Estados Unidos Italia Ucrania Turquía Otros Fuente: BP Rusia Noruega Canadá Países Bajos Argelia Otros Comercio Internacional El comercio internacional de gas natural se caracteriza por la presencia de tres mercados regionales relevantes (Norte América, Europa y Asia), en los cuales el gas natural se comercializa en forma de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) o a través de gasoductos físicos. En el año 213, el comercio a través de gasoductos fue de 25.1 TCF, y de LGN fue de 11.8 TCF representado el 31.4% del total de comercialización de ese año (36.9 TCF), Por otro lado, en el 214, el comercio a través de gasoductos fue de 23.5 TCF, y de LNG fue de 11.8 TCF representando el 33.4% del total comercializado en ese año (35.3 TCF). Gas Natural Licuado (LNG) El principal importador de LNG en el 214 fue Japón, seguido por Corea del Sur, representando el 36% y 15% de las importaciones totales en dicho año, respectivamente. Por otro lado, el principal exportador de LNG en el mismo periodo fue Qatar, seguido por Indonesia, representando el 31% y 7% de las exportaciones totales en dicho año, respectivamente. Gasoductos Alemania es el principal importador de gas natural mediante gasoductos, representando el 13% del total importado en los años 213 y 214, 3.4 TCF y 3 TCF respectivamente. Estados Unidos es el segundo importador de gas natural, representando el 11% del total importado a nivel mundial en los años 213 y 214, 2.8 TCF y 2.6 TCF respectivamente. Por otro lado, Rusia es el principal exportador de gas natural a través de gasoductos, exportando 7.5 TCF (3%) y 6.6 TCF (28%) en los años 213y 214, respectivamente. Otros exportadores importantes son Noruega y Canadá, los cuales representaron el 15% (3.6 TCF) y 11% (2.6 TCF) del total exportado en el año 214, respectivamente. Total 214 = 23.5 TCF Total 213 = 25.1 TCF Fuente: BP 4

5 TCF ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic US$/MBTU dic- dic-1 dic-2 dic-3 dic-4 dic-5 dic-6 dic-7 dic-8 dic-9 dic-1 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 US$/MMBTU Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Precios internacionales Evolución del Precio del Henry Hub, WTI y Brent (US$/MMBTU) Enero 2 - Dicembre 214 Henry Hub WTI Brent Fuente: EIA Evolución diaria del precio del Henry Hub (US$/MMBTU), Fuente: EIA Las cotizaciones internacionales del petróleo [2] y del gas natural registraron un comportamiento similar hasta principios del 29, año a partir del cual dichos marcadores empezaron a diferenciarse. Las razones que explicaron este evento fueron el hallazgo de las reservas de shale gas o gas de esquisto y los conflictos internos en el medio oriente. [3] A diciembre del 214, los precios del West Texas Intermediate (WTI, por sus siglas en inglés) y Brent registraron un nivel de US$ 1.6 y US$ 11.1 por MMBTU, respectivamente. Cabe señalar que a diciembre del 214, las cotizaciones internacionales del petróleo han registraron significativas caídas, debido principalmente a la sobre oferta generada por Arabia Saudita y la baja demanda de China. [4] Por otra parte, las cotizaciones para el Henry Hub alcanzaron un nivel de US$ 3.5 por MMBTU, registrando una caída del 17.9% respecto a diciembre del 213 (US$ 4.2 por MMBTU). Si comparamos la evolución diaria del Henry Hub registrada en el 214 respecto a los niveles históricos de los últimos 5 años (29-213), se observa que las cotizaciones han registrado niveles superiores a los límites máximos históricos, estabilizándose en el último semestre con tendencia a la baja. Cabe señalar que durante los meses de febrero y marzo del 214, se registraron picos máximos a consecuencia de la inestabilidad política en Ucrania y la intromisión militar de Rusia en Crimea. Reservas de Gas Natural (TCF) Mercado Nacional 2.1 Oferta de Gas Natural Posibles Probables Probadas Reservas de Gas natural En el año 214, las reservas probadas de gas natural a nivel nacional registraron un volumen equivalente a 14.6 TCF, lo cual representó una reducción de 2,8% respecto al año anterior. Esta situación fue explicada por la disminución de las reservas probadas en la Selva Central y Selva Sur (Camisea) en 6% y 4%, respectivamente. No obstante, los incrementos de las reservas probadas de la Costa Norte (8.4%) y Zócalo (57.8%) atenuó dicha reducción. Cabe señalar que pese a la reducción las reservas de la Selva Sur representan el 91.5% del total de reservas probadas para el año

6 MMPCD MMBLS Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Reservas de Gas Natural por Lote (TCF) Posibles.5.5 Otros Petrobras Repsol Probables Pluspetrol Pluspetrol 1.2 Probadas TCF Reservas de Líquidos de Gas Natural (MMBLS) Posibles Probables Probadas Producción Fiscalizada de Gas Natural (MMPCD), I TRIM 25 - IV TRIM 214 1,4 1,2 1, Zócalo Norte Selva Central Costa Norte Selva Sur I III I III I III I III I III I III I III I III I III I III Por otro lado, las reservas probables de gas natural registraron un volumen equivalente a los 6.4 TCF para el año 214 (menor en 1.% respecto al 213). Finalmente, las reservas posibles de gas natural registraron un volumen equivalente a los 4.8 TCF para el año 214, disminuyendo en 9.9% respecto al 213. Analizando las reservas por lote, se observa que el lote 88 registró la mayor participación dentro de las reservas probadas de gas natural con 1. TCF, seguido por el lote 56 con 2.4 TCF. Para el caso de las reservas probables, el lote 58 registro mayor participación con 2.5 TCF y en las reservas posibles, el lote 88 registro la mayor participación con 2.2 TCF. Reservas de Líquidos de Gas Natural Por su parte, las reservas probadas de líquidos de gas natural (LGN) registraron un volumen de 727 MMBLS para el año 214, lo cual generó una disminución del 17.% respecto al 213. Por otro lado, las reservas probables de LGN registraron un nivel de 289 MMBLS en el 214, esto generó una reducción del 17.4% respecto al año anterior. Finalmente, las reservas posibles de LGN registraron un volumen de 249 MMBLS, lo cual generó una caída del 6.4% respecto a lo registrado en el año 213. Producción fiscalizada de gas natural La producción de gas natural se ha concentrado en tres zonas del país: la Costa Norte (cuenca de Talara/Sechura), la cuenca de Ucayali y la cuenca de Camisea ubicada en Cusco. Desde el inicio de operación comercial de Camisea, la participación en la producción de la Selva Sur se ha incrementado significativamente, pasando del 53%, para el año 25, al 95%, para el 214. A nivel nacional, la producción fiscalizada de gas natural fue de 1,252 MMPCD durante el año 214, lo cual registró un incremento del 6.1% respecto al año 213. Cabe señalar que la Costa Norte fue la segunda zona de mayor producción, registrando una participación del 2.7% respecto al total de gas natural producido durante el año 214 (37 MMPCD)

7 ene sep may ene sep may ene sep may ene sep may ene sep may MMPCD MMPCD Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Petrolera Monterrico Petrobras Energía Perú Pluspetrol Corporation Participación por empresa en la producción fiscalizada de Gas Natural (%) Repsol Olympic GMP Sapet Petrotech Aguaytía 5.%.%.1%.%.6% 2.1%.6% 2.6%.2% 5.%.9% 1.1%.5% 13.4% 1.2% 23.2% 43.6% %.% 5.% 1.% Producción Fiscalizada de Líquidos de Gas Natural (MBPD), I 25 - IV Zócalo Norte 1 Selva Central Selva Sur 8 I III I III I III I III I III I III I III I III I III I III Producción en Plantas Procesadoras de LGN (MBPD) enero 25 - diciembre Otros* GLP Analizando la producción a nivel de empresa, se observó que Pluspetrol Corporation generó alrededor del 91% del total de gas producido durante el año 214. En términos absolutos la producción de dicha empresa registró un volumen equivalente a los.41 TCF (46% proveniente del lote 56 y 54% del lote 88). Cabe señalar la entrada en producción del Lote 57 a cargo de la empresa Repsol, cuya participación alcanzó los 5.% respecto al total del gas natural producido en el periodo de análisis. El resto de la producción estuvo a cargo de las empresas Aguaytia, Olympic, Petrobras, entre otras. Producción de líquidos de gas natural A nivel nacional, la producción fiscalizada de líquidos de gas natural (LGN) ha sido explicada fundamentalmente por lo generado en la Selva Sur: lotes 88, 56 y 57. Durante el segundo trimestre del 214, la producción diaria de LGN a nivel nacional fue de 13.8 MBPD, registrando una caída del 3.4% respecto al mismo periodo del año previo. En términos agregados, la producción de LNG en el primer semestre del 214 alcanzó un nivel equivalente a los 18,545 MBL, registrando una caída del 4.3% respecto al mismo periodo del 213. Cabe señalar que la Selva Central (lote 31C) fue la segunda región de mayor producción con 412 MBL en el mismo periodo de análisis. Por otra parte, la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) representó el 5.2% del total de derivados producidos en el mes de diciembre del 214, el 49.8% restante correspondió a gasolina [5] natural (39.%) y otros derivados (1.2%). En términos absolutos, la producción diaria de GLP registró un nivel equivalente a los 51.2 MBPD, registrando una caída de.4% respecto al mismo periodo del año previo. Durante el año 214, el total de gasolina natural exportada registró un volumen acumulado de 12.1 MMBLS, lo cual representó una caída del 15.5% respecto al año previo. [6]

8 Ratio (R/P) ,2 1, ,2 1, Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Ratio reserva/producción de GN por Área Ratio reserva - producción Selva central Nacional Costa norte Zocalo El ratio reserva producción (R/P) indica la cantidad de años que las reservas actuales asegurarían el abastecimiento de la demanda de gas natural si se prevé el mismo nivel de producción registrado durante el último año. Es decir, asumiendo que la demanda se mantiene constante, este ratio es un indicador del nivel de inventarios y, por lo tanto, de la capacidad para abastecer la demanda interna del país Selva Costa Norte Zócalo Sierra Inversiones en Exploración por área (en MMUS$) Inversiones en explotación por área (en MMUS$) Selva Zócalo Costa Norte En el periodo , el ratio R/P a nivel nacional registró una disminución significativa, alcanzando un nivel de 32 en el año 214. No obstante, en los últimos años, debido a la mayor madurez del mercado interno, el R/P ha registrado un comportamiento más estable. A nivel de área, se observa que el ratio R/P para la Selva Sur, principal zona de producción, siguió una tendencia decreciente hasta el año 21, registrando una ligera recuperación en el año 212. Inversiones En el periodo , la evolución de las inversiones en exploración registró un comportamiento creciente hasta el año 212, año en el cual se alcanzó un monto de inversión equivalente a los 959 MMUS$. En el año 213 las inversiones en exploración de hidrocarburos disminuyeron en 57%. Para el año 214 se presentó un incremento en las inversiones del 21% respecto al año previo, en el cual se alcanzó el un monto de inversión equivalente a 52 MMUS$. Esto se explica principalmente por un incremento de la inversión en la Costa Norte de 5.5 MMUS$ en el año 213 a 43.2 MMUS$ en el año ,2 1, Por otra parte, las inversiones en explotación registraron un comportamiento decreciente, al cierre del año 214, estas inversiones alcanzaron un nivel de 693 MMUS$, registrando un caída del 28% respecto al año anterior. La participación de la zona Selva registró una caída de 51% respecto al año previo. Esto fue explicado por la disminución de la inversión realizada por la empresa Perenco Perú (lote 67), donde disminuye su monto de inversión equivalentes en 271 MMUS $ en el año 213 hasta 71 MMUS$ en el año 214; y la empresa Pluspetrol Corporation (lote 88), donde disminuye su inversión equivalentes en 94 MMUS $ en el año 213 hasta 36 MMUS$ en el año 214. [7] 8

9 ene-1 may-1 sep-1 ene-11 may-11 sep-11 ene-12 may-12 sep-12 ene-13 may-13 sep-13 ene-14 may-14 sep-14 Talleres de conversión (unidades) MMPCD dic- 27 dic- 28 dic- 29 dic- 21 dic- 211 dic- 212 dic- 213 dic- 214 Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre , 228, 183, 138, 93, 48, 3, 1, Número de clientes por sector económico diciembre 27 - diciembre Gasocentros Generadores Eléctricos Industriales Comerciales Residenciales 62,886 35,13 7,781 11,449 18, Residencial Comercial Gas Natural Vehicular Industrial Generación Eléctrica , ,117 I III I III I III I III I III I III I III I III I III , ,141 3,657 Volumen de Gas Natural distribuido por sector (MMPCD), I 25 - IV Demanda de Gas Natural en el Perú Clientes y consumo por sectores A diciembre del 214, en Lima Metropolitana, el número de clientes totales conectados a gas natural fue de 255 mil usuarios, registrando un crecimiento del 156% respecto a diciembre del 213. El segmento residencial [8] concentra a la mayor cantidad de usuarios de gas natural. Este sector registró a usuarios conectados, alcanzando un incremento del 54.7% respecto a diciembre del 213. Cabe señalar que el crecimiento de este sector estuvo asociado a la expansión progresiva del Mecanismo de [9] Promoción de Conexiones Residenciales. Este mecanismo consiste en un descuento sobre parte del costo de instalación del servicio en usuarios ubicados en determinadas zonas geográficas según sus niveles socioeconómicos. Por otra parte, el segmento comercial registró a clientes conectados, lo cual representó un crecimiento del 227.4% respecto a lo registrado en diciembre del 213. Cabe señalar que los clientes industriales, generadores eléctricos y gasocentros alcanzaron los 596 usuarios conectados. Durante el cuarto trimestre del 214, el volumen promedio de consumo diario de gas natural fue de MMPCD, registrando un crecimiento del 11.7% respecto al cuarto trimestre del año previo. En el mismo período de análisis, el consumo del segmento residencial alcanzó los 4.5 MMPCD, lo que representó un incremento del 44%. Por otra parte, el principal consumidor de gas natural fue el segmento de generación eléctrica, cuyo consumo promedio diario alcanzó los MMPCD durante el cuarto trimestre del 214, registrando un crecimiento del 5.3% Vehículos convertidos y talleres de conversión, Enero 21-Diciembre Vehículos convertidos (Miles) Talleres de conversión Fuente: CPGNV Vehículos convertidos (miles) Gas Natural Vehicular Durante el cuarto trimestre del 214, el consumo de gas natural del sector vehicular registró un incremento del 2.2% respecto al mismo periodo del año previo, pasando de 62.6 MMPCD a 63.9 MMPDC. Por otra parte, el número de vehículos convertidos a diciembre del 214 fue de mil, ello representó un incremento del 15.6% respecto al mismo mes del año previo. No obstante, el número de talleres de conversión a GNV registró una caída del 7.8%, quedando en operación 177 talleres. 9

10 MMPCD ene-1 may-1 sep-1 ene-11 may-11 sep-11 ene-12 may-12 sep-12 ene-13 may-13 sep-13 ene-14 may-14 sep-14 Gasocentros (unidades) Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre Número de estaciones de servicio y ratio de vehículos convertidos por gasocentro ene dic. 214 Gasocentros Autos convertidos/ Gasocentros Ratio (vehículos/gasocentro) A diciembre del 214, el número de gasocentros o estaciones de servicio de gas natural en operación fue de 248, registrando un crecimiento del 9.3% respecto a diciembre del año previo. Asimismo, entre enero del 21 y diciembre del 214, el ratio vehículos convertidos por gasocentro [1] alcanzó su nivel mínimo en julio de 211 (711 vehículos atendidos por gasocentro), periodo a partir del cual se ha registrado una tendencia creciente alcanzando un nivel de 797 en noviembre del Exportaciones Fuente: CPGNV Exportaciones promedio diarias de Gas Natural (MMPCD), I 211- IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV 25% Fuente: PERUPETRO Exportaciones por destino (TM) % 3% 1% 2% 11% % 72% México España Japón Francia 689 Corea del Sur Durante el cuarto trimestre del 214, el volumen promedio diario de exportaciones de gas natural registró un nivel de 689 MMPCD, esto representó un crecimiento del 2% respecto al mismo periodo del año previo (6 MMPCD). Cabe señalar que la totalidad del volumen de gas natural exportado se realiza a través de LNG en la planta localizada entre los kilómetros 167 y 17 de la Carretera Panamericana Sur, denominada Pampa Melchorita. En términos agregados, durante el año 214, se exportó un volumen equivalente a los.2 TCF, registrando una caída del 3.6% respecto al año previo. Por otra parte, el principal destino de exportación fue México, registrando una participación del 72% respecto al total de LNG exportado (.15 TCF). Cabe señalar que al segundo semestre del 214, la estructura de exportación por destino registró un cambio significativo respecto a lo ocurrido durante el año 213. En ese sentido, España redujo su participación del 3% al 25%, asimismo, los envíos al continente asiático registraron una importante caída al pasar del 25%, para el 213, al 2%, para el segundo semestre del Precios A diciembre del 214, el precio real de venta de gas natural a nivel de estación de servicio registró un nivel de S/ por galón de [11] gasolina equivalente, con lo cual se registró un ligero incremento del.6% respecto al mismo mes del año previo. Total 214 =.2 TCF Fuente: PERUPETRO Total 213 =.21 TCF 1

11 ene jun nov abr sep feb jul dic may oct mar ago ene jun nov abr sep S/. del 94 / galón equivalente Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Precios reales de combustibles vehiculares (S/. del 94 / galón equivalente), enero 28 - diciembre Ratio Fuente: DSHL Fuente: Osinergmin, MEM Principales Ratios Financieros Pluspetrol Camisea S.A Razón Corriente Endeudamiento Patrimonial Diesel GLP Gasolina GNV Composición del pago mensual promedio del precio gas natural por sector, diciembre 214 Boca de pozo Transporte Distribución Residencial Comercial Generador Eléctrico Gasocentro Industrial 32% 5% 5% 1% 62% 62% 15% 27% 58% 18% 18% 35% ROE 8% 75% ROA 36% 33% 23% 2% 19% % 2% 4% 6% 8% 1% Por otra parte, la brecha entre el precio real del GNV y GLP por consumo de un galón de gasolina equivalente durante el mismo periodo de análisis registró una caída del 13.7% al pasar de S/ a S/. 1.68, es decir, por cada galón de gasolina equivalente consumida a través de GNV, se obtuvo un ahorro de aproximadamente S/. 1.7 reales respecto al consumo de GLP. Asimismo, las brechas entre el GNV respecto a la gasolina y al diésel [12] registraron un nivel de S/. 4.9 y S/ reales por galón de gasolina equivalente, respectivamente. [13] A diciembre del año 214, el peso que representó el gas natural en boca de pozo en la factura promedio mensual de los sectores residencial, comercial, generación eléctrica, vehicular e industrial [14] fue del 32%, 5%, 5%, 62% y 62%, respectivamente. Por otra parte, el componente asociado a la distribución de los mismos sectores fue de 58%, 35%, 23%, 2% y 19%, respectivamente. Cabe señalar que a partir de la suscripción de la adenda al contrato BOOT con Cálidda, [15] se implementó un nuevo esquema tarifario, el cual integró la tarifa de la red principal de distribución y la tarifa de otras redes en una sola tarifa. 2.5 Análisis Financiero En esta sección se realiza un breve análisis financiero de las principales empresas del sector de gas natural a nivel nacional. El indicador de liquidez que se utilizará será la razón corriente; [16] el indicador de solvencia, el ratio de endeudamiento patrimonial; [17] y los indicadores de rentabilidad, los ratios ROE (Return on Equity) [18] y ROA (Return on Assets). [19] Pluspetrol Camisea S.A La razón corriente registró un incremento significativo al pasar de.87 a 1.83 al cierre del año 213 y 214, respectivamente, respectivamente. Por otra parte, el ratio de endeudamiento patrimonial registró una aumento de 1.21 a 1.26 en el mismo periodo de análisis. Por otro lado, el ROE registró una caída al pasar del 8% al 75% del año 213 al 214, respectivamente. Asimismo, el ROA registró una ligera caída del 36% al 33% en el mismo periodo de análisis. Fuente: SMV 11

12 Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Ratio Principales Ratios Financieros Pluspetrol Lote 56 S.A Razón Corriente.76.8 Endeudamiento Patrimonial ROE 127% 84% ROA 39% 25% Ratio Principales Ratios Financieros TGP Fuente: SMV Razón Corriente Endeudamiento Patrimonial ROE 12% 24% ROA 3% 6% Ratio Principales Ratios Financieros GNLC Fuente: SMV Razón Corriente Endeudamiento Patrimonial ROE 7% 13% ROA 3% 5% Pluspetrol Lote 56 S.A El indicador de liquidez de esta empresa registró un ligero aumento al pasar de.76 a.8 en el mismo periodo de análisis. Por el contrario, el indicador de solvencia registró un incremento al pasar de 2.25 a 1.37 en el mismo periodo de análisis. Por otro lado, los indicadores de rentabilidad registraron significativas caídas. En ese sentido, el ROE pasó del 127% al 84% entre el cierre del año 213 y 214. Asimismo, el ROA registró una caída pasando del 39% al 25% en el mismo periodo de análisis. Estas reducciones fueron explicadas por la reducción de las utilidades netas en 15.1%, durante el periodo evaluado. TGP El ratio de endeudamiento patrimonial registró un incremento, pasando de 2.38 a 2.9 en el mismo periodo de análisis. Esto fue explicado por la reducción del patrimonio en 17% asociado al menor nivel de la cuenta de resultados acumulados. Por otra parte, el ROE registró un importante incremento al pasar del 12% al 24% en el mismo periodo de análisis. Asimismo, el ROA registró un ligero incremento del 3%. Estos incrementos fueron explicados por el crecimiento de las utilidades netas en 69%. GNLC El ratio de razón corriente de esta empresa registró una ligera reducción, pasando de 2.7 a 2.23 entre el cierre del año 213 y 214. Esto se explica debido a la caída del activo corriente en 17.2%, asociado a la cuenta efectivo y equivalentes de efectivo. Asimismo, el ratio de endeudamiento patrimonial registró una caída pasando de 1.65 a 1.49 en el mismo periodo de análisis. Por otra parte, tanto el retorno respecto al patrimonio como el retorno respecto a los activos registraron un mejor desempeño. El ROE pasó del 7% al 13%, mientras que el ROA se incrementó del 3% al 5% en el mismo periodo de análisis. Esto fue explicado por el aumento significativo de las utilidades netas de la empresa, en 68.8%. Fuente: GNLC Estados Financieros 12

13 Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Resumen de las principales variables del sector de gas natural en el Perú Variables Agentes del Sector Cobertura Estructura del Mercado de Gas Natural Detalles Unidades Exploradores Cantidad Explotadores Cantidad Transportadores Cantidad Distribuidores Cantidad Estaciones de servicio de GNV Cantidad Estaciones de carga de GNC Cantidad Cobertura % Clientes Residenciales Cantidad 62,886 12, ,141 25,752 Clientes Comerciales Cantidad Clientes Industriales Cantidad Generadores Eléctricos Cantidad Demanda Nacional MMPCD Demanda Total MMPCD Vehículos Convertidos Cantidad Talleres de Conversión Cantidad Generación Eléctrica % Industria % GNV % Residenciales y Comerciales % Mercado de Líquidos de Gas Natural-Camisea Producción de Líquidos de Gas Natural (LGN) MBPD Facturación (*) Rentabilidad Producción mill. US$ Transporte mill. US$ Distribución mill. US$ Producción (Pluspetrol Camisea) ROA % ROE % Transporte ROA % ROE % Distribución ROA % ROE % Producción % Participación Transporte % privada Distribución % (*) Se considera a Olympic Peru Inc., Sapet Development Peru Inc, Graña y Montero Petrolera S.A., Petrobras Energía Perú S.A., Petro tech Peruana S.A., Aguaytía Energy del Perú S.A., Pluspetrol Perú Corporation S.A. Lote 88 y Pluspetrol Perú Corporation S.A. Lote 56. Fuentes: Osinergmin, MEM, Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular y SMV. 13

14 Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Notas [1] Europa y Eurasia incluye países de Europa y de la ex Unión Soviética. [2] El Western Texas Intermediate (WTI, por sus siglas en inglés) y el Brent son dos marcadores de referencia para las cotizaciones internacionales del petróleo a nivel mundial. Estas canastas reúnen los requisitos de calidad óptimo tanto en grados API (American Petroleum Institute) como en su contenido de azufre (Vasquez, A. (25). La Organización Económica de la Industria de Hidrocarburos en el Perú: el Segmento Upstream del Sector Petrolero. Documento de Trabajo N 8, Oficina de Estudios Económicos, Osinergmin). [3] Para mayor detalle ver: Vásquez, A.; García, R.; Cueva, S.; Nario, T. y O. Almeida (212). Reporte de Inteligencia Económica Sectorial Gas Natural, Año 1 Número 1. Oficina de Estudios Económicos, Osinergmin Perú. [4] Para mayor detalle ver el Reporte de Análisis Económico Sectorial Sector Hidrocarburos Líquidos; Año 3 Nº 5 Diciembre 214. [5] Incluye los destilados medios para mezcla y HAL/HAS. [6] Datos de la Balanza Comercial de Hidrocarburos publicados por el MEM. [7] Información extraída del Capítulo II del Anuario 214 (MEM): [8] Los clientes residenciales están conformados por la categoría tarifaria A, cuyo rango de consumo es entre y 3 m 3 /mes. Por otro lado, los clientes comerciales están dentro de la categoría tarifaria B, cuyo rango de consumo es entre 31 y 17,5 m 3 /mes. Asimismo, los clientes industriales están considerados dentro de las categorías tarifarias C, D y E, cuyos rangos de consumos son entre 17,51-3, m 3 /mes, 3,1-9, m 3 /mes y más de 9, m 3 /mes, respectivamente. [9] Para mayor detalle ver: Decreto Supremo N 4-28-EM - Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos. [1] Este ratio se calcula dividiendo el número de vehículos convertidos sobre el número de estaciones de servicio en operación. [11] Es el precio del combustible a nivel de estación de servicio expresado en soles de 1994 por consumo de un galón de gasolina equivalente, es decir, es el precio real necesario para poder consumir la energía producida por un galón de gasolina. Para mayor detalle de los factores de conversión ver: [12] Se realizó un promedio ponderado entre los distintos tipos de gasoholes (84, 9, 95, 97 y 98 octanos) y diéseles (B5 y B5-S5). Los ponderadores utilizados fueron los volúmenes totales comercializados a nivel de estación de servicio. [13] A diciembre del 214, la reducción de precios internacionales del petróleo ha generado un impacto relativamente leve sobre los precios promedios del Diésel y de la Gasolina en los últimos meses. [14] En base al consumo promedio mensual de gas natural por usuario (m3/mes) y a la estructura de tarifas vigentes a diciembre del año 213, se determinó la facturación mensual promedio por usuario en cada sector. [15] Para mayor detalle: Resolución Suprema N EM. [16] La razón corriente mide la capacidad de la empresa para cumplir sus obligaciones a corto plazo. Se calcula dividiendo el activo corriente entre pasivo corriente. [17] El ratio de endeudamiento patrimonial define la estructura financiera de la empresa, mide la dependencia que una empresa tiene de financiarse a través de deuda en relación al patrimonio. Se calcula dividiendo el pasivo total entre el patrimonio neto. [18] El ROE mide la eficiencia de la empresa para generar ganancias por cada unidad del patrimonio de los accionistas. Se calcula dividiendo la utilidad neta entre el patrimonio neto. [19] El ROA mide la eficiencia de la empresa para convertir la inversión en ganancia, mientras sea mayor es mejor, pues estaría generando más ganancia con menor inversión. Se calcula dividiendo la utilidad neta entre el activo total. 14

15 Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Abreviaturas utilizadas BP: CPGNV: DSHL: EIA: GNLC: GPAE: GLP: IEA: LNG: LGN: MBPD: MEM: MMBLS: MMBTU: MMPCD: MMUS$: NBP: PETROPERÚ: SMV: TGP: TCF: British Petroleum Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular División de Supervisión de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos U.S. Energy Information Administration Gas Natural de Lima y Callao Gerencia de Políticas y Análisis Económico Gas Licuado de Petróleo International Energy Agency Liquefied Natural Gas Líquidos de Gas Natural Miles de barriles por día Ministerio de Energía y Minas Millones de barriles Millones de BTU (British Thermal Unit) Millones de pies cúbicos por día Millones de dólares National Balancing Point Petróleos del Perú S.A. Superintendencia del Mercado de Valores Transportadora de Gas del Perú Trillion cubic feet (EE.UU.), billones de pies cúbicos (Perú) 15

16 Reporte Semestral de Monitoreo del Año 3 Nº 6 Diciembre 215 Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Osinergmin Gerencia de Políticas y Análisis Económico GPAE Reporte Semestral de Monitoreo del, Año 3 N 6 Diciembre 215 Alta Dirección Jesús Tamayo Pacheco Julio Salvador Jácome Presidente del Consejo Directivo Gerente General Equipo de Trabajo de la GPAE que preparó el Reporte Arturo Vásquez Cordano Carlo Vilches Cevallos Edison Chávez Huamán Daniel Pajita Dominguez Gerente de Estudios Económicos Economista Analista Económico Sectorial Practicante Profesional El contenido de esta publicación podrá ser reproducido total o parcialmente con autorización de la Gerencia de Políticas y Análisis Económico del Osinergmin. Se solicita indicar en lugar visible la autoría y la fuente de la información. Todo el material presentado en este reporte es propiedad del Osinergmin, a menos que se indique lo contrario. Citar el reporte como: Reporte Semestral de Monitoreo del, Segundo Semestre del 214, Año 3 N 6 Diciembre 215. Gerencia de Políticas y Análisis Económico, Osinergmin Perú. Osinergmin no se identifica, necesariamente, ni se hace responsable de las opiniones vertidas en el presente documento. Las ideas expuestas en los artículos del reporte pertenecen a sus autores. La información contenida en el presente reporte se considera proveniente de fuentes confiables, pero Osinergmin no garantiza su completitud ni su exactitud. Las opiniones y estimados representan el juicio de los autores dada la información disponible y están sujetos a modificación sin previo aviso. La evolución pasada no es necesariamente indicador de resultados futuros. Este reporte no se debe utilizar para tomar decisiones de inversión en activos financieros. Copyright Osinergmin GPAE